Origem, evolução e geometria da porosidade das rochas carbonáticas da Formação Quissamã, Grupo Macaé, Albiano, Bacia de Campos, Brasil

Os reservatórios carbonáticos da Formação Quissamã do Grupo Macaé (Albiano inferior) contém importantes acumulações de petróleo no centro da Bacia de Campos, margem leste brasileira. Entretanto, essa seção apresenta qualidade heterogênea e frequentemente limitada no Sul da bacia. Um estudo integrando caracterização petrográfica quantitativa de lâminas delgadas, descrição detalhada de testemunhos, fotomicrografias digitais, imagens de elétrons retroespalhados e de microtomografia de raios-X procurou ampliar a compreensão dos fatores controladores da distribuição e da geometria da porosidade dessas rochas. As rochas analisadas correspondem a diversas fácies deposicionais de rampa marinha rasa de alta e baixa energia, incluindo grainstones oolíticos-oncolíticos, rudstones bioclásticos e packstones oncolíticos-intraclásticos-peloidais, bem como arenitos híbridos siliciclásticoscarbonáticos e doloespatitos. Foram identificadas nove petrofácies de reservatório, de acordo com os atributos de maior impacto na porosidade e permeabilidade, incluindo estrutura e textura deposicional (particularmente a distribuição de matriz peloidal), composição primária, e principais processos diagenéticos, agrupadas em associações de petrofácies de média e má qualidade de reservatório, e não-reservatórios. Sua evolução eodiagenética envolveu intensa micritização e incipiente cimentação sob condições freáticas marinhas estagnantes, limitada dolomitização pela mistura com águas meteóricas, dissolução dos oncolitos e bioclastos, neomorfismo e cimentação drusiforme por calcita não-magnesiana sob condições meteóricas freáticas. Durante o soterramento, ocorreram compactação química interpartícula e estilolítica limitada, e cimentação por calcita blocosa, subordinadamente por barita, anidrita, quartzo e pirita. Essas alterações diagenéticas geraram complexos sistemas porosos, combinando dominantemente poros intrapartícula e móldicos formados pela dissolução parcial ou total dos bioclastos, oolitos e oncolitos, pois a porosidade interpartícula foi significativamente reduzida pela cimentação e compactação. Fraturas e poros de canal e vugulares gerados por dissolução são volumetricamente pouco expressivos, ainda que localmente importantes para a conectividade dos sistemas porosos e para a permeabilidade. Poros intercristalinos só são importantes onde a dolomitização foi mais expressiva. Poros seletivos quanto à fábrica (sensu Choquette & Pray) dominam os sistemas porosos dos grainstones e rudstones. A importância da porosidade gerada pela dissolução dos aloquímicos reflete-se na predominância de sistemas porosos do tipo vugular não-conectado (sensu Lucia), ou do tipo móldico (sensu Lønøy), relativamente aos do tipo interpartícula. Microporosidade gerada pela dissolução parcial de oolitos e oncolitos constituem a maior parte da porosidade de algumas amostras com expressiva cimentação interpartícula. Este estudo mostrou que os carbonatos albianos do Sul da Bacia de Campos possuem sistemas de poros complexos, com padrões de porosidade e permeabilidade heterogêneos. A textura e a composição primárias, bem como os processos diagenéticos, tiveram grande influência na evolução da qualidade destes depósitos.Shallow water carbonates of the Quissamã Formation, Macaé Group (lower Albian) contain important petroleum accumulations in central Campos Basin, eastern Brazil. However, this section shows heterogeneous and often limited reservoir quality in the South of the basin. A study integrating quantitative petrographic characterization, detailed core description, digital photomicrographs, backscattered electrons and X-ray microtomography images, aimed to increase the understanding of the factors controlling the distribution and geometry of porosity in these rocks. The analyzed rocks correspond to diverse depositional facies of high and low energy shallow marine ramp, including oolithic-oncolithic grainstones, bioclastic rudstones, and oncolithic-intraclastic-peloidal packstones, as well as hybrid siliciclasticcarbonate arenites and dolostones. Nine reservoir petrofacies were defined according to the attributes of strongest impact on porosity and permeability, including depositional structure and texture, primary composition, and main diagenetic processes, which were grouped in petrofacies associations medium and poor no reservoir quality, and non-reservoirs. Their eodiagenetic evolution involved intense micritization and incipient cementation under stagnant marine phreatic conditions, limited dolomitization due to mixing with meteoric waters, dissolution of oncoliths and bioclasts, neomorphism and drusiform cementation by non-Mg calcite under meteoric phreatic conditions. During burial, interparticle chemical compaction and limited stylolitization, and cementation by blocky calcite, subordinately by barite, anhydrite, quartz and pyrite occurred. These diagenetic changes generated complex pore systems, combining dominantly intraparticle and moldic pores generated by the partial or total dissolution of bioclasts, ooliths and oncoliths, as interparticle porosity was reduced by cementation and compaction. Fracture, channel and vugular pores generated by dissolution have little volume expression, though locally important for the connectivity of pore systems and for permeability. Intercrystalline pores are important only where dolomitization was most expressive. Fabric-selective pores (sensu Choquette & Pray) dominate the pore systems of grainstones and rudstones. The importance of the porosity generated by allochems dissolution is reflected by the predominance of unconnected vugular pore systems type (sensu Lucia), or moldic type (sensu Lønøy), in relation to the interparticle type. Micropores generated by partial dissolution of ooliths and oncoliths constitute the main part of the porosity of some samples with expressive interparticle cementation. This study showed that the Albian carbonates of southern Campos Basin have complex pore systems with heterogeneous porosity and permeability patterns. Primary texture and composition, as well as the diagenetic processes, had great influence on the quality evolution of these deposits