Repositório Digital

A- A A+

Caracterização de reservatórios dos corpos arenosos em depósitos turbidíticos - Bacia De Adana, Turquia

.

Caracterização de reservatórios dos corpos arenosos em depósitos turbidíticos - Bacia De Adana, Turquia

Mostrar registro completo

Estatísticas

Título Caracterização de reservatórios dos corpos arenosos em depósitos turbidíticos - Bacia De Adana, Turquia
Autor Generoso, Mateus Dalchiavon
Orientador Goldberg, Karin
Data 2015
Nível Graduação
Instituição Universidade Federal do Rio Grande do Sul. Instituto de Geociências. Curso de Geologia.
Assunto Arenitos turbidíticos
Diagenese
[en] Adana basin
[en] Diagenesis
[en] Reservoir quality
[en] Turbidite sandstones
Resumo Arenitos turbidíticos são formados em ambiente marinho profundo, onde o suprimento sedimentar proveniente da plataforma continental e/ou talude é transportado ao longo de canais ou cânions submarinos, sendo depositado a longas distâncias no fundo oceânico, formando um leque submarino. Estes arenitos são excelentes rochas-reservatório em diversas bacias petrolíferas devido à alternância de espessos e contínuos pacotes arenosos com lutitos, estes últimos servindo potencialmente como rocha geradora de petróleo e selante das rochas-reservatório. A área de estudo compreende depósitos formados em dois leques submarinos interdigitados, localizados na porção norte da Bacia de Adana, na Turquia. Esta bacia é do tipo foreland e marca o fechamento do Oceano Neo-Tethys (Mioceno Inferior a Médio). O objetivo deste trabalho foi caracterizar petrograficamente arenitos turbidíticos das porções proximal, média e distal dos dois leques submarinos (Leques Leste e Oeste), visando determinar a qualidade de reservatórios e potencial de armazenamento de hidrocarbonetos. Onze amostras foram analisadas através de ensaio petrofísico, petrografia quantitativa e microscopia eletrônica de varredura. Os arenitos estudados são arcóseos líticos, de granulometria areia média, mal selecionados, com estrutura maciça e porosidade baixíssima. A mesma foi destruída principalmente pela compactação mecânica, responsável pela diminuição do volume intergranular e formação de pseudomatriz lítica, seguida da cimentação por calcita (ferrosa ou não-ferrosa). A formação de pseudomatriz ocorreu devido ao esmagamento de fragmentos de argilito e a cimentação por calcita foi favorecida pela presença de fragmentos carbonáticos, como litoclastos calcáreos e bioclastos, que serviram como pontos de nucleação para precipitação do cimento. Sendo assim, a composição detrítica foi o principal controle da qualidade de reservatório dos arenitos. Comparando-se as amostras dos dois leques, não há diferença quanto à qualidade de reservatório: em ambos, os arenitos turbidíticos possuem composições detríticas semelhantes e, consequentemente, evoluções diagenéticas semelhantes. Independente da porção do leque e da quantidade e/ou proporção entre os constituintes primários que controlam a qualidade de reservatório, em todos os arenitos estudados a evolução diagenética levou à total destruição da porosidade, resultando em péssima qualidade de reservatório. Portanto, os arenitos turbidíticos da Formação Cingöz foram classificados como não-reservatórios.
Abstract Turbidite sandstones are built in deep-water environments, where the sedimentary supply coming from the continental shelf or slope is transported through submarine channels or canyons and deposited over long distances in the deep ocean, building a submarine fan. These sandstones are excellent reservoir rocks in several petroleum basins due the interbedding of thick and continuous sandstones and shales, the latter serving as potential source rock and seal for the reservoir rocks. The study area comprises deposits formed in two interfingering submarine fans, located in the northern Adana Basin, Turkey. This is a foreland basin which marks the closing of the Neo-Tethys Ocean (Lower to Middle Miocene). The aim of this work was the petrographic characterization of turbidite sandstones in proximal, middle and distal portions of the two submarine fans (East and West Fans), in order to determine the reservoir quality and oil and gas storage potential. Eleven samples were analyzed through petrophysical test, quantitative petrography and scanning electron microscopy. The studied sandstones are lithic arkoses, medium sand-grained, poorly sorted, with massive structure and very low porosity. Porosity was destroyed mainly by mechanical compaction that decreased the intergranular volume and generated lithic pseudomatrix, followed by calcite cementation (ferrous or non-ferrous). The formation of pseudomatrix was due to the crushing of claystone fragments, and calcite cementation was enhanced by the presence of carbonate rock fragments, such as limestone lithoclasts and bioclasts, which acted as nuclei for cement precipitation. Therefore, the detrital composition was the main control of reservoir quality. Comparing the samples from the two fans, no difference arises in terms of reservoir quality: in both the turbidite sandstones display similar detrital compositions and, consequently, similar diagenetic evolution. Regardless the fan portions and the quantity/proportion between the primary constituents which control the reservoir quality, the diagenetic evolution of all sandstones led to total destruction of porosity, resulting in very poor reservoir quality. Therefore, the turbidite sandstones from the Cingöz Formation were classified as non-reservoirs.
Tipo Trabalho de conclusão de graduação
URI http://hdl.handle.net/10183/131989
Arquivos Descrição Formato
000982595.pdf (14.73Mb) Texto completo Adobe PDF Visualizar/abrir

Este item está licenciado na Creative Commons License

Este item aparece na(s) seguinte(s) coleção(ões)


Mostrar registro completo

Percorrer



  • O autor é titular dos direitos autorais dos documentos disponíveis neste repositório e é vedada, nos termos da lei, a comercialização de qualquer espécie sem sua autorização prévia.
    Projeto gráfico elaborado pelo Caixola - Clube de Criação Fabico/UFRGS Powered by DSpace software, Version 1.8.1.