Inclusões Fluidas em Rochas do Pré Sal

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Inclusões Fluidas em Rochas do Pré Sal
Aluna: Vitória de Azevedo
Disciplina: Inclusões Fluidas
Docente: Professor Doutor José Renato
Período: 9°
SUMÁRIO
• O que é uma rocha sedimentar?
• O que é o Pré Sal?
• Como surgiu o pré sal?
• Principais obstáculos e benefícios para a extração do petróleo
• Importância do Pré Sal
• Mega sequências
• Uso da inclusão fluida em rochas sedimentares
• Estudo de caso: Alteração hidrotermal profunda dos reservatórios carbonáticos do pré-sal do norte da Bacia de Campos, offshore do
Brasil: evidências de petrografia e inclusões fluidas
– Introdução
– Ferramentas utilizadas
– UV Fluorescência
– Isótopos de estrôncio
– Análise de Inclusão Fluida
– As características das IF
– Temperatura e Salinidade do Fluido
– Tempo e Fonte do Sistema Hidrotérmico
– Conclusões
• Referências Bibliográficas
O que é uma rocha sedimentar?
• Rochas que se formam nos continentes e no
fundo dos oceanos, sob temperaturas e
pressões baixas, pela desagregação de rochas
pré-existentes ou sedimentos inconsolidados.
• Formadas por processos físicos, químicos e
biológicos.
• Sofre erosão gerando sedimentos que são
transportados, depois são depositados (no
substrato ou na bacia), virando camada.
• Somente nessas rochas que ocorre petróleo,
gás e fósseis.
Figura 1: Ciclo das rochas. Fonte: http://cienciasdavidaedaterra25.blogspot.com/2011/09/ciclo-das-rochas.html
O que é o Pré Sal?
• Pré-sal é o nome dá terceira camada subterrânea,
(figura 2).
• É formada por rochas sedimentares contendo petróleo
e gás natural e se formou há mais de 100 milhões de
anos.
• Pode atingir até 7 mil metros de profundidade abaixo do
nível do mar.
• A reserva brasileira está em uma faixa litorânea de
~800 quilômetros de extensão, nos estados do Espírito
Santo até Santa Catarina (figura 3).
• Vários poços já foram descobertos na camada pré-sal,
como: Tupi, Guará, Bem te vi, Carioca, Júpiter e
Iara.
Figura 2: Pré Sal. Fonte: https://www.ecodebate.com.br/2015/04/08/a-mistificacao-do-pre-sal-
esta-afundando-o-brasil-artigo-de-jose-eustaquio-diniz-alves/. 
Figura 3: Reserva brasileira na faixa litorânea do
Espírito Santo até Santa Catarina. Fonte:
https://diariodopresal.files.wordpress.com/2009/01/petro
bras-mapa-pre-sal.jpg.
Como surgiu o pré sal?
• Devido a separação dos continentes Africano e Americano, há cerca de ~150 M.a, durante a quebra do Gondwana.
Formando um rifte (bacia sedimentar com falhas profundas).
• Gera depressões, que deram origem a grandes lagos e rios dos continentes que se separavam, escoavam para as regiões
mais baixas, assim um grande volume de matéria orgânica foi depositado.
• Conforme os continentes se distanciavam, a matéria orgânica foi coberta pelas águas de um mar hipersalino durante a
formação do Atlântico Sul.
• Teve início a formação da camada de sal, que se depositou acima da camada de matéria orgânica acumulada, sofreu
processos termoquímicos (pressão e temperatura) transformando essa camada orgânica em hidrocarbonetos (petróleo e
o gás natural).
• Pré Sal é da fase transicional e do Aptiano (Cretáceo Inferior).
• O petróleo é de alta qualidade e é encontrado em três bacias sedimentares do Brasil:
1. Bacia de Santos
2. Bacia de Campos
3. Bacia do Espírito Santo
Principais obstáculos para a extração do petróleo
• Localização: profundidade em que ele se encontra até 7 mil metros.
• Pontos negativos: se comporta como um material viscoso e instável.
• Custo: em razão da profundidade é necessário desenvolver novas tecnologias, aumento da mão de obra, e
investimento do governo.
• Temperatura: petróleo ferve dentro das rochas e é preciso mantê-lo aquecido, pois a queda de temperatura
forma coágulos que entopem os dutos.
Benefícios do pré-sal
• O petróleo do Pré Sal é de óleo leve, de excelente qualidade e com alto valor comercial, mais fácil de refinar,
produz derivados finos, menos enxofre e polui menos.
Pré Sal
Importância do Pré Sal
• Representa para o Brasil autossuficiência, o país sempre precisou importar
petróleo.
• Até 2035 (IBP), o Brasil deixará de importar e irá tornar-se exportador de
energia.
• Estima-se de que a produção aumente ~109%, fazendo com que o Brasil torne-se
o maior produtor de petróleo da América do Sul.
• Fortalece a economia, gera grandes investimentos, novos empregos e aumenta
avanços tecnológicos.
Mega sequências
1. Fase Pré-Rifte/Sin-Rifte I/Sag Intracratônico
2. Fase Rifte/Sin-Rifte II
3. Fase Rifte/Sin-Rifte III
4. Fase Transicional/Evaporítica ou Quiescência/Pós-Rifte/SAG
5. Drifte ou Pós-Rifte Termal
1. Fase Pré-Rifte/Sin-Rifte I/Sag Intracratônico (fase inicial das bacias rifte).
• Ambientes deposicionais: Lacustre/Flúvio-deltáico/Eólico.
• Litologia: Arenito eólico/fluvial e Folhelho/Lamito.
2. Fase Rifte/Sin-Rifte II
• Ambientes deposicionais: Flúvio-deltáico/Lacustre profundo.
• Litologia Borda com conglomerado, areia distal e no profundo folhelho (rico em matéria orgânica, funciona como gerador e selo).
3. Fase Rifte/Sin-Rifte III
• Ambientes deposicionais: Deltaico/Lacustre raso.
• Litologia: areia (reservatório) e folhelho (atua como selo).
4. Fase Transicional/Evaporítica ou Quiescência/Pós-Rifte/SAG
• Litologia: camada de sal, microbialito (depósitos carbonáticos) e precipitação de evaporito.
• Ambiente deposicional: Lago raso com invasão do mar.
Mega sequências
Mega sequências
Figura 4: Ambientes de sedimentação.
Fonte: https://www.researchgate.net/figure/Figura-23-Ambientes-de-
sedimentacao-continentais-de-transicao-e-marinhos-
Fonte_fig12_347576758.
Figura 5: Ambientes de sedimentação.
Fonte:
http://www.geografia.seed.pr.gov.br/modules/galeria/detalhe.php
?foto=418&evento=5.
5. Drifte ou Pós-Rifte Termal possui 3 mega sequências
3ª Mega Sequência = Marinha – Plataforma Carbonática Rasa
• Nasce o oceano Atlântico
• Litologia: carbonato, areia, folhelho, calcário de água rasa, oncólito, pelota, oólito e bioclasto.
• Ambiente deposicional: Marinho raso.
• Reservatório carbonático
2ª Mega Sequência = Marinha – Transgressivo. Sag – Pré Sal
• Litologia: folhelho, areia, carbonato (marinho hipersalino), calcilutito, marga e turbidito.
• Ambiente deposicional: Marinho profundo.
1ª Mega sequência = Marinha – Regressivo
• Litologia: areia, carbonato, coquina, folhelho e leque turbidítico raso.
• Ambiente deposicional: Variável.
• Fase regressiva dura até o presente.
Mega sequências
INTRODUÇÃO
Figura 6: Mega 
sequências. 
Fonte: Dino, Rodolfo, 
2022.
• Na indústria do petróleo
• Petrologia
• Interpretação da evolução da bacia
Uso da inclusão fluida em rochas sedimentares
Estudo de caso
Alteração hidrotermal profunda dos reservatórios
carbonáticos do pré-sal do norte da Bacia de Campos,
offshore do Brasil: evidências de petrografia e inclusões
fluidas
Lima, Bruno Eustáquio Moreira et al., 2020
Alteração hidrotermal profunda dos reservatórios carbonáticos do pré-sal do 
norte da Bacia de Campos, offshore do Brasil: evidências de petrografia e 
inclusões fluidasIntrodução
• Foram feitas análises petrográficas, mineralógicas e de
inclusão fluida para desvendar a evolução diagenética
dos reservatórios carbonáticos lacustres (ambiente
geológico) associado ao Pré-Sal.
• A Bacia de Campos (figura 7) está na margem
sudeste do Brasil e abrange uma área de
aproximadamente 100.000 km2, com apenas 5.800 km2
em terra.
• A área de estudo está localizada na parte offshore do
norte da Bacia de Campos.
• Os reservatórios/poços abordados fazem parte das
formações Coqueiros (fase rifte) e Macabu (fase sag) do
pré-sal da bacia.
Figura 7: Mapa de localização da área de estudo.
As linhas tracejadas marcam os limites da Bacia de Campos com a Bacia do Espírito.
Quadrado cinza indica a localização dos quatro poços da Petrobras utilizados.
Fonte: Modificado de Dias et al., 1988; Lima e De Ros, 2019.
Alteração hidrotermal profunda dos reservatórios carbonáticos do pré-sal do 
norte da Baciade Campos, offshore do Brasil: evidências de petrografia e 
inclusões fluidas
Ferramentas utilizadas
• Petrografia de catodoluminescência, inclusão de fluido, microscopia eletrônica de varredura, análise de microssonda
eletrônica e microtermometria junto da UV fluorescência.
• As IF são analisadas na paragênese (quartzo macrocristalino/MQ, Sr-barita/SB, dolomita selada/sela/SD, calcita em bloco
de bioclastos recristalizados/MBCB, calcita macrocristalina/MC, calcita fascicular/FC e calcita esferulíticas/CS).
• As IF são classificadas (Roedder, 1984), pelo seu tipo genético (primária, secundária e pseudo secundária) e relacionadas
à sequência paragenética.
• Para inclusões de petróleo, a gravidade API (Grau API é uma escala que mede a densidade dos líquidos derivados do
petróleo) foi estimada com base nos resultados da fluorescência do óleo (Goldstein e Reynolds, 1994).
• Principal método usado no estudo de caso para distinguir HCFL (inclusão fluida de hidrocarbonetos) e inclusões aquosas.
• Luz incide na inclusão fluida, usado junto da Microtermometria.
• Amostras examinadas sob luz ultravioleta (UV) usando um microscópio Nikon Diaphot com um acessório de epifluorescência.
• A relação entre a cor da fluorescência do HCFL e a composição química dos óleos pode fornecer uma aproximação da composição do hidrocarboneto.
• Quando expostos à luz ultravioleta, os hidrocarbonetos emitem luz no espectro visível.
Figura 8: UV Fluorescência. 
Fonte: FEELY, Martin.
Figura 9: UV Fluorescência, 
com API e tipos de óleo pesado 
ou leve. Fonte: FEELY, Martin.
UV Fluorescência
Alteração hidrotermal profunda dos reservatórios carbonáticos do pré-sal do 
norte da Bacia de Campos, offshore do Brasil: evidências de petrografia e 
inclusões fluidas
Isótopos de estrôncio
• As amostras analisadas tem variação
de valores 87Sr/86Sr.
• São separados em dois grupos
(figura 10C e D):
1. Razões isotópicas de Sr acima de
0,71299 (MBDD/bloco microcristalino
dolomita, CS, FC, MC) e;
2. Abaixo de 0,71226 (MC, SD, SB).
Figura 10: Composição isotópica de carbonato (pré-sal da Bacia de Campos, offshore do Brasil).
Gráficos cruzados de:
C e D) Relação 87Sr/86Sr por litofácies e poços.
Fonte: Lima, Bruno Eustáquio Moreira et al., 2020.
Alteração hidrotermal profunda dos reservatórios carbonáticos do pré-sal do 
norte da Bacia de Campos, offshore do Brasil: evidências de petrografia e 
inclusões fluidas
Análise de Inclusão Fluida
• Inclusões aquosas e fluidas de petróleo são hospedadas em constituintes singenéticos e diagenéticos/hidrotermais (figura 11).
• A maioria das IFs são do tipo primárias e pseudo secundárias (78%) e com inclusões secundárias subordinadas (22%).
Figura 11: Inclusões primárias aquosas (seta azul) e fluidas
de petróleo (seta vermelha) da Bacia de Campos, Brasil.
A) Calcita macrocristalina;
B) Quartzo
C) Sr-barita;
D) Zonas de crescimento na dolomita em sela com
inclusões primárias de petróleo alinhadas;
E) Fluorescência ultravioleta de dolomita de sela, com
fluido aquoso primário;
F) Inclusão pseudo secundária inclusão de petróleo;
Fonte: Lima, Bruno Eustáquio Moreira et al., 2020.
Alteração hidrotermal profunda dos reservatórios carbonáticos do pré-sal do 
norte da Bacia de Campos, offshore do Brasil: evidências de petrografia e 
inclusões fluidas
Figura 12: Histogramas de temperatura de homogeneização (°C) de inclusões fluidas aquosas e
petrolíferas (hospedadas em constituintes singenéticos e diagenéticos dos intervalos de
afundamento e rifte do Pré-Sal, Bacia de Campos, offshore do Brasil). Fonte: LIMA, Bruno
Eustáquio Moreira et al., 2020.
(B) Inclusões fluidas primárias hospedadas em bioclastos de calcita recristalizados.
(C) Inclusões fluidas primárias hospedadas em calcita fascicular recristalizada.
(D) Inclusões fluidas primárias hospedadas em esferulitos de calcita recristalizados.
(E) Inclusões secundarias de petróleo.
Características das IF analisadas
• Bioclastos de calcita recristalizada (CB):
– Valores de Th (temperatura de homogeneização) variam de 80 a 108,6 °C 
(figura 12B).
– API ~45 a 50° (óleo leve).
• Calcita fascicular (FC) recristalizada:
– Às IFs aquosas apresentam Th de 92 e 93°C (figura 12C).
– Às IF de petróleo possuem Th variando de 83 a 111°C, com fluorescência
branca a azul com API ~40 a 50° (óleo leve).
– Salinidade de 23,9 e 24,3 em peso. % eq. NaCl.
• Calcita esferulítica recristalizada (CS):
– Th de inclusões primárias de petróleo variam de 63 a 112,2 °C (figura
12D).
– Th de inclusões secundárias de petróleo variam de 63 a 97,4 °C (figura
12E).
– Ambas as inclusões de petróleo com cor de fluorescência branca, ~45 a
50° API (óleo leve).
Alteração hidrotermal profunda dos reservatórios carbonáticos do pré-sal do 
norte da Bacia de Campos, offshore do Brasil: evidências de petrografia e 
inclusões fluidas
As características das IF analisadas
• Sr-barita prismática (SB):
– Th de IFs aquosas primárias/pseudo secundárias varia de 122 a 152°C
(figura 13C). Salinidade de 16,7 a 22,1 em peso. % eq. NaCl.
– Th de IF aquosas secundárias varia de 122 a 124°C (figura 13D).
Salinidade de 20,2 a 21,8 em peso % eq. NaCl.
– As IF secundárias de petróleo a Th varia de 100 a 119° C (figura 13B).
– Nas IFs primárias e secundárias de petróleo são fluorescência amarelas
(~32 a 34° API).
• Dolomita sela (SD):
– Th medido em IF aquosas primárias varia de 105 a 150°C. A salinidade
varia de 16,9 a 26,1 em peso. % eq. NaCl.
– Th obtida em inclusões de petróleo primárias varia de 79 a 89 °C (figura
13I) são fluorescentes amarelas.
Figura 13: Histogramas de temperatura de homogeneização (°C) de inclusões
fluidas aquosas e petrolíferas (hospedadas em fases minerais hidrotermais de
intervalos de afundamento e rifte do Pré-Sal, Bacia de Campos, Brasil).
(B) Inclusões fluidas secundárias.
(C e D) Sr-barita.
(E e F) Quartzo macrocristalino.
(G e H) Calcita macrocristalina.
(I) Dolomita sela. Fonte: Lima, Bruno Eustáquio Moreira et al., 2020.
Alteração hidrotermal profunda dos reservatórios carbonáticos do pré-sal do 
norte da Bacia de Campos, offshore do Brasil: evidências de petrografia e 
inclusões fluidas
Características das IF analisadas
• Quartzo macrocristalino (MQ):
– IFs aquosas primárias/pseudo secundárias exibem Th de 105 a 139°C e Th de
inclusões de petróleo variam de 65 a 100,9°C (figura 13E). Salinidade varia de 12,9 a
23,7 em peso. % eq. NaCl.
– Com fluorescência branca a amarela (~32 a 50° API).
– Th de IFs aquosas secundárias variam de 105 a 134°C (figura 13F). Salinidade
variando de 19,9 a 23,9 em peso % eq. NaCl.
• Calcita macrocristalina (MC):
– IFs aquosas primárias e pseudo secundárias apresentam Th (temperatura de
homogeneização) variando de 101 a 130°C (13G).
– Th de IFs aquosas secundárias variam de 99 a 126°C (Fig. 13H).
– Th em IFs secundárias de petróleo variam de 69 a 124 °C.
– Salinidade dos IFs primárias varia de 15,1 a 22,9 em peso. % eq. NaCl.
– Inclusões primárias são amarelo fluorescente de ~30 a 35°API (aumentando a
maturidade do óleo e T de formação).
Figura 13: Histogramas de temperatura de homogeneização (°C) de inclusões
fluidas aquosas e petrolíferas (hospedadas em fases minerais hidrotermais de
intervalos de soterramento e rifte do Pré-Sal, Bacia de Campos, Brasil).
(B) Inclusões fluidas secundárias.
(C e D) Sr-barita.
(E e F) Quartzo macrocristalino.
(G e H) Calcita macrocristalina.
(I) Dolomita sela. Fonte: Lima, Bruno Eustáquio Moreira et al., 2020.
Alteração hidrotermal profunda dos reservatórios carbonáticos do pré-sal do 
norte da Bacia de Campos, offshore do Brasil: evidências de petrografia e 
inclusões fluidas
Figura 14: Registros estratigráficos das formações Coqueiros (seção rifte) e Macabu
(fase sag) na Bacia de Campos, em três dos quatro poços utilizados no estudo.
As intensidades de dolomitização e silicificação são indicadas pelo tamanho das
barras aumentando para a esquerda.
Linhas onduladas vermelhas representaminconformidades.
GR: curva de raios gama;
δ13C e δ18O: amostras analisadas para isótopos de oxigênio e carbono;
87Sr/86Sr: amostras analisadas para isótopos de estrôncio;
FI: amostras analisadas para inclusões fluidas.
Fonte: Lima, Bruno Eustáquio Moreira et al., 2020.
Laminitos
Argilito Stevensítico com
esferulitos de calcita
Grainstone bioclástico
e rudstone
Arenitos ooidais
Stevensíticos
Grainstones e rudstones
intraclásticos
Crostas fasciculares
de calcita
Intervalos
silicificados
Intervalos
Dolomitizados
Alteração hidrotermal profunda dos reservatórios carbonáticos do pré-sal do 
norte da Bacia de Campos, offshore do Brasil: evidências de petrografia e 
inclusões fluidas
Temperatura e Salinidade do Fluido
• Os valores de Th de IFs aquosas hospedadas em
minerais precipitados ou recristalizados por fluidos
hidrotermais variam de 92 a 152°C (figura 15), em que
95% dos resultados variam de 100 a 140 °C.
• Os dados de IFs indicam que dolomita de sela, Sr-
barita, calcita macrocristalina e megaquartzo
precipitaram em uma faixa de temperatura
semelhante.
• Com soterramento progressivo, processos
mesodiagenéticos de fundo “normais” prosseguiram
na Bacia de Campos independentemente de eventos
hidrotermais.
Figura 15: Gráfico cruzado de temperatura de homogeneização (°C) versus salinidade (% em peso de 
NaCl eq.) para inclusões de fluidos aquosos de amostras do Pré-Sal, Bacia de Campos,. 
Inclusões fluidas primárias/pseudo secundárias (parte superior) e secundárias (parte inferior) 
hospedadas em fases hidrotermais Sr-barita (preto), calcita macrocristalina (vermelho) e quartzo 
(marrom) e dolomita sela (laranja).. Fonte: Lima, Bruno Eustáquio Moreira et al., 2020.
Alteração hidrotermal profunda dos reservatórios carbonáticos do pré-sal do 
norte da Bacia de Campos, offshore do Brasil: evidências de petrografia e 
inclusões fluidas
Temperatura e Salinidade do Fluido
• Parte das inclusões de petróleo (Th = 80-111 °C), nas quais não foram observadas inclusões aquosas, podem ter sido
aprisionadas durante a migração do óleo gerado pelo sistema petrolífero convencional.
• As salinidades são altas em inclusões aquosas nas fases hidrotermais, sugerindo que se formaram a partir de salmouras
hipersalinas.
• Os dados de Th na faixa de 92 a 152°C com salinidades de 13 a 26 wt. % eq. NaCl, da Bacia de Campos são semelhantes
aos sistemas hidrotermais de Dolomitas Hidrotermais (HTD), Pb-Zn do Vale do Mississippi (MVT) hospedado em
carbonato e Depósitos do Tipo Irlandês (Davies e Smith, 2006; Leach et al., 2001; Wilkinson, 2001; Paradis et al., 2007;
Wilkinson, 2010).
• Os dados das bacias de Campos, Santos se assemelham ao da bacia de Kwanza, África, com isso sugere que os
processos deposicionais e diagenéticos eram semelhantes dentro do sistema lacustre durante o Aptiano, indicando um
único corpo de água ou lagos hidrogeologicamente conectados.
Alteração hidrotermal profunda dos reservatórios carbonáticos do pré-sal do 
norte da Bacia de Campos, offshore do Brasil: evidências de petrografia e 
inclusões fluidas
Tempo e Fonte do Sistema Hidrotérmico
• Com base no soterramento, história termal da área, evidências petrográficas e de IFs, as alterações hidrotermais observadas podem ser
relacionadas a eventos magmáticos do Cretáceo Superior (Santoniano/Campaniano), Paleoceno e/ou Eoceno (figura 16).
Figura 16: Diagrama de soterramento e história termal indicam que
os reservatórios estavam de 2 a 4 quilômetros abaixo do fundo do
mar e com temperatura máxima de 110 °C durante o episódio
magmático no Eoceno, na Bacia de Campos.
A temperatura é menor que os valores de Th das IFs aquosas (123,4-
152°C), incluindo a temperatura atual do reservatório, ou seja há
indicação de que outra fonte de calor para o sistema além do
soterramento também existiu.
Profundidade de soterramento (linha preta) e isoterma de 100 °C
(linha vermelha tracejada).
As temperaturas superficiais para os depósitos rifte e sag são 26,9 e
27,8 °C.
Fonte: Lima, Bruno Eustáquio Moreira et al., 2020.
Alteração hidrotermal profunda dos reservatórios carbonáticos do pré-sal do 
norte da Bacia de Campos, offshore do Brasil: evidências de petrografia e 
inclusões fluidas
Tempo e Fonte do Sistema Hidrotérmico
• As IFs de hidrocarbonetos na fase de estágio avançado sugerem que há migração atípica de óleo (Magoon e Dow,
1994) associado ao fluxo de fluido hidrotérmico. Figura 16: Em vermelho, há um histograma de temperaturas de
homogeneização (Th) de inclusões fluidas aquosas
primárias/pseudo secundárias hospedadas na paragênese, com
temperatura de precipitação mais alta que as temperaturas de
soterramento.
A escala de cores e os valores vermelhos dentro dos retângulos
brancos representam a variação de temperatura.
As setas azuis (canto inferior direito) indicam as profundidades das
amostras analisadas para inclusões de fluidos.
A atividade magmática (M) ocorre na Bacia de Campos no
Cretáceo e Paleógeno (Winter et al., 2007) (retângulos roxos e linhas
tracejadas pretas).
A linha verde tracejada indica o pico de geração e migração de
óleo convencional (OGM) no Mioceno (Mello et al., 1994).
Fonte: Lima, Bruno Eustáquio Moreira et al., 2020.
Alteração hidrotermal profunda dos reservatórios carbonáticos do pré-sal do 
norte da Bacia de Campos, offshore do Brasil: evidências de petrografia e 
inclusões fluidas
Conclusões
• A estrutura geológica e geoquímica, em conjunto com a paragênese mineral e IF correspondem as salinidades e as
temperaturas de homogeneização (Th) com isso reconhece que os reservatórios carbonáticos do Pré-Sal, foram
percolados por fluidos hidrotermais comparáveis aos formados no Vale do Mississippi (MVT) e Depósito do Tipo
Irlandês.
• As altas temperaturas e salinidades medidas a partir das inclusões fluidas da paragênese indicam que o sistema
hidrotermal com falhas afetaram os reservatórios e permitindo uma mistura de fluidos derivados de outras fontes.
• As inclusões fluidas e dados petrográficos, junto ao soterramento e à história térmica da área de estudo, são evidências
de alteração hidrotermal e dos reservatórios ocorreram em soterramento profundo de mais de 2 km².
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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LIMA, Bruno Eustáquio Moreira et al. Deep-burial hydrothermal alteration of the Pre-Salt carbonate reservoirs from northern Campos Basin, offshore Brazil: evidence from petrography, fluid inclusions, Sr, C
and O isotopes. Marine and Petroleum Geology, v. 113, p. 104143, 2020.
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CRISTAL JR. Pré Sal e como exploramos e a realidade no Brasil. Disponível em: <https://cristaljr.com/pre-sal-o-que-e-como-exploramos-e-a-realidade-no-brasil/>. Acesso em: 29 jun 2023.
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