DIAGÊNESE E QUALIDADE DO RESERVATÓRIO DE ARENITOS COMPACTADOS

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DIAGÊNESE E QUALIDADE DO RESERVATÓRIO DE ARENITOS COMPACTADOS (CRETÁCEO INFERIOR) DA FORMAÇÃO QUANTOU NA BACIA DO SUL DE SONGLIAO, CHINA.
UENF – Universidade Estadual do Norte Fluminense Darcy Ribeiro
LENEP- Laboratório de Engenharia de E&P de Petróleo
Estratigrafia e Sedimentação
Jimmy Ribeiro Barreto
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Sumário
Introdução
Objetivos
Características Geológicas
Base de Dados e Métodos
Propriedades do Reservatório
Mineralogia Diagenética
Discussão
Conclusões
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Introdução
Como um dos mais importantes recursos de hidrocarbonetos não convencionais, o óleo de arenito compacto é amplamente distribuído em grandes bacias petrolíferas, e são potencialmente reservas de petróleo de grande escala na China.
Nas bacias chinesas os arenitos compactados são definidos por sua porosidade inferior a 10% e permeabilidade in situ de formação inferior a 0,1 mD.
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A qualidade do reservatório é considerada o principal fator na exploração de petróleo. 
Em geral, reservatórios compactados de arenito estão em grandes profundidades e passaram por complicadas alterações diagenéticas, alterando progressivamente a qualidade do reservatório.
Portanto, é importante ter uma compreensão detalhada da diagênese.
No entanto, ainda existem incertezas relacionadas à quantificação dos processos de dissolução e precipitação mineral que têm efeitos significativos sobre a qualidade dos reservatórios.
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Quartzo antigênico, cimentos carbonáticos, feldspatos dissolvidos e minerais argilosos são comumente observados nos reservatórios e são determinantes para a qualidade do reservatório.
Estudos anteriores sobre diagênese nesta área focaram apenas no cimento de quartzo e sua origem, mas não investigaram detalhadamente quaisquer outras reações de diagênese ligadas à qualidade do reservatório.
Compreender os processos diagenéticos quantitativos (incluindo a migração de petróleo) e as fontes de cimento nos arenitos e o seu impacto na qualidade dos reservatórios são essenciais para uma maior exploração, avaliação e produção de óleo de arenito compactado.
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Os objetivos deste trabalho foram principalmente focados nos diferentes aspectos da diagênese em comparação com os primeiros estudos focados apenas na cimentação de quartzo e sua origem: 
(1) realizar uma análise diagenética detalhada e identificar as fontes de cimentos de carbonatos nesses reservatórios; 
(2) reconstruir a história diagenética e avaliar se a migração do óleo afetou a diagênese inorgânica; e 
(3) avaliar os efeitos dos diferentes processos diagenéticos no tempo e no espaço sobre a qualidade do reservatório.
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Objetivos
Características Geológicas
A Bacia Songliao é uma bacia lacustre com depressão de falha de estrutura dupla no nordeste da China (Fig. 1), com uma área de cerca de 26 × 104 km2. Pode ser subdividida em sete zonas tectônicas de primeira classe.
A área de estudo é uma das áreas mais ricas em petróleo, pertence à zona central de depressão e consiste de três unidades tectônicas de classe secundária.
Com base na sequência e nas estruturas de preenchimento, a evolução da bacia pode ser dividida em quatro fases: (1) fase pré-rifte, (2) fase sin-rifte, (3) fase pós-rifte e (4) fase de compressão.
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A formação Quantou (K1q) foi preenchida no Cretáceo Inferior (Fig 2).
Estudos anteriores indicaram que a Bacia teve um alto gradiente geotérmico durante a maior parte de sua história. Durante todo o processo de soterramento, a formação Quantou esteve em um sistema quimicamente fechado.
A seção estudada (Fig. 2), que é o quarto membro da Formação Quantou (K1q4), foi depositada durante o período de depressão da evolução tectônica, e consiste principalmente de arenitos delta e alguns argilitos intercalados.
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Bases de dados e métodos
O estudo foi focado no quarto membro da Formação Quantou na Bacia do Sul de Songliao, onde a maioria dos campos produtores de petróleo está localizada. Consequentemente, a maior parte da perfuração para petróleo ocorreu nesta área, registros de poços geofísicos e muitos outros dados de poços de exploração e produção foram utilizados. 
Mais de 210 seções finas impregnadas com resina epóxi azul e/ou vermelha foram preparadas para a análise da mineralogia da rocha, diagênese e características visuais dos poros.
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Para o conteúdo de cimento de quartzo, cimentos de carbonato, poros primários e poros de dissolução de feldspato, 20 micrografias de cada 76 seções finas impregnadas de resina epóxi azul ou vermelha foram tomadas usando o microscópio de transmissão digital;
Cimentos e poros em cada micrografia foram identificados sob o microscópio e esboçados no computador usando software; 
Se fez o uso de um microscópio eletrônico de varredura (SEM), assim com a análise da luminescência catódica (CL) para as análises petrográficas.
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Propriedades dos Reservatórios
A investigação petrográfica dos arenitos mostra que os componentes detríticos são formados por: 
32,1-62,4% de quartzo (média 42,86%); 
10,3-42,8% de feldspatos (média 26%) e 
12,4-47,6% de fragmentos de rocha (média 31,14%), indicando que o arenitos são principalmente Arcósio lítico e Litarenito feldspático.
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A granulometria dos arenitos vai de finos a médios, são grãos moderados a bem selecionados, e o grau de arredondamento dos grãos detríticos varia de sub-arredondado a arredondado.
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As propriedades do reservatório nos arenitos são bastante pobres. A porosidade das amostras varia de 1,7% a 20% (principalmente 2,0% a 14,0%) com uma média de 8,54% (Fig 4A). 
A permeabilidade horizontal varia de 0,01 mD a 44,5 mD (principalmente<1 mD) com uma média de 0,493 mD (Fig 4B).
A porosidade e a permeabilidade dos arenitos diminuem com um aumento na profundidade de soterramento (Fig. 5). No entanto, a porosidade e a permeabilidade horizontal mostram uma relação de correlação fraca (R2 = 0,4789).
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A observação SEM revelou à presença de três tipos de poros no reservatório; 
Poros intergranulares primários, triangulares ou poligonais, são geralmente afetados pela compactação (Fig. 5). 
Os poros secundários, que estão principalmente associados à dissolução do feldspato, podendo aumentar os poros intergranulares ou formar novos poros intragranulares (Fig. 5). 
E o desenvolvimento de microporos que está associado principalmente a minerais de argila diagenética. 
Entre eles, os poros intergranulares primários têm melhor conectividade do que os poros secundários e os microporos.
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A proporção dos poros visuais em seções finas varia à medida que a profundidade aumenta. 
Em geral, o conteúdo relativo dos poros primários diminui de uma média de cerca de 80% para 50% com o aumento da profundidade, enquanto o conteúdo relativo de poros secundários aumenta de uma média de cerca de 20% para 50%. 
Isso ocorre porque a compactação e a cimentação destroem a porosidade intergranular primária durante o soterramento.
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Os tipos de garganta porosa incluem principalmente gargantas contraídas, gargantas em forma de floco, curvadas e finas semelhantes a tubos. Análises de pressão capilar por injeção de mercúrio mostraram que a pressão de deslocamento e a pressão correspondente dos reservatórios têm uma correlação positiva com a permeabilidade.
Reservatórios de arenitos compactos possuem pressões de deslocamento superiores a 1 MPa, enquanto os reservatórios convencionais de arenito são menores que 0.1 MPa. O raio médio dos poros varia de 0,018 μm a 1,776 μm (principalmente 0,1 μm a 0,35 μm) com uma média de 0,206 μm.
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Mineralogia Diagenética
Os arenitos compactados sofreram uma significante modificação diagenética, incluindo compactação, dissolução de feldspato, cimentação de quartzo e carbonato, alteração mineral da argila e alguns outros tipos menores de cimentação.
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Cimento de quartzo
O quartzo autogênico, pode ocorrer em dois tipos diferentes de morfologia, e é geralmente um dos cimentos mais comuns nas rochasreservatório. O primeiro tipo são fáceis de discriminar dos grãos detríticos devido à existência de algumas bordas de poeira (FIG 6A).
O outro tipo de cimento de quartzo é o cimento de preenchimento de poros. Este tipo é difícil de distinguir dos grãos de quartzo detríticos pelo microscópio polarizador (Fig 6B).
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As imagens CL, no entanto, mostram claramente os limites entre os grãos de quartzo detríticos e o quartzo antigênico, onde o grão detrítico é brilhantemente luminescente e o quartzo antigênico é escuro não-luminescente (Fig. 6C).
A quartzo antigênico é sempre encontrado junto com minerais argilosos, como a caulinita, a camada mista de Ilita/Esmectita, a Ilita e o clorito (Fig. 6D-F).
O quartzo antigênico frequentemente oclui poros primários, reduzindo significativamente a porosidade e unindo gargantas estreitas (Fig. 6A-D). 
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Dados estatísticos quantitativos revelaram que o cimento de quartzo varia de 1,55% a 8,38%, com uma média de 5,62%. O cimento de quartzo apresenta uma tendência ligeiramente crescente com o aumento da profundidade de soterramento (Fig 7).
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Dissolução de feldspato
Os grãos de feldspato detríticos sofreram dissolução parcial a completa (Fig 8A). 
Os arenitos mais rasos (cerca de 600-700 m) geralmente contêm poros secundários, indicando que alguma dissolução de feldspato ocorreu em um estágio de soterramento relativamente precoce. 
O conteúdo de dissolução do feldspato no reservatório estudado varia de 0,46% a 4,72% com uma média de 2,85% e não apresenta tendência significativa com o aumento da profundidade do enterro abaixo de 1000m (Fig 7). 
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Geralmente, a dissolução do feldspato é associada à caulinita e uma pequena quantidade de quartzo antigênico microcristalino em profundidade de soterramento rasa , e Ilita filamentosa e escamosa em profundidades maiores. 
Além disso, alguns poros primários e poros secundários formados a partir da dissolução de k-feldspatos que são parcialmente ou completamente preenchidos por Albita autigênica (Fig 8C) , indicando albitização de K-feldspato.
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Cimento de Carbonato
Outro tipo de cimento predominante é o cimento de carbonato que incluem principalmente ferrocalcita (Fig. 8D) e Ankerita (Fig.8E). Geralmente se formam durante a diagênese tardia.
Análises nucleares sugerem que os cimentos de carbonato não são distribuídos uniformemente nos reservatórios de arenito. O teor de cimento de carbonato varia de 1,97% a 12,93%, com uma média de 5,72% e mostra uma tendência insignificante com um aumento na profundidade de enterro (Fig. 7). 
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Embora os cimentos de carbonatos possam ocorrer em qualquer lugar nos intervalos do reservatório, eles se desenvolvem mais intensamente ao longo da superfície de contato com arenito e lamito. 
Reservatórios próximos à superfície de contato com arenito e lamito sempre têm uma qualidade inferior com menor porosidade e permeabilidade (Fig 9).
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Cimentos menores
O crescimento de pirita e feldspato são dois tipos de cimentos menores observados no reservatório. Fragmentos de pirita preenchem poros intergranulares (Fig. 10A) ou ocorrem sobre os cimentos de carbonato. 
O crescimento de feldspato ocorre como cristais raros, pequenos, discretos e são corroídos por Ankerita e Ferrocalcita (Fig. 10B) e, portanto, podem preceder a cimentação de carbonato. No entanto, estes dois cimentos ocorrem em menos de 1% dos arenitos e têm efeitos insignificantes na qualidade do reservatório.
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Minerais de argila
Vários tipos de argilominerais com diferentes quantidades e hábitos texturais ocorrem nos reservatórios de arenito:
Incluindo a Caulinita, a mistura de Ilita/Esmectita, Ilita e Clorita.
A caulinita é sempre acompanhada por quantidades menores de quartzo autogênico microcristalino (Fig. 10C).
A Ilita fibrosa e escamosa apresenta-se principalmente em poros primários e, às vezes, em superfícies de grãos e em poros de dissolução de feldspatos, formando ponte entre os poros-gargantas (Fig. 10E).
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A camada mista de Ilita/Esmectita é o mineral de argila dominante nos reservatórios de arenito, e todos os minerais de argila apresentam tendências com o aumento da profundidade de soterramento (Fig. 11). 
Pequenas quantidades de Caulinita existem principalmente em profundidades inferiores a cerca de 1800 m, e reduzem rapidamente abaixo dessa profundidade, particularmente, profundidades maiores do que 2000 m, onde as temperaturas se aproximam dos 120 ° C.
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Discussão
A sílica biogênica, a dissolução de feldspatos, os fragmentos de rochas vulcânicas instáveis, a diagênese mineral de argila e dissolução de grãos detríticos, são possíveis fontes de sílica para o cimento de quartzo;
Os resultados mostraram que o cimento de quartzo se formou em um processo contínuo de cerca de 60 °C a 130 °C (Fig. 13).
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Sequência paragenética da diagênese
Pode-se analisar que a entrada do óleo foi antes da cimentação de carbonato e depois da cimentação de quartzo (Fig. 15).
As evidências petrográficas, as reações minerais associadas à análise da fonte de cimento e a temperatura calculada dos principais cimentos e deposição de óleo, a seqüência paragenética da diagênese e a localização dos hidrocarbonetos são ilustradas na Fig 16.
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A qualidade do reservatório depende da deposição, compactação, cimentação, dissolução e desenvolvimento de argila autogênica. 
Nos reservatórios, o tamanho e a granulometria dos grãos são ligeiramente diferentes em cada amostra, provavelmente com efeitos insignificantes na qualidade do reservatório. 
Assim, a qualidade do reservatório é controlada principalmente pela diagênese. 
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A compactação mecânica, iniciada imediatamente após a deposição, pode ser avaliada pelo volume intergranular (IGV). 
O volume intergranular (VAG) encontrado nas amostras estudadas a partir da análise petrográfica mostra muito pouca dependência de profundidade, com valores entre cerca de 11,09% e 25,94%, com uma média de 15,46% (fig. 7). 
Estas grandes variações no volume intergranular (até 10% -15%) estão provavelmente relacionadas ao conteúdo vulcânico original. 
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Os arenitos com abundantes minerais mecanicamente instáveis ​​geralmente sofrem uma redução mais rápida na porosidade e permeabilidade durante o soterramento devido à compactação mecânica.
 
Os arenitos com mais grãos de quartzo terão um volume intergranular maior (Fig. 17); entretanto, quanto mais grãos de feldspato e fragmentos de rocha dúctil, menor será o volume intergranular (Fig. 17). 
Isso ocorre porque os grãos de quartzo são duros e mais resistentes à compressão. 
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Um gráfico do volume intergranular (IGV) versus volume de cimento indica que a compactação mecânica desempenhou um papel mais importante do que a cimentação na destruição da porosidade primária dos reservatórios de arenito K1q4 (Fig. 18). 
A compactação mecânica representou 45,89% -66,51% (com uma média de 58,08%) da perda total de volume de poros intergranulares durante o processo de soterramento.
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A cimentação desempenhou um papel importante na redução da porosidade e permeabilidade nos reservatórios de arenito estudados, embora a compactação mecânica seja a mais importante. 
A diminuição da porosidade pelo cimento de quartzo varia de 1,55% a 8,38% com uma média de 5,62%.
Arenitos a menos de 1,0 m da superfície de contato do arenito-arenito têm um teor de cimento de carbonato acima de 8%, com porosidade e permeabilidade inferiores a 6,5% e 0,05 mD respectivamente (Fig. 19). 
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A camada mista de Ilita/Esmectita prejudicou principalmente os poros primários diminuindo a qualidade do reservatório, especialmente a porosidade (Fig. 20). 
A Ilita tende a obstruir os poros e as gargantas do poro com tipos de cristalitos fibrosos e escamosos, que podem dividir macroporos em microporos e diminuir a qualidade do reservatório, particularmente a permeabilidade(Fig. 20).
Existe uma correlação positiva entre o teor de clorito e as propriedades do reservatório (Fig. 20), embora o Clorito possa preencher os poros e reduzir o diâmetro das gargantas de poro, os cristais de clorito são geralmente pequenos e não causam oclusão severa.
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O clorito tende a ser úmido em óleo. Assim, o óleo é mais fácil de acumular em reservatórios com mais clorito e a saturação do óleo aumenta com o aumento do clorito, enquanto o carbonato tem uma tendência decrescente (Fig. 21).
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Conclusões
 
1. Os arenitos de K1q4 são principalmente Arcósio lítico e Litarenito feldspático com granulometria fina a média e seleção boa a moderada, que se caracterizam por abundantes fragmentos de rochas vulcânicas.
 
2. As propriedades do reservatório nos arenitos são bastante pobres, com baixa porosidade e permeabilidade, pequenos raios de poro-garganta e altas pressões de deslocamento. O conteúdo relativo dos poros primários diminuiu com o aumento da profundidade de soterramento, enquanto a quantidade de poros secundários mostra uma tendência crescente.
 
 
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3. Os reservatórios estreitos de arenito sofreram alterações diagenéticas significativas, como compactação mecânica, dissolução de feldspato, cimentação de quartzo, cimentação de carbonato e alteração de mineral de argila. A entrada do óleo foi anterior à cimentação do carbonato, mas posterior à dissolução do feldspato e ao início da cimentação de quartzo.
4. A reação de Esmectita com a Illita forneceu sílica interna para a cimentação de quartzo; no entanto, os cimentos de carbonatos são precipitados principalmente de fontes externas relacionadas a argilitos intertravados e rochas geradoras.
 
5. A compactação mecânica desempenhou papel mais importante do que a cimentação na destruição da qualidade do reservatório dos reservatórios. 
 
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6. Diferentes processos diagenéticos químicos têm diferentes impactos na qualidade do reservatório. O cimento de quartzo é distribuído uniformemente dentro dos corpos de arenito, enquanto as quantidades de cimento de carbonato são sempre mais altas ao longo das superfícies de contato arenito-argila em comparação com o centro de corpos de arenito individuais. 
 
7. A abundância relativa de diferentes minerais de argila tem vários efeitos sobre as qualidades do reservatório. A camada mista de Ilita/Esmictita e a Ilita reduziram significativamente a porosidade e a permeabilidade, enquanto o Clorito preservou um pouco da porosidade e da permeabilidade, uma vez que tende a ser úmido em óleo inibido a cimentação de carbonato.
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Perguntas?
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