Geomorfologia sísmica de depósitos de águas profundas do Eoceno no Norte da Bacia de Santos

Abstract

Resumo: Os primeiros estudos feitos na Bacia de Santos, que é a maior bacia offshore brasileira, aconteceram na década de 70 e, nesse período, já mostravam grande perspectiva econômica em sua exploração. Atualmente, já existem predições de que seus depósitos de águas profundas (pré-sal e pós-sal) possuem potencial exploratório para torná-la a maior reserva de hidrocarbonetos brasileira. Embora muitos estudos estejam sendo desenvolvidos nessa área, os depósitos de águas profundas ainda são considerados grandes desafios exploracionais, pela profundidade em que se encontram e pelas variações composicional e de conectividade de canais que apresentam – nesse caso, a sísmica 3D tem sido uma grande ferramenta aliada da indústria do petróleo. Dois horizontes sísmicos situados no norte da Bacia de Santos foram mapeados tridimensionalmente por meio do software OpendTect e observou-se, em cada um deles, depósitos de naturezas distintas, situados nas porções do sopé e da bacia profunda. O depósito do horizonte superior foi interpretado como tendo sido oriundo de um movimento gravitacional de massa, classificado como slump. O depósito do horizonte inferior, por sua vez, foi entendido como tipicamente turbidítico, com o desenvolvimento de uma rede de canais, lobos e incisões características - esse horizonte aparenta, ainda, ter tido sua sedimentação influenciada por um DTM mais antigo, responsável por ter criado um paleorrelevo local. A expressão sísmica destas sismofácies mostra-se caótica em seção inline, no caso dos DTMs e como um pico de amplitude positiva, no caso dos turbiditos. A partir da aplicação de mapas de atributos, pode-se fazer uma análise detalhada da geomorfologia dos horizontes, além de inferências indiretas sobre a possível composição dos depósitos, dessa forma, os DTMs foram interpretados como essencialmente argilosos e os turbidíticos, como arenosos. Tridimensionalmente, o depósito do horizonte superior apresenta-se contorcido, com dobras decamétricas e rompimento de camadas, além de uma imbricação de blocos alóctones de até 30 metros de dimensão lateral com caimento para NW quando vistos em seção inline, enquanto o depósito do horizonte inferior evidencia a geometria de um lobo confinado (ponding) pelo paleorrelevo local. Interpreta-se que ambas as sismofácies (DTMs e turbiditos) foram geradas em contexto de regressão forçada, com o rebaixamento constante do nível do mar, em que o input de sedimentos na bacia foi intenso e oriundo, principalmente, de barreiras litorâneas e/ou barras de offshore situadas na plataforma. No quesito exploracional, ambos foram interpretados como possíveis elementos do sistema petrolífero, sendo os DTMs, essencialmente argilosos, possíveis selos e os turbiditos confinados, essencialmente arenosos, possíveis reservatórios

Abstract: The first studies done in the Santos Basin, which is the largest Brazilian offshore basin, happened in the 70's and, in that period, already showed great economic perspective in its exploration. Currently, there are already predictions that its deepwater deposits (pre-salt and post-salt) have exploratory potential to make it the largest Brazilian hydrocarbon reserve. Although many studies are being developed in this area, deepwater deposits are still considered major exploration challenges, due to the depth they are located in and the compositional and connectivity variations of channels it has - in this case, 3D seismic has been a great tool allied to the oil industry. Two seismic horizons located in the north of the Santos Basin were mapped three-dimensionally using the OpendTect software, and in each of them, distinct natures deposits located in the portions of the foothill and deep basin were observed. The deposit of the upper horizon was interpreted as having originated from a mass gravitational movement, classified as slump. The deposit of the lower horizon, in turn, was understood as a typically turbidite deposit, with the development of a network of channels, lobes and characteristic incisions of the plataform - this horizon also appears to have had its sedimentation influenced by an older MTD, responsible for having created a local paleorelief. The seismic expression of these seismic facies is chaotic in inline section, in the case of MTDs and is a peak of positive amplitude, in the case of turbidites. From the application of attribute maps, a detailed analysis of the geomorphology of the horizons could be made, as well as indirect inferences about the possible composition of the deposits, in this way, the MTDs were interpreted as essentially clayey and the turbidytic depostis, such as sandy. Three-dimensionally, the upper horizon deposit is contorted, with decametric folds and strata rupture and it also has allochthonous blocks up to 30 meters of lateral dimension overlapped with NW dip when viewed in inline section, while the lower horizon deposit shows the geometry of a confined lobe, ponding by the local paleorelief. It is interpreted that both seismic facies (MTDs and turbidites) were generated in a context of forced regression, with constant lowering of the sea level, where the input of sediment in the basin was intense and originated mainly from coastal bars and / or offshore bars located on the platform. As an exploratory potential, both were interpreted as possible elements of the petroleum system, being the MTDs, essentially clayey, possible seals and the confined turbidites, essentially sandy, possible reservoirs