RESERVATO RIOS

RESERVATÓRIOS

A Bacia de Santos possui vários tipos de rochas-reservatório como por exemplo os carbonatos de água rasa da Formação Guarujá e até mesmo os arenitos turbidíticos eocênicos da Formação Marambaia. Os campos de Tubarão, Estrela do Mar, Coral e Caravela apresentam o maior reservatório de óleo e o de mais importância da seção pós-rifte de carbonatos oolíticos. Os campos de Merluza e Lagosta também são de importante alvo exploratório com Formação Itajaí-Açu, composto por arenitos turbidíticos.

Rochas Carbonáticas da Formação Guarujá
A porção sul da Bacia de Santos é composta por carbonatos depositados em águas rasas. Este reservatório é composto de calcarenitos oolíticos, essencialmente grainstones. Nesta região se desenvolveu a plataforma carbonática, onde se localizam os campos de Tubarão, Estrela do Mar, Coral, Caravela e Cavalo-Marinho. As zonas porosas são constituídas por grainstones oolíticos e oolíticos-ocolíticos em ambientes de alta energia e profundidades superiores à 4.500 metros.
Foi identificado por Carvalho et al. (1990) uma coluna de hidrocarbonetos de 255 metros, em reservatórios subdivididos em níveis estratigráficos com porosidade variada e com permeabilidades de até 1.400 mD. O Campo de Tubarão recebe subdivisões para as porções superior, média e inferior. As zonas de produção constituem ciclos de shoaling-upward oolíticos. O isolamento ao fluxo entre as diferentes zonas apresenta óleos de diferentes composições químicas.
Carvalho (1989) definiu 8 fácies principais. As fácies de unidade superior têm textura grainstone, e a unidade basal apresenta textura wackestone. O ciclo completo da base para o topo é: wackestone, packstone e grainstone.
Segundo Carvalho et al. (1990), a porosidade está associada à diagênese superficial.
Pode-se distinguir dois tipos (I e II) de poços com diferentes características de porosidade. O grupo I apresenta elevada porosidade, com média de 6,4%. Já o grupo II apresenta baixos valores de porosidade, com