Análise Estratigráfica e Hidrogeológica da Formação São Sebastião no Campo de Araçás, Bacia do Recôncavo – Bahia

Abstract

RESUMO - O processo de exploração de petróleo na Bacia do Recôncavo se iniciou em 1941 no campo de Candeias. Porém, foi a partir da década de 1960 que a produção de hidrocarbonetos foi alavancada com a descoberta de novos campos e zonas produtoras. O campo de Araçás foi descoberto em 1967, sendo um dos campos mais importantes desta Bacia. A Formação São Sebastião foi depositada no período Cretáceo possuindo idade variando do Barremiano Inferior ao Aptiano Inferior, com duração de 15 m.a. Possui 1900m de espessura máxima conhecida e espessuras médias em torno de 550m. Esta formação é considerada um importante aqüífero da bacia, sendo explorado para consumo humano, animal, agrícola e industrial. No campo de Araçás a Formação São Sebastião se comporta ora como aqüífero livre, ora como confinado. Possui água doce do topo até uma profundidade média de 745m e na sua parte basal, a água se torna de salobra a salgada. Perfis geofísicos de poços tais como SP, ILD, SN e RILD, ajudaram a identificar o tipo de fluido presente na formação, pois tanto a curva SP como as resistividades profundas (ILD/RILD) e rasas (SN) refletem a diferença da resistividade entre a água da formação (Rw) e aquela usada no fluido de perfuração (Rmf). Desta maneira pôde-se: (i) mapear o contato água doce/água salgada, (ii) individualizar litologias, (iii) calcular parâmetros petrofísicos tais como volume de argila (Vsh), (iv) salinidade e (v) resistividade da água de formação (Rw). Afloramentos, dados de testemunhos e lâminas petrográficas da Formação São Sebastião, auxiliaram na construção de um modelo deposicional para esta formação. Os resultados indicam que os arenitos foram depositados em um sistema fluvio-deltáico e sofreram uma diagênese de médio grau, sendo constituídos por intercalações de folhelho e siltitos, onde dominaram os processos autocíclicos sobre os alocíclicos. A partir dos estudos petrofísicos e estratigráficos foi possível realizar um modelo geológico 3D, onde pôde-se correlacionar os marcos estruturais (marco D e marco F), interpretados para cada poço, e os contatos água doce/água salgada, possibilitando assim, realizar o calculo do volume de água doce existente na formação são Sebastião na região de estudo. Dados de análises químicas de amostras de águas superficiais e subterrâneas foram tratados em gráficos convencionais que atestam se tratarem de água de boa qualidade química.

ABSTRACT The oil exploration works in the Recôncavo basin was started during the year’s 40 with the discovery of Candeias oil field. However, it was during the 60´s that oil production was really increased, with the discovery of many news fields. The Araçás field has started in 1967, and is one of the most important oil fild in Recôncavo basin. São Sebastião Formation was deposited during the Cretaceous, having ages from the Barremian to the Low Aptian, with a time span of approximately 15 millions years. It has a maximum thickness of about 1900m but reaches an average thickness of 550m within the Araçás field. This dominant sandstone formation is also considered an important groundwater reservoir in the Recôncavo basin, being extensively used for humans, animals and industries water supplies. In Araçás area it occurs both as a water-table aquifer and as a semi-confined aquifer, and contains fresh water from the surface to about 745m depths. On its basal portion the groundwater become increasingly salty. Geophysical logs of spontaneous potential (SP), deep induction resistivity (RILD/ILD) and short normal resistivity (SN) were used to identify the water quality inside the sandstones bodies, as these logs reflect the contrast between the native groundwater (Rw) and the water used in the drilling fluids (Rmf). Thus it was possible: (i) to construct a configuration map for the fresh/salt water interface within the São Sebastião Formation; (ii) to interpret and correlate the lithological changes within this formation; and (iii) to compute the petrophysical parameters for the sandstones such as the clay volume content (Vsh), and the resistivity and equivalent salinity of their native formation waters. Analysis of outcrops, of drill cores from some oil wells and of thin sections of this formation helped us to build a conceptual model for its deposition in the area. These results have shown that these medium level diagenetic sandstones were deposited on fluvial-deltaic systems in which autocyclic processes have dominated the allocyclic ones. From these stratigraphic and petrophysical results it was composed a 3D geological model for the sandstones units included between two distinct electric markers (marks B and F), and the volume of fresh water having excellent chemical quality.