Aspectos diagenéticos, tectono-estratigráficos e potencial exploratório de hidrocarbonetos da Formação Poti, Bacia do Parnaíba, Nordeste do Brasil

Abstract

Na bacia Parnaíba, os estudos sobre sistemas petrolíferos estão aumentando em função dos investimentos feitos por empresas que compraram blocos em diferentes áreas da bacia. A ANP também investiu na coleta de dados geofísicos e geoquímicos, além de fomentar parcerias com as universidades para expandir o conhecimento geológico na bacia. Esta pesquisa apresenta uma análise sedimentológica e estratigráfica de detalhe da Formação Poti exposta à sudeste da cidade de Itaueira, Bacia do Parnaíba. O estudo tem como objetivo a caracterização faciológica, definição dos sistemas deposicionais, identificar os eventos diagenéticos e fazer considerações sobre a proveniência e qualidade das rochas como reservatório da Formação Poti. Neste trabalho, foram aplicadas as técnicas de catodoluminescência, difratometria de Raios-x, descrição de fácies, medição de paleocorrentes e petrografia, com impregnação por epóxi azul para determinar a porosidade. Foram identificadas cinco fácies sedimentares, as quais foram associadas à um ambiente de plataforma dominada por ondas de tempestade, dividido em duas associações de fácies: Shoreface Superior (AF1) e Shoreface Inferior/Offshore (AF2). As plataformas registraram variação climática periódica, que mudava a linha de base de ação das ondas, e variações eustáticas na plataforma, evidenciada pelo padrão deposicional. Os arenitos têm uma composição detrítica correspondente à subarcósios modificados para quartzoarenitos devido as modificações diagenéticas, texturalmente imaturos e composicionalmente maturos. A integração de dados indica que o Domínio Rio Grande do Norte (Terreno Granjeiro) na Província Borborema, é a principal fonte de sedimentos de idade Arqueana e Neoproterozóica, assim como os granitos brasilianos do tipo I, representando blocos continentais, segundo o diagrama de ambiente tectônico fonte. Os processos diagenéticos identificados foram: infiltração mecânica de argila, compactação mecânica e química, cimentação de sílica e hematita, alteração de grãos instáveis, dissolução, e substituição. Há ocorrências pouco significativas de cimento óxido de titânio e carbonático, identificadas por catodoluminescência. A porosidade média dessas rochas é 11%, sendo representada por porosidade intergranular, intragranular, móldica. Os principais processos diagenéticos que modificaram a porosidade primária, foram a infiltração mecânica de argila e cimentação de hematita. A compactação mecânica e química e mecânica tiveram pouca relevância, já que não foram identificados grãos fraturados, micas deformadas e formação de pseudomatriz em grande proporção, o que conferiu à rocha um empacotamento fraco grão-suportado. Portanto, mesmo a diagênese tendo modifico a porosidade original desses arenitos, a associação de fácies de Shoreface Superior e camadas superiores dos arenitos estudados apresentaram as melhores características de reservatório.