Regimes de pressão de poro na porção Sul offshore da sub-bacia de Sergipe, NE do Brasil

Abstract

O conhecimento dos regimes de pressões de poro atuantes em uma bacia sedimentar é um dos aspetos fundamentais a serem avaliados durante o planejamento e a execução de projetos de exploração e produção de hidrocarbonetos. A Sub-bacia de Sergipe, localizada no nordeste brasileiro, é considerada pioneira no desenvolvimento energético do país, e uma das mais importantes em recursos de petróleo e gás natural. Suas características geológicas e seus estágios evolutivos (e.g. sinéclise, rifte, drifte) são similares às de outras bacias do leste brasileiro. Porém, o comportamento espacial das pressões de poro, ainda é pouco conhecido. Assim, o objetivo desta pesquisa foi analisar os regimes das pressões de poro desta bacia marginal para responder perguntas relacionadas com sua variação espacial, e os mecanismos de formação. A metodologia da pesquisa passa pela integração dos resultados da análise geológica de sua sucessão sedimentar com a modelagem geoestatística dos regimes de pressões de poro obtidos por métodos diretos e indiretos aplicados nos dados de poço e sísmicos da área de estudo. Dessa forma, os resultados finais são atingidos da modelagem de dados de testes geomecânicos em poço, dos perfis sônicos, e das velocidades intervalares obtidas no processamento de uma seção sísmica de reflexão 2D pre-stack. Os resultados sugerem que os regimes das pressões de poro na área de estudo são de três tipos: hidrostáticos, de sobrepressão baixa, e de sobrepressão media, aproximando- se em alguns locais a sobrepressões altas. As magnitudes das pressões de poro estimadas por diferentes métodos indicam que elas estão no intervalo aproximado dos 5,4 MPa até os 104 MPa, com desvios padrões estabelecidos entre os 1,5 MPa até 8,3 MPa, desde as áreas mais rasas até aquelas em águas ultraprofundas. Os modelos geoestatísticos indicam distâncias de autocorrelação entre os 15 km e 18 km para os dados de pressões de poro definidos no estudo, e um comportamento possivelmente anisotrópico. Os mecanismos de geração de anomalias no campo das pressões de poro na área de estudo podem estar associados primeiramente ao desequilíbrio na compactação e à história de sedimentação. Como segundo, à geração de hidrocarbonetos nos níveis mais baixos e intermediários das sequências sedimentares perfuradas.