Avaliaçăo de reservatório carbonático da Bacia de Campos integrando dados de laboratório com perfis de poço

As rochas reservatório, além de possuírem um sistema poroso suficiente para conter grandes quantidades de hidrocarbonetos, devem ainda possuir poros bem conectados entre si, de modo que os fluidos possam circular pela rocha e serem produzidos. As propriedades petrofísicas das rochas ao longo do poço podem ser analisadas de modo direto, através de amostras de calha, plugs de testemunho, análise de fluido de perfuraçăo e teste de pressăo, ou por métodos indiretos, como a perfilagem. A maioria dos reservatórios de hidrocarbonetos no mundo se encontra em rochas carbonáticas, Estes, ao contrário dos reservatórios siliciclásticos, sofrem um complicado processo diagenético, que inclui cimentaçăo, dissoluçăo, dolomitizaçăo, recristalizaçăo e açăo biogęnica. Devido ŕ essa complexidade litológica, as rochas carbonáticas, săo de difícil caracterizaçăo, exigindo assim estudo e experięncia (Lucia, 1999). A Bacia de Campos (Figura 1) possui mais de 1.600 poços perfurados ao longo de mais de tręs décadas de exploraçăo petrolífera, sendo a bacia brasileira mais prolífica e alojando a maior parte das reservas petrolíferas atuais do país. Recentemente, foi descoberta a maior reserva de hidrocarbonetos do Brasil. Trata-se de um reservatório carbonático, na camada do pré-sal, que se estende por diferentes bacias, incluindo a Bacia de Campos. Desde entăo um novo desafio surgiu no cenário da exploraçăo petrolífera brasileira, e consequentemente, na área acadęmica, aumentando a necessidade de melhor compreender os reservatórios carbonáticos (Machado et al., 2011). Neste contexto, este trabalho visa investigar o sistema poroso e gerar resultados que contribuam para exploraçăo e produçăo de petróleo num reservatório carbonático do pós-sal.