Identificação por registros e predição de fácies diagenéticas no primeiro membro da Formação Dainan, Gaoyou Sag Sul, Bacia de Subei, China

Por que as transformações das rochas importam para nosso futuro energético

Nas profundezas do leste da China, antigos deltas fluviais deixaram camadas espessas de areia e lama que hoje retêm grande parte do petróleo da região. Mas essas rochas foram comprimidas, cimentadas e parcialmente dissolvidas ao longo de dezenas de milhões de anos, transformando areias originalmente soltas em pedra densa que não permite facilmente o fluxo de fluidos. Este estudo explora como essas mudanças ocultas nas rochas — conhecidas como “diagênese” — controlam onde o petróleo ainda pode se mover, e mostra como medições modernas de poço podem mapear as melhores zonas para produção sem a necessidade de núcleos físicos contínuos de cada poço.

Das areias de deltas lacustres à rocha compacta

O trabalho foca em um intervalo produtor-chave da Formação Dainan, dentro do Gaoyou Sag da Bacia de Subei, uma das áreas petrolíferas mais produtivas da região. Durante o Eoceno, rios transportaram areia para um lago, formando deltas em leque que se espalharam pelo fundo da bacia. Com o tempo, essas camadas arenosas foram enterradas a profundidades de 2,5 a 3,5 quilômetros e transformadas em arenito. Os pesquisadores coletaram 45 amostras de 25 poços ao longo do sag, além de conjuntos adicionais de imagens e dados de laboratório, para construir um quadro detalhado de como essas rochas são hoje e como armazenam fluidos.

Como os poros aparecem de perto

Ao microscópio, a maior parte do reservatório é uma mistura de quartzo, feldspato e fragmentos de rocha — grãos que antes tocavam em poucos pontos e agora estão comprimidos entre si. O espaço poroso assume várias formas: vazios originais entre grãos que sobreviveram ao soterramento, novos poros escavados em feldspatos e outros fragmentos instáveis por fluidos quimicamente ativos, microfraturas e microporos muito pequenos. Testes de ressonância magnética nuclear e injeção de mercúrio mostram que as rochas tipicamente apresentam poros na escala de micrômetros conectados por “gargantas” ainda mais estreitas, o que explica por que muitos intervalos têm baixa porosidade e permeabilidade. Onde a dissolução criou espaço extra nos grãos e as conexões entre poros permanecem relativamente abertas, as rochas ainda podem atuar como reservatórios razoáveis; onde a compactação e o cimento dominaram, o fluxo é severamente restringido.

Quatro perfis de qualidade de rocha

Ao combinar mineralogia, imagens de poros e medidas de fluxo, a equipe agrupou os arenitos em quatro fácies diagenéticas, ou tipos de rocha moldados por histórias diferentes. O tipo mais favorável apresenta apenas fraca compactação e crescimento modesto de argilas, mas forte dissolução de feldspato, gerando poros comparativamente grandes e bem conectados e a melhor porosidade e permeabilidade. Um segundo tipo foi intensamente compactado, mas parcialmente recuperado por dissolução tardia, criando poros secundários dentro de uma estrutura densamente empacotada e resultando em fluxo moderado. O terceiro tipo está fortemente preenchido por minerais carbonáticos como a calcita, enquanto o quarto está entupido por minerais argilosos como a ilita; ambos têm conectividade extremamente pobre e são essencialmente não produtivos.

Lendo a história da rocha a partir de registros de poço

Como amostras diretas de núcleo são escassas e caras, os pesquisadores perguntaram se medições elétricas e acústicas simples registradas em todo poço poderiam substituir a análise laboratorial. Eles descobriram que cada fácies produz uma combinação característica de gama (um proxy para teor de argila), tempo de trânsito acústico (sensível ao espaço poroso e à rigidez) e resposta de nêutrons (afetada pela água ligada em argilas). Por exemplo, a melhor fácies tende a mostrar valores mais baixos de gama, mas leituras mais altas nos registros acústico e de nêutrons, enquanto rochas ricas em argila e de baixo fluxo exibem valores uniformemente altos nas três curvas. Usando esses padrões, a equipe construiu gráficos cruzados e modelos que permitem aos geocientistas atribuir fácies diagenéticas continuamente ao longo do poço e então vincular esses resultados a dados sísmicos 3D para mapear as fácies em todo o campo.

Transformando tipos de rocha em previsões melhores

Uma vez que cada intervalo foi rotulado pela sua fácies diagenética, os autores desenvolveram relações matemáticas separadas entre registros acústicos e porosidade para cada fácies. Esses modelos sob medida coincidem com as medições de núcleo muito melhor do que uma fórmula única e geral, especialmente em zonas onde a dissolução criou espaço adicional de armazenamento. Aplicado ao longo do Gaoyou Sag, o fluxo de trabalho mostra que as fácies mais promissoras, ricas em dissolução, se concentram principalmente nas frentes leste e sul dos deltas em leque, enquanto os setores central e ocidental são dominados por rochas cimentadas e de baixa qualidade. Em termos simples, o estudo fornece uma receita para transformar registros rotineiros de poços e levantamentos sísmicos em mapas detalhados de “pontos doces”, ajudando operadores a direcionar as partes limitadas de um reservatório compacto onde as rochas ainda têm espaço poroso conectado suficiente para produzir petróleo de forma eficiente.

Citação: Li, Y., Liang, B., Xia, L. et al. Logging identification and prediction of diagenetic facies in the first member of Dainan formation, Southern Gaoyou Sag, Subei Basin, China. Sci Rep 16, 4898 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-35613-3

Palavras-chave: reservatório de arenito compacto, fácies diagenética, interpretação de registros de poço, estrutura de poros, Gaoyou Sag