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Mar 28, 2024

Evolução do fluido e fluido relacionado

Relatórios Científicos volume 13, Artigo número: 14067 (2023) Citar este artigo 75 Acessos Métricas detalhes Os fluidos porosos controlam os processos diagenéticos e os espaços de armazenamento de reservatórios rochosos clásticos profundos

Scientific Reports volume 13, Artigo número: 14067 (2023) Citar este artigo

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Os fluidos porosos controlam os processos diagenéticos e os espaços de armazenamento de reservatórios profundos de rochas clásticas e tornaram-se uma importante área de interesse nos campos da sedimentologia e da geologia do petróleo. Este artigo tem como objetivo relacionar os processos diagenéticos dos arenitos do Oligoceno Zhuhai no Baiyun Sag com os fluidos dos poros que variam com a profundidade do soterramento. Os tipos e padrões de distribuição de minerais autigênicos são investigados através da análise de características petrográficas, mineralógicas e geoquímicas para ilustrar a origem e os padrões de fluxo dos fluidos porosos e suas influências na diagênese do reservatório. A forte cimentação do cimento carbonático eogenético próximo à interface arenito-argilito foi uma consequência da migração de material de argilitos adjacentes em grande escala. Os fluidos dos poros foram afetados principalmente pela metanogênese microbiana e pela dissolução de minerais carbonáticos em argilitos adjacentes durante a eogênese. Os fluidos porosos foram transportados difusamente em um sistema geoquímico relativamente aberto dentro de uma faixa local. O suporte para este modelo é fornecido pelos valores isotópicos estáveis ​​mais pesados ​​presentes na calcita e dolomita eogenéticas. A dissolução do feldspato durante o início da mesogênese foi acompanhada espacialmente pela precipitação de quartzo autigênico e cimento de carbonato ferroano. Os fluidos dos poros neste período eram ricos em ácidos orgânicos e CO2, e seu mecanismo de migração era o transporte difusivo. As composições isotópicas de carbono e oxigênio obviamente mais leves da calcita ferroana apoiam esta inferência. Durante a mesogênese tardia, a entrada de fluido hidrotermal profundo pode ter sido parcialmente responsável pela precipitação de anquerita, barita e albita autigênica. A carga de óleo pode ter inibido a cimentação e compactação de carbonato, preservando a porosidade e, juntamente com a caulinita autigênica, pode ter promovido a transição do reservatório de úmido com água para úmido com óleo, em benefício do aprisionamento de óleo. As descobertas aqui relatadas lançam uma nova luz sobre a avaliação e previsão de reservatórios de arenito que experimentaram múltiplos períodos de fluxo de fluidos.

Os fluidos porosos são quase onipresentes nas rochas clásticas e, com o aumento da profundidade de soterramento, exercem uma influência crucial nas propriedades petrofísicas através de várias interações fluido-rocha . Fluidos de poros agressivos corroem fortemente os minerais de silicato de alumínio e minerais de carbonato em reservatórios rochosos clásticos profundos, criando (ou redistribuindo) poros secundários de uma certa escala, melhorando significativamente (ou ligeiramente) as porosidades do reservatório. A precipitação concomitante de minerais secundários, principalmente na forma de minerais que preenchem os poros, devido à transferência de massa pelo fluxo de fluido dos poros, desempenha um papel negativo na permeabilidade do reservatório . Identificar a origem e os padrões de fluxo dos fluidos porosos é crucial para a pesquisa sobre diagênese arenito-xisto e propriedades de armazenamento8. Reservatórios complexos de arenito intercalados com lamito podem ser complicados pelo potencial de múltiplos estágios de evolução de fluidos porosos e correspondentes interações fluido-rocha durante o soterramento progressivo. Para definir e priorizar os alvos dos reservatórios, as fontes, os padrões de fluxo e a distribuição espaço-temporal dos fluidos porosos devem ser compreendidos.

Razões de isótopos estáveis ​​são comumente empregadas para restringir (1) as fontes de fluidos de poros, (2) os caminhos e o tempo de eventos de fluidos, (3) as temperaturas de formação de cimentos de múltiplos estágios e (4) as fontes materiais de subprodutos diagenéticos9 ,10,11,12,13. As composições isotópicas estáveis ​​de carbono e oxigênio são altamente estáveis ​​em diferentes sistemas fluidos que possuem características de circulação profunda. O grau de fracionamento isotópico de oxigênio entre fluidos e minerais é reduzido com o aumento da temperatura de formação (superfície até ~ 300°C14). O valor de δ18O preservado no cimento pode servir como registro substituto da temperatura de cimentação. Assim, é um indicador útil para inferir o tempo de formação do cimento e para esclarecer a evolução dos fluidos porosos quando dado um valor razoável de δ18O do fluido poroso . Comparado com o valor de δ13C no reservatório de carbono original, aquele preservado no cimento é aproximadamente 9–10 ‰ mais pesado devido ao fracionamento de isótopos de carbono. Assim, os valores de δ13C podem ser usados ​​para rastrear as fontes externas ou internas de carbono e para responder a perguntas frequentes relacionadas à interação fluido-rocha . Com base nesses dois sistemas isotópicos estáveis, combinados com a história evolutiva regional, as características físico-químicas e de fluxo dos fluidos ao longo de todo o processo diagenético podem ser reconstruídas .