Carolina da Silva Ribeiro

Silicification is a major diagenetic process in carbonate reservoirs, profoundly influencing mineralogy, pore-system architecture, fluid-flow pathways, and reservoir quality. Although chert is widespread in the Aptian Barra Velha Formation of the Santos Basin pre-salt province, its origin and relationship with fluid circulation, karstification, and reservoir evolution remain poorly constrained. This study investigates cherts within a 145.65 m cored interval distributed across five cores using an integrated multiscale workflow combining core description, petrography, UV epifluorescence, SEM-EDS, portable and micro-XRF, computed tomography (CT), micro-CT, fluid inclusion petrography, and coupled silicon and sulfur stable isotope analyses. Four chert geometries were identified: tabular, nodular, domal, and irregular. Tabular and nodular cherts preserve primary carbonate fabrics and record replacement-dominated silicification followed by progressive recrystallization from opal and chalcedony to microcrystalline and macrocrystalline quartz. Domal cherts occur exclusively within microbialite-bearing facies and preserve filamentous and reticulated fabrics within microcrystalline silica, suggesting localized early silica precipitation associated with microbial substrates. In contrast, irregular cherts are concentrated within fractured, brecciated, and karstified intervals and are characterized by diffuse silicification, macrocrystalline quartz cementation, sulfate mineralization, and strong structural control. Five karstified intervals, representing approximately 37% of the studied succession, contain the most interconnected pore systems identified by CT and micro-CT, with porosity increasing from approximately 3.1% in continuous cherts to 26.7% in brecciated intervals. These zones coincide with irregular cherts, sulfate-rich mineral assemblages, and fault-controlled permeability pathways, locally producing bulk-density values up to 3.37 g/cm³. Silicon isotope compositions range from δ³⁰Si = −0.116‰ to +1.476‰, with tabular cherts consistently exhibiting the heaviest values (up to +1.476‰) and irregular cherts the lightest (down to −0.116‰), whereas sulfur isotope compositions (δ³⁴S = 8.0–33.4‰) reveal isotopically heterogeneous sulfate-bearing fluids. Associated mineral assemblages—including barite, celestine, fluorite, titanite, goyazite, dawsonite, and pyrite—record the circulation of chemically evolved mixed fluids through structurally enhanced pathways. The integrated dataset supports a multistage fluid-flow model involving early silica precipitation, replacement silicification, karstification, structurally focused fluid migration, sulfate mineralization, and late hydrocarbon charging. Chert formation is interpreted as the product of a long-lived diagenetic system in which fluid mixing, structural permeability, progressive silica recrystallization, and fault-controlled fluid flow collectively governed silicification and the development of reservoir heterogeneity in the Barra Velha Formation.

The understanding of petrophysical characteristics, such as porosity and permeability, is a target in the reservoir characterization task, and understanding the behavior of these parameters is paramount for the exploration of hydrocarbons. The focus of this work was the characterization of the Barra Velha Formation, in Sururu Field, from a qualitative integrated analysis of geophysical data from two exploratory wells and petrographic data, in order to verify how they are corroborative. By using porosity-related well logs, i.e., density, nuclear magnetic resonance, neutron, and sonic logs, three groups of electrofacies were generated, representing high, medium and low porosity rocks. Besides, the wells could be correlated by the recognition of three main intervals according to their electrofacies distribution. With the description of thin section images (photomicrography), thirteen groups of distinctive microfacies, i.e., floatstone, stromatolite, spherulite, laminite, grainstone / microcrystalline limestone and packstone, differing in texture and pore size, were identified within the three electrofacies, allowing inferences about environmental energy for the study area. Qualitative microfacies analyses corroborate the electrofacies interpretation regarding porosity characteristics of the rocks.Keywords: Barra Velha Formation; Santos Basin; electrofacies; petrophysics. Análise comparativa de dados petrográficos e de interpretação geológica de perfis geofísicos para caracterização dos reservatórios carbonáticos do Pré-sal no Campo de Sururu, Bacia de SantosRESUMO. O entendimento de características petrofísicas, como porosidade e permeabilidade, é alvo no processo de caracterização de reservatórios e entender o comportamento desses parâmetros é fundamental para a exploração de hidrocarbonetos. Este trabalho buscou caracterizar de forma qualitativa o principal intervalo reservatório do pré-sal, a Formação Barra Velha, no Campo de Sururu da Bacia de Santos, a partir da análise integrada de dados geofísicos de dois poços exploratórios e dados petrográficos. Através do uso de perfis geofísicos de dois poços, i.e., perfis de densidade, ressonância magnética, nêutron e sônico, foi possível a geração de três eletrofácies, que representam rochas de alta, média e baixa porosidade. Além disso, os poços puderam ser correlacionados através da identificação de três intervalos principais conforme a distribuição das eletrofácies. Através da descrição de imagens de lâminas petrográficas (fotomicrografias), treze grupos de microfácies distintas, i.e., floatstone, estromatolitos, esferulititos, laminitos, grainstone/carbonato microcristalino e packstone, diferindo em textura e tamanho de poro, foram reconhecidas dentro das três eletrofácies, possibilitando inferências sobre a energia do ambiente para a área de estudo. Por fim, a análise das microfácies corroboraram a interpretação das eletrofácies no que concerne as características de porosidade da rocha. Palavras-chave: Formação Barra Velha; Bacia de Santos; eletrofácies; petrofísica

O presente estudo propôs-se a analisar parâmetros de densidade de falhas e bandas de deformação em rochas siliciclásticas da Formação Resende, tomadas como geomaterial análogo a reservatórios areníticos pouco consolidados e fraturados. O estudo foi iniciado pela confecção de uma seção geológico-estrutural (escala 1:50) de um afloramento na Bacia de Volta Redonda. Essa etapa foi realizada com o auxílio de uma malha 2 × 2 m fixada sobre o afloramento. Baseado na seção geológico-estrutural, foi confeccionado um mapa de densidade de estruturas. Posteriormente, foram realizados levantamentos de parâmetros de densidade das estruturas de deformação por meio dos métodos de scanlines lineares e de amostragem em janela retangular. O afloramento é constituído de camadas lenticulares de arenitos e conglomerados estratificados, intercaladas a camadas tabulares e lenticulares de lutitos maciços, com espessuras decimétricas, havendo ainda intervalos de brechas intraformacionais. Duas falhas principais (F1 e F2) foram reconhecidas, de caráter normal, com orientação NE-SW e mergulhos para sentidos opostos, formando um gráben. Associadas a essas falhas encontram-se zonas de elevada concentração de bandas de deformação e falhas sintéticas e antitéticas. Os parâmetros de densidade revelaram um controle litológico na distribuição das estruturas. Os maiores valores de densidade são encontrados nos arenitos médios a grossos, enquanto os menores valores estão associados aos litotipos ricos em argila, como os lutitos, os arenitos lamosos e as brechas intraformacionais. Os parâmetros de densidade mostraram maior deformação do bloco abatido (gráben), associada a uma densidade de estruturas mais contínua nessa região.