Evolução tectonossedimentar dos principais reservatórios de hidrocarbonetos do Campo de Golfinho (Bacia do Espírito Santo)

The Golfinho Field is located in the offshore region of the Espírito Santo Basin. Its importance is linked to the current average production about 19,000 barrels of oil per day, in turbidite reservoirs , giving it the nineteenth placement among the largest oil fields producing of Brazil. By interpretation and correlation’s methods based on 2D seismic sections and geophysical well logs, the study of tectonic-sedimentary evolution of major Golfinho Field’s reservoirs, which are located in Maastrichtian , aims understand and characterize the geological model of the area for the purpose of identify the main structures and types of reservoirs, improving the geological understanding of the area and using this knowledge at similar sets, that may present exploratory success in similar cases. By structural contour maps and geological cross-sections generated since time-depth conversion , the results defined for the geological model of the area , two distinct tectonic styles: a distensinal tectonics style , characterized by grabens and horsts , which belongs to rift phase, and a salt tectonics style, characterized by salt domes , listric faults and folds rolllover folds type, which belongs to marine phase . The interpretation of seismic sections and subsequent analysis of the main deformations present in the Maastrichtian reservoirs rocks ( turbidites ) showed that the northern region of the field is the most affected by salt tectonics . As for reservoirs, it was concluded to be associated to tectonics formed by rollover folds type, being older than listric faults

O Campo de Golfinho situa-se na porção offshore da Bacia do Espírito Santo. Sua importância está associada à média atual de produção de 19 mil barris de óleo por dia, em reservatórios turbidíticos, conferindo-lhe o décimo nono posto, entre os maiores campos produtores de hidrocarbonetos do país. Por meio da interpretação e correlação de seções sísmicas 2D e perfis geofísicos de poço, o estudo da evolução tectonossedimentar dos principais reservatórios deste campo, que são de idade Maastrichtiano, teve por escopo entender e caracterizar o modelo geológico da área, a fim de identificar as principais estruturas e formas de ocorrência destes reservatórios, contribuindo para o entendimento da geologia da área e para o uso deste conhecimento em situações análogas, que possam vir a apresentar sucesso exploratório em casos semelhantes. Os resultados obtidos, que incluem mapas de contorno estrutural e seções geológicas geradas a partir da conversão tempo-profundidade, definiram, para o modelo geológico da área, dois estilos tectônicos distintos: estilo de tectônica distensiva, caracterizado por grábens e horsts, dominante na fase continental; e estilo de tectônica salina, caracterizado por domos de sal, falhas lístricas e dobras em rolllover, dominante na fase marinha. A interpretação das seções sísmicas e consequente análise das principais deformações presentes nas rochas-reservatório do Maastrichtiano (turbiditos) permitiram concluir que a região norte do campo é a região mais afetada pela tectônica do sal. Em relação aos reservatórios, concluiu-se estarem associados aos altos estruturais formados pelas dobras do tipo rollover, sendo os turbiditos anteriores às falhas lístricas