Classificação Automatizada de Quimiofácies na Formação Barra Velha: Integração de Dados Geoquímicos e Petrofísicos por Aprendizado de Máquina para a Avaliação da Qualidade do Reservatório
Evento - XX Congresso Brasileiro de Geoquímica
Resumo
As rochas carbonáticas lacustres da Formação Barra Velha, seção Pré-Sal da Bacia de Santos, exibem heterogeneidade de litofácies e grande variação composicional, refletindo as variações paleoambientais que influenciaram a precipitação mineral e os processos de diagênese. Esses fatores influenciaram a evolução diagenética, marcada por processos de dissolução, dolomitização e silicificação, que controlam a porosidade e a permeabilidade dos carbonatos, impactando na qualidade do reservatório. Com o objetivo de caracterizar este sistema complexo, foi desenvolvida uma metodologia de classificação automática de quimiofácies, integrando dados petrofísicos e dados geoquímicos de alta resolução estratigráfica. O presente estudo utilizou um total de 691 amostras provenientes de 197 m da Formação Barra Velha, com quantificação elementar realizada por ICP-OES e ICP-MS. Foram utilizadas as razões elementares Al/Ca, Ba/Al, Ba/Ca, Fe/Mn, Fe/Sr, Mg/Ca, Mn/Sr, Si/Al, Si/Ca, Sr/Al e Sr/Ca, como indicadores de processos sedimentares, paleoambientais e diagenéticos, além do perfil de raios gama (GR) e do Fluido Livre do Perfil de Ressonância Magnética Nuclear (NMRFL). Os dados geoquímicos foram transformados pelo método CLR (Centered Log-Ratio), voltado para tratamento de dados composicionais. O fluxo de trabalho integrou a análise multivariada com técnicas de aprendizado de máquina, permitindo a identificação de padrões composicionais sutis e não evidentes por métodos convencionais. A análise de componentes principais (PCA) foi empregada para redução de dimensionalidade, seguida de agrupamento k-means, com identificação de três grupos interpretados como quimiofácies. Foi possível a visualização das quimiofácies resultantes ao longo do perfil estratigráfico. A quimiofácies de melhor qualidade de reservatório apresenta teores elevados de Ba/Al e Sr/Al e valores moderados Ba/Ca, sugerindo fácies carbonáticas mais puras, com maior incorporação de Sr e Ba em ambientes alcalinos. Exibe maiores valores de fluido livre e menor GR, indicando boa porosidade intercristalina e/ou secundária por dissolução. A quimiofácies de média qualidade para reservatório associa-se a razões elevadas de Mn/Sr, Si/Al, Si/Ca, Mg/Ca e Ba/Ca, indicando aporte siliciclástico e influência de diagênese meteórica e/ou hidrotermal, ocasionado dolomitização e silicificação parcial dos poros. Apresenta GR intermediário e baixa resposta de fluido livre, sugerindo conectividade limitada entre poros. A quimiofácies de baixa qualidade para reservatório caracteriza-se pelo GR elevado e razões altas de Al/Ca, Fe/Mn, Fe/Sr, e Sr/Ca, sugerindo maior conteúdo argiloso e influência de condições redox. Apresenta os menores valores de fluido livre, indicando porosidade e permeabilidades reduzidas. A validação estatística foi realizada pela análise de variância ANOVA e testes de Tukey para dados em desequilíbrio (HSD), que indicaram haver diferenças significativas entre as quimiofácies, ainda que alguns atributos tenham mostrado comportamento semelhante entre pares de grupos. A estratégia demonstrou eficácia na classificação automatizada, como suporte às interpretações quimioestratigráficas em sistemas carbonáticos heterogêneos e registros paleoambientais complexos, contribuindo para a caracterização e discriminação dos reservatórios da camada Pré-Sal.
