La cuenca de Campos en el sureste de Brasil tiene un área aproximada de
100.000 Km2. Los campos petrolíferos allí se encuentra en láminas de agua de
entre 80 m
y 2600 m .
Esta cuenca se formó como resultado del rompimiento de Gondwana en el Cretáceo
temprano a esto siguió un relleno de rift con algo mas de 9000 metros de
sedimentos desde el Cretáceo temprano hasta el holoceno. La cuenca tiene varios
elementos estructurales principales: 1) Un trend de horts y grabens de dirección
noreste y noroeste mapeados en un
basalto necomiano. 2) Estructuras Pre-Aptianas relacionadas a la falla de
Campos, y 3) Una provincia de domos salinos que se extiende desde el Alto de
Sao Paulo en aguas Ultra profundas.
La sección sedimentaria de la cuenca de campos se puede dividir en tres
megasecuencias: 1)Megasecuencia de rift,
no marina, compuesta de rocas sedimentarias lacustres del barremiano,
suprayaciendo sobre los basaltos necomianos; esta secuencia contiene los shales
calcáreos de la Formación Lagoa
La mayor parte del petróleo de la
Cuenca de Campos esta entre los rangos de 17 y 37 grados API
y consisten de una mezcla de aceites biodegradados y no biodegradados, esta
mezcla resultó de mas de un evento de generación y migración de aceite unido a
episodios de biodegradación que ocurrieron durante estados sucesivos de relleno
del reservorio.
Los reservorios están altamente diseminados por toda la cuenca de campos.
Los carbonatos (coquinas) del barremiano de la secuencia de rift alcanzan
porosidades del 15 y 20 % y permeabilidades de 1 darcy. Los mejores reservorios
consisten en grainstones de bivalvos que tienen porosidad intergranular y los
basaltos necomianos donde las fracturas les ha dado gran porosidad. Los
carbonatos de aguas someras del Albiano también son buenos reservorios, estos están
relacionados a fases oolíticas depositadas en ambientes de alta energía. Las
turbiditas del Cretáceo superior también son los típicos reservorios de la
cuenca, fueron depositados en suaves pendientes formadas como resultado de la
halokinesis. Los reservorios terciarios siliciclásticos son areniscas de grano
fino a medio con porosidades hasta del 30%. Esos complejos turbidíticos se
desarrollaron en extensos abanicos de fondo de cuenca.
Fuente: Petroleum System of the Campos Basin ,
Brazil
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