As análises petrológicas de 40 lâminas em dois poços localizados no Alto de Atalaia, offshoreda Sub-Bacia de Sergipe, permitiu a identificação das composições primárias e dos padrões diagenéticos para a Formação Barra de Itiúba. As composições detríticas originais das rochas são subarcósios, sublitarenitos e litarenitos. Os principais processos diagenéticos observados foram: compactação dos fragmentos de rocha metamórfica e intraclastos lamosos, formando pseudomatriz; precipitação de crescimentos e projeções de quartzo e feldspatos, cimentação e substituição por caulinita; dolomita e dolomita ferrosa/anquerita; pirita; óxidos/hidróxidos de ferro e minerais de titânio diagenético, além de fases de dissolução eo-, meso- e telodiagenéticas. A macroporosidade dos dois poços estudados é predominantemente intergranular primária, porém há porosidade secundária por dissolução de constituintes primários e diagenéticos como também porosidade por fratura. Treze petrofácies de reservatório foram definidas e sumarizadas em quatro associações de petrofácies de reservatório. Elas refletem a qualidade dos reservatórios estudados em microescala: boa, média e baixa qualidade e não reservatório. A associação boa qualidade é caracterizada por apresentar porosidade total média acima de 15%, enquanto que a média apresenta porosidade total média acima de 7%. A associação de petrofácies de reservatório baixa qualidade tem porosidade média total entre 1 a 4%, e a não reservatório possui porosidade total média inferior a 1%. De modo geral, esses reservatórios consistem de baixa qualidade a não reservatório, intercalados com níveis de média e boa qualidade. A perda de porosidade original se deu principalmente por compactação mecânica (geração de pseudomatriz) e cimentação de caulinita e dolomita. A preservação da porosidade primária foi favorecida pela presença de crescimentos secundários de quartzo.
The petrologic analyses of 40 thin sections from two wells located in Atalaia High, offshore of Sergipe Sub-Basin, allowed the identification of primary composition and diagenetic patterns of Barra de Itiúba Formation. The original detrital compositions included arkoses, sublithic, and lithic sandstones. The main diagenetic processes observed were: compaction of metamorphic rock fragments and mud intraclasts, generating pseudomatrix; precipitation of quartz and feldspar overgrowths and outgrowths, cementation and grain replacement by kaolinite; dolomite and ferrous dolomite/ankerite; pyrite; iron oxides and hydroxides; and diagenetic titanium minerals, in addition to dissolution phases during eo-, meso- and telogenesis. The macroporosity in the two studied wells is primary intergranular, but there is secondary porosity due to dissolution of primary and diagenetic constituents, as well as fracture porosity. Thirteen reservoir petrofacies were defined and grouped into four reservoir petrofacies associations. They reflect the reservoir quality in microscale: good, medium and low-quality and non-reservoir. The good-quality is characterized by average total porosity greater than 15%, whereas the medium shows average total porosity greater than 7%. Low-quality presents average total porosity between 1 and 4%, and the non-reservoir has an average total porosity consistently less than 1%. Overall, the studied reservoirs consist on low-quality and non-reservoir rocks, which are intercalated with levels of medium- and good-quality. The loss of original porosity was mainly due to mechanical compaction (generating pseudomatrix), and cementation by kaolinite and dolomite. Preservation of primary porosity was favored by the presence of quartz overgrowths.
