qualquer rocha porosa pode constituir um bom reservatório.

os carbonatos são péssimos reservatórios de petróleo, em função da facilidade de dissolução e reprecipitação do carbonato de cálcio das rochas durante a diagênese, o que causa a diminuição de porosidade.

a porosidade de um reservatório siliciclástico diminui com o selecionamento dos grãos e com sua maturidade, portanto, os arenitos arcoseanos, formados em depósitos de barras de rios entrelaçados em ambientes semiáridos, têm pior probabilidade de formar bons reservatórios do que os arenitos líticos de leques aluviais em regiões vulcânicas.

a porosidade primária dos reservatórios siliciclásticos é controlada, em grande parte, pelo ambiente deposicional, enquanto a porosidade secundária é resultante das modificações das condições climáticas durante a deposição.

a intensidade e a orientação das fraturas, nos reservatórios fraturados, são importantes fatores no controle da permeabilidade, pois afetam a isotropia dos reservatórios.

a linha de charneira, representada pela falha de Campos, separa a porção leste mais espessa de depósitos do Cretáceo, da porção oeste da Bacia, onde sedimentos do Terciário depositam-se diretamente sobre o embasamento.

basaltos neocomianos, intercalados com rochas sedimentares e vulcanoclásticas, formam o embasamento comercial e não têm nenhum interesse exploratório.

a tectônica salífera foi fundamental para a formação de rotas de migração dos hidrocarbonetos que se acumularam nos turbiditos de águas profundas do Aptiano.

os principais reservatórios atualmente explorados são carbonatos de águas rasas e lacustres, formados em ambientes hipersalinos.

os horsts, como o Alto Regional de Badejo e o Alto Externo, são estruturas do embasamento, que dificultaram grandemente a migração do petróleo na bacia.

I e II.

I e IV.

II, III e V.

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I, II, IV e V.