La compleja interacción de los fluidos hidrotermales y las rocas carbonatadas se reconoce como un factor que promueve impactos significativos en los sistemas petroleros, la porosidad del reservorio y su potencial. El objetivo de este estudio es investigar las fases fluidas atrapadas en las fases minerales de la Formación Barra Velha (Cuenca de Santos), incluyendo sus relaciones petrográficas paragenéticas, el momento relativo, las temperaturas de los eventos de migración y la temperatura máxima alcanzada por la sección sedimentaria. Se realizaron descripciones petrográficas (387), pirólisis Rock-Eval (107), petrographía de inclusiones fluidas (14) y microtermometría (428) en muestras de núcleo y de pared lateral de dos pozos de un campo de la Cuenca de Santos. Los intervalos de fuente de hidrocarburos se identificaron principalmente en litologías con alto contenido arcilloso. Las muestras de sílex aún retienen algunos restos orgánicos indicativos de su composición original antes de la silicificación extensa. Las rocas intraclásticas redepositadas exhiben el contenido orgánico y el potencial de petróleo más bajos. Se identifica un sistema petrolero hidrotermal por fluidos que consisten en condensado de gas, petróleo ligero a pesado no saturado, ocasionalmente acompañado de fluidos acuosos influenciados por fuentes juveniles y evaporíticas, y eventos localizados de vaporización rápida. Estos fluidos hidrotermales promovieron la silicificación y dolomitización, una intensa brecha y llevaron a una mayor porosidad en diferentes compartimentos del reservorio. El orden relativo de los aceites paleo-hidrotermales y los principales eventos de migración y acumulación de petróleo ha mejorado nuestra comprensión de los sistemas petroleros en la cuenca. Esta contribución es significativa para futuras investigaciones regionales sobre la evolución de los sistemas de fluidos y sus implicaciones para los reservorios carbonatados.