Geologia Do Petróleo - Prof. Chang (Prof. Unesp-Rio Claro)

REGULAÇÃO PARA PETRÓLEO E GÁS NATURAL

Conceitos Básicos de Geologia de Petróleo INTRODUÇÃO ........................................... ..................... ........................................... ........................................... ............................................ ......................................... ........................................ ................................. ............ 1

PETRÓLEO ......................................... ................... ........................................... ........................................... ........................................... .......................................... .......................................... ............................. ........ 1 GERAÇÃO........................ GERAÇÃO... ........................................... ........................................... ........................................... ........................................... ......................................... ................................... ............... 3 ALIMENTAÇÃO ......................................... .................... ........................................... ........................................... ........................................... .......................................... ............................ ........ 4 RESERVATÓRIO..................... RESERVATÓRIO ........................................... ........................................... ........................................... ............................................ .......................................... ......................... ..... 5 ................... ........................................... ........................................... ........................................... ........................................... ...................................... ................. 7 RETENÇÃO........................................ ROCHAS GERADORAS.................... GERADORAS ......................................... ........................................... ............................................ ........................................... ......................................... ...................................... .................. 8

COMPOSIÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA............................. ORGÂNICA................................................... ............................................ ............................................ ........................... ..... 8 COMPOSIÇÃO DA BIOMASSA.................... BIOMASSA ........................................... ............................................. ............................................ ........................................ ............................... ............. 11 PRODUTIVIDADE DA MATÉRIA ORGÂNICA.................................. ORGÂNICA........... ............................................. ............................................. ................................... ............ 11 FORMAÇÃO DA ROCHA GERADORA ............................................. ...................... .............................................. ............................................. .................................... .............. 13 HABITAT DA ROCHA GERADORA.......................... GERADORA.... ............................................ ............................................ ............................................ ........................................ .................. 16 TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA ............................................... ....................... ............................................... ............................................... ........................ . 17

DIAGÊNESE................... DIAGÊNESE ........................................ ........................................... ........................................... ........................................... .......................................... .......................................... ........................... ..... 17 QUEROGÊNIO.......................................... QUEROGÊNIO..................... ........................................... ........................................... ........................................... .......................................... ............................. ......... 18 IDENTIFICAÇÃO E CLASSIFICAÇÃO CLASSIFICAÇÃO DOS QUEROGÊNIOS...................... QUEROGÊNIOS. ........................................... ............................... ......... 18 CATAGÊNESE E METAGÊNESE ......................................... ................... ............................................ ........................................... ........................................... ............................... ......... 21 TEMPO E TEMPERATURA.................... TEMPERATURA ........................................... .............................................. .............................................. .......................................... ........................ ..... 22 GÁS NATURAL........................................... NATURAL..................... ........................................... ........................................... ........................................... .......................................... .......................................... .............................. ......... 24

TIPOS DE GÁS NATURAL.......................... NATURAL.... ........................................... ........................................... ........................................... .......................................... ..................................... ................ 25 GASES GERADOS DA MATÉRIA ORGÂNICA....................... ORGÂNICA ............................................. ............................................. .............................................. ....................... 25 HIDROCARBONETO................... HIDROCARBONETO ......................................... ............................................ ........................................... ........................................... ........................................ .................. 26 NÃO-HI NÃO-HIDRO DROCAR CARBON BONETO. ETO..... ........ ........ ....... ....... ....... ....... ........ ....... ....... ....... ....... ........ ....... ....... ....... ....... ....... ....... ........ ....... ....... ....... ....... ........ ....... ....... ....... ....... ........ ........ ....28 28 GASES DE ORIGEM INORGÂNICA ........................................... ...................... ........................................... ........................................... ............................................ ......................... 29 ROCHAS RESERVATÓRIOS........................ RESERVATÓRIOS.............................................. ............................................ ............................................. .......................................... ......................................... ........................ 30

RESERVATÓRIOS SILICICLÁSTICOS................ SILICICLÁSTICOS....................................... ............................................. ............................................ ............................................ ........................ 30 FLUVIAL ......................................... ................... ........................................... ........................................... ........................................... ......................................... ........................................ .................... 30 EÓLICO......................... EÓLICO.... ........................................... ........................................... ........................................... ........................................... .......................................... ..................................... ................ 31 LACUSTRE.................................................. LACUSTRE............................. ........................................... ........................................... ........................................... ............................................ ........................... ..... 32 DELTAICO .......................................... .................... ........................................... ........................................... ........................................... ......................................... .................................... ................ 32 MARINHO RASO......................... RASO... ............................................. ............................................. ............................................ ............................................ ....................................... ................. 33 MARINHO PROFUNDO ........................................... ..................... ............................................ ........................................... ........................................... ................................. ........... 34 RESERVATÓRIOS CARBONÁTICOS.................................... CARBONÁTICOS............................................................ ............................................... ......................................... ......................... ....... 40 QUALIDADE DO RESERVATÓRIO........................ RESERVATÓRIO.............................................. ............................................ ............................................ .......................................... ...................... 43 DIAGÊNESE.......................................... DIAGÊNESE..................... ........................................... ............................................ ........................................... ......................................... ................................. ............. 44 ROCHAS SELANTES...................... SELANTES ........................................... ........................................... ........................................... ........................................... ............................................. ....................................... ................ 47

CAPILARIDADE.............................. ........................................... CAPILARIDADE................................................... ........................................... .......................................... .......................................... .............................. ......... 47 PARÂMETROS MACROSCÓPICOS............................ MACROSCÓPICOS.................................................. ............................................. .............................................. ...................................... ............... 48 TRAPA (TRAP ) ........................................ ................... ........................................... ........................................... ........................................... ........................................... .......................................... ................................. ............ 49

ESTRUTURAL ........................................... ...................... ........................................... ........................................... ........................................... .......................................... ........................................ .................... 49 ESTRATIGRÁFICO ESTRATIGRÁFICO..................... .......................................... ........................................... ........................................... ........................................... .......................................... ................................. ............. 51 COMBINADA.......................................... COMBINADA..................... ........................................... ........................................... ........................................... .......................................... ......................................... ......................... 52 HIDRODINÂMICA................................. HIDRODINÂMICA............ ........................................... ........................................... ........................................... .......................................... ......................................... ......................... 53 PREENCHIMENTO DA TRAPA ........................................... ..................... ............................................ ........................................... ............................................ ................................ ......... 54 MIGRAÇÃO E ACUMULAÇÃO DE PETRÓLEO..................... PETRÓLEO ........................................... ............................................ ............................................. ............................... ........ 55

MIGRAÇÃO PRIMÁRIA................... PRIMÁRIA ........................................ ........................................... ........................................... ........................................... ........................................... .......................... ..... 56 MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA............................ SECUNDÁRIA................................................. ........................................... ........................................... .......................................... ................................. ............ 57

Chang, H.K., Geologia de Petróleo

I


ACUMULAÇÃO ........................................ ................... ........................................... ............................................ ........................................... ......................................... ........................................ .................... 58 ACUMULAÇÃO DIFERENCIAL DE ÓLEO E GÁS..................... GÁS ........................................... ........................................... .......................................... ..................... 58 PRINCIPAIS MÉTODOS DE EXPLORAÇÃO.................... EXPLORAÇÃO ......................................... ........................................... ........................................... ........................................ ................... 60

GEOLÓGICOS..................................... GEOLÓGICOS................ ........................................... ........................................... ........................................... .......................................... .......................................... ........................... ..... 60 GEOQUÍMICOS..................... GEOQUÍMICOS .......................................... .......................................... .......................................... .......................................... ........................................... ......................................... ................... 61 GEOFÍSICOS..................... GEOFÍSICOS........................................... ............................................ ............................................ ............................................ ...................................... ...................................... ........................... ..... 63 PERFILAGEM GEOFÍSICA DE POÇOS................................... POÇOS............. ............................................. ............................................. ................................... ............. 63 POTENCIAL ESPONTÂNEO ............................................ ...................... ............................................ ............................................ ................................... ............. 66 INDUÇÃO E DUPLA INDUÇÃO....................... INDUÇÃO.. ........................................... ............................................ ........................................... ............................ ....... 67 LATEROPERFIS............................ LATEROPERFIS...... ............................................ ............................................ ............................................ .......................................... ............................. ......... 69 RAIOS GAMA........................ GAMA.. ............................................ ............................................ ............................................ ....................................... ..................................... .................... 71 DENSIDADE ........................................... .................... .............................................. .............................................. ........................................... ........................................ .................... 72 NEUTRO NEUTRONS..... NS........ ....... ........ ....... ....... ....... ....... ....... ....... ........ ....... ....... ....... ....... ........ ....... ....... ....... ....... ........ ....... ....... ....... ....... ....... ....... ........ ....... ....... ........ ........ ........ ........ ........ ........ 73 SÔNICO.................................. SÔNICO............ ........................................... ........................................... ........................................... ......................................... ........................................ .................... 75 BIBLIOGRAFIA......................................... BIBLIOGRAFIA.................... ........................................... ........................................... ........................................... .............................................. .............................................. ........................... ..... 77


II


Introdução O objetivo deste capítulo é apresentar alguns conceitos fundamentais sobre a Geologia do Petróleo, para auxiliar no entendimento das atividades de exploração e produção de petróleo. O texto se propõe a fornecer uma visão simplificada e conjunta dos processos geológicos e geoquímicos envolvidos na formação de uma jazida petrolífera, desde a produção e preservação da matéria orgânica, até a migração e acumulação de óleo e gás em um campo de petróleo. O capítulo inicia-se pelo ítem Petróleo, cujo texto foi transcrito, na íntegra, de parte do capítulo Recursos Energéticos Energéticos em Bacias Sedimentares Sedimentares (Rostirolla (Rostirolla & Chang, em em edição) a ser publicado no livro Bacias Sedimentares, editado por Marcelo A. Martins-Neto e Fernando F. Alkmin (em edição). Este ítem expõe, de uma forma resumida, os elementos de um sistema petrolífero. Na seqüência, são apresentados os principais tópicos da Geologia de Petróleo, iniciando-se pelas Rochas Geradoras e finalizando nos Principais Métodos de Exploração, onde é apresentada breve descrição dos métodos e ferramentas comumente empregadas na exploração de petróleo. O conteúdo apresentado neste capítulo foi compilado a partir de material didático preparado para as disciplinas de Geologia do Petróleo (Unicamp) e Recursos Energéticos (Unesp) e de textos publicados, cujas fontes principais foram: Biddle & Wielchowski (1994), Bordenave (1993), Downey (1994), England (1994), Gasperi et al. (1992), Hunt (1978), Morse (1994), Rostirolla & Chang (em edição), Scofin (1987), Tissot & Welte (1984), Whiticar (1994). A biblio bibliogra grafia fia sobr sobre e o assun assunto to é vasta vasta e dive diversi rsific ficad ada, a, sendo sendo reco recome menda ndado, do, com como o leitur leitura a suplementar, as seguintes publicações : Bjorlyke (1989), Bordenave (1993), Dickey (1986), Figueiredo (1985), Galloway & Hobday (1996), Link (1987), Magoon & Dow (1994), Tissot & Welte (1984).

Petróleo Petróleo é um termo geral para uma mistura de hidrocarbonetos existente na natureza nas formas gasosa (gás natural), líquida (óleo cru) e sólida (asfalto). Os elementos mais comuns no petróleo são o carbono e o hidrogênio, com quantidades menores de nitrogênio, enxofre e oxigênio. A formação do petróleo tem sido considerada considerada orgânica ou inorgânica, entretanto, segundo a maioria dos autores, não há dúvida que os componentes identificados no petróleo são orgânicos em origem. A preservação da matéria orgânica em sedimentos é favorecida pela alta produtividade orgânica, pela baixa taxa de sedimentação e por anoxia no ambiente deposicional (Selley, 1998). Tais condições podem ocorrer em diversos ambientes, desde lagos localizados até oceanos. A análise de biomarcadores e a cromatografia gasosa são as técnicas utilizadas para correlacionar o petróleo existente em determinada acumulação com a rocha fonte da qual ele é supostamente derivado (Bruce & Schmidt 1994). O modelo de Tissot & Welte (1978) caracteriza três estágios na evolução da matéria orgânica, durante a evolução de bacias sedimentares, em função da sobrecarga e aumento da iagênese − que inclui o decaimento auxiliado por bactérias e reações temperatura (Fig. 1): 1. d diagênese abiogênicas; nesta fase o metano, dióxido de carbono e água são liberados da matéria orgânica, gerando um complexo de hidrocarbonetos denominado querogênio (insolúvel em solventes orgânicos); o resultado é uma diminuição em oxigênio, deixando a razão hidrogênio/carbono inalterada; 2. catagênese − em maior profundidade o petróleo é liberado do querogênio, primeiro betume e depois óleo e gás; a razão hidrogênio/carbono diminui, sem modificação na razão oxigênio/carbono; 3. metagênese − alta pressão e temperatura induzem à liberação liberação dos dos últimos hidrocarbonetos, geralmente apenas metano; a razão hidrogênio/carbono diminui até que resta somente o carbono na forma de grafite.


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Figura 1 – Gráfico com indicação dos estágios de maturação da matéria matéria orgânica e sua relação com a temperatura e profundidade (mod. Selley, 1998).

Para representar esquematicamente a gênese e ocorrência de petróleo na natureza utiliza-se play e play pode os conceitos de play e sistema petrolífero. Um play pode ser considerado um modelo que representa os fatores diagnósticos de acumulações e restringe o reservatório a um determinado nível (1) uma unidade de armazenamento (reservatório), estratigráfico. Entre estes fatores encontram-se: (1) (2) um subsistema de alimentação ( charge system; rocha geradora e condutos de migração), (3) uma (4) um mecanismo de trapeamento e (5) (5) relação temporal rocha selante com continuidade lateral, (4) adequada para a acumulação (Allen & Allen, 1990). Estudos exploratórios direcionados pelo conceito play têm enfoque principal na rocha reservatório e na estrutura trapeadora. Um sistema de play petrolífero constitui petrolífero constitui um sistema físico-químico gerador e concentrador de petróleo, funcionando numa determinada escala de espaço e tempo geológicos, sendo composto pelos subsistemas gerador e de play , a migração-trapeamento (Demaison & Huizinga, 1991, 1994). Ao contrário do conceito de play investigação de sistemas petrolíferos apoia-se na correlação rocha-óleo. A anális análise e de sistem sistemas as petro petrolíf lífero eross consist consiste e no mapea mapeame mento nto dos eleme elemento ntoss essen essencia ciais is que que indicam os processos formadores das acumulações: geração, alimentação, reservatório e retenção que, em última instância, são os condicionantes da produtividade ou fertilidade do sistema. Além destas quatro dimensões, no âmbito dinâmico deve ser considerado também o intervalo de tempo das atividades de todos os processos que induzem à acumulação. Com base na caracterização e interpretação destes elementos e seu posicionamento espaço-temporal, é possível orientar a plays e prospectos, discriminando os fatores geológicos exploração na bacia, a partir da descrição dos plays geológicos para predição de novas acumulações. acumulações.


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Geração

A quantidade de matéria orgânica em um sedimento é uma função de três variáveis inerentes ao ambiente deposicional: taxa de produtividade orgânica, taxa de destruição por processos inorgânicos ou biológicos e taxa de diluição por sedimentação clástica. Processos como a destruição e diluição podem limitar mais o teor de carbono orgânico do que baixas taxas de produtividade (Galloway & Hobday, 1996). Altas proporções de matéria orgânica ocorrem em sedimentos marinhos argilosos, depositados sob condições euxínicas. Sedimentos lacustres também podem ser extremamente ricos em carbono orgânico (Tyson, 1987). Pouca energia disponível no ambiente favorece um retrabalhamento mínimo e conseqüente preservação da matéria orgânica, ao contrário de condições de maior energia, onde ocorre a oxidação por bactérias e organismos bentônicos (Selley, 1998). Tissot & Welte (1978) classificam o querogênio (precursor do petróleo) nos tipos I, II e III, com base na composição química, principalmente no conteúdo de hidrogênio. O querogênio tipo I é propenso à geração de óleo, sendo constituído de algas e material orgânico amorfo; o tipo II contém bactérias e algas, sendo também precursor de óleo; o tipo III consiste em material húmico, com baixo conteúdo de hidrogênio, gerando uma maior quantidade de gás. Para que uma rocha seja considerada geradora efetiva deve apresentar quantidade e qualidade de matéria orgânica (tabela 1), além de estar em condições de maturidade. Segundo Peters & Cassa (1994), a migração primária ocorre quando a saturação em folhelhos excede 10-20% na rocha geradora (Fig. 2). Normalmente, a eficiência da expulsão aumenta com o aumento da maturidade, alcançando 80 a 90% para rochas ricas e maturas. Nessa fase do processo, a sobre-pressão promove expulsão por fraturamento hidráulico. Os principais critérios utilizados para caracterizar a rocha geradora são o teor de carbono orgânico total (COT) ou medida relativa do carbono presente na forma de querogênio e betúmen e os resultados de pirólise − pirólise “rock-eval” − processo desenvolvido por Espitalié (1977; in Allen & Allen, 1990). Demaison & Huizinga (1994) ainda sugerem a utilização do índice de potencial gerador (Source Potential Index – SPI ), que inclui, além da quantidade e qualidade da matéria orgânica, a capacidade volumétrica da rocha geradora.

Tabela 1 – Parâmetros geoquímicos utilizados para estimar a quantidade de matéria orgânica existente em uma rocha geradora imatura (Peters & Cassa 1994). Potencial

Matéria Orgânica

Betúmen

HC

COT (%)

S1 (mmHC/Kg)

S2 (mmHC/Kg)

(%)

(ppm)

(ppm)

Pobre

0 – 0,5

0 – 0,5

0 – 2,5

0 – 0,05

0 – 500

0 – 300

Razoável

0,5 – 1

0,5 – 1

2,5 – 5

0,05 – 0,10

500 – 1000

300 – 600

Bom

1–2

1–2

5 – 10

0,10 – 0,20

1000 – 2000

600 – 1200

Muito Bom

2–4

2–4

10 – 20

0,20 – 0,40

2000 – 4000

1200 – 2400

Excelente

>4

>4

> 20

> 0,40

> 4000

> 2400

(COT – Carbono Orgânico Total; S1 - mmHC/Kg destilado na forma de betúmen por pirólise; S2 mmHC/Kg gerado a partir da quebra do querogênio por pirólise; Betúmen – fração da matéria orgânica que pode ser dissolvida por solventes orgânicos; HC – Hidrocarbonetos)


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Figura 2 – Estágios 1 a 3: expulsão de água e óleo e respectivas saturações em óleo baseadas em dados de pirólise rock-eval ; Estágio 4: movimentação de hidrocarbonetos em camadas condutoras (mod. Ungerer et al., 1990).

Alimentação O aumento da temperatura condiciona a transformação do querogênio para betúmen e depois para óleo e gás. Temperaturas entre 100 a 150 oC para óleo, ou até 180 oC para gás, induzem a maturação e a expulsão de petróleo, que depois sofre migração. Segundo Ungerer et al. (1990), quando a saturação em óleo residual alcança 0,5 a 4%, as forças de flutuação e a pressão interna condicionam a movimentação de hidrocarbonetos, primeiro na interface da geradora com as encaixantes e depois ao longo de camadas e falhas permeáveis. O movimento do petróleo ao longo de falhas ocorre quando a pressão de fluidos excede a pressão capilar, restritiva ao fluxo (Weber & Mandl 1978). A migração de petróleo é condicionada basicamente pelo desenvolvimento de zonas de pressão anormal em bacias, que excedem o gradiente hidrostático. Os fluidos presentes nos sedimentos, incluindo óleo e gás, movem-se em direção às zonas de baixa pressão relativa, ao longo de caminhos permeáveis, em resposta ao empuxo e fluxo hidrodinâmico. Como resultado, a distribuição de óleo e gás na bacia reflete o arcabouço estrutural e a organização das fácies. Bacias pouco deformadas tendem a apresentar migração principalmente lateral por grandes distâncias, ao longo de camadas permeáveis, enquanto bacias com maior grau de deformação podem inibir a migração lateral, com migração vertical ao longo de falhas (Demaison & Huizinga, 1991). Outro fator importante é a área de drenagem, representada pela região que contém a rocha fonte e está abaixo do topo da zona matura. Para que ocorra o armazenamento em um reservatório, a movimentação do fluxo deve ser a partir da área de drenagem, convergindo para uma área de retenção (Fig. 3).


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Figura 3 – Área de drenagem de hidrocarbonetos em subsuperfície (a. mapa de contorno da rocha geradora; b. perfil geológico mostrando a janela de geração; c. diagrama de geohistória; mod. Sluijk & Nederlof 1984).

Reservatório Rochas reservatório são classificadas em função das seguintes propriedades: geometria externa, extensão lateral, volume, porosidade e permeabilidade. Em muitas jazidas de petróleo, a geometria e a continuidade da rocha reservatório são muito mais importantes para determinar os limites produtivos do que a própria estrutura de fechamento. Reservatórios apresentam três estilos de distribuição faciológica, que influenciam as heterogeneidades e unidades de fluxo (Weber & van Geuns 1990): 1. reservatórios com continuidade lateral são caracterizados por mudanças graduais de espessuras e as correlações internas e externas são relativamente simples; 2. reservatórios compartimentados apresentam contrastes texturais abruptos, correlação externa simples, mas interna complexa; 3. reservatórios com canais, prismas ou lentes isoladas apresentam correlação externa difícil e o fluxo não apresenta boa interconectividade. Assim como a distribuição faciológica, as modificações diagenéticas também compartimentam as unidades de fluxo, influenciando as condições finais de porosidade e permeabilidade.


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Os reservatórios siliciclásticos mais prolíficos são representados por canais e barras de desembocadura deltaicos, com um segundo grupo em importância envolvendo depósitos marinhos rasos, formados em sistemas ilhas-barreira, costeiros e offshore (Morse 1994). Reservatórios carbonáticos são representados por dolomitos, grainstones e boundstones depositados principalmente em ambiente marinho plataformal (Jordan & Wilson 1994). Depósitos turbidíticos em sistemas de leques submarinos constituem reservatórios de excelente qualidade (Weimer & Link 1991), porém em termos estatísticos mundiais ainda são pouco expressivos. Sistemas aluviais e fluviais, principalmente em áreas canalizadas, também apresentam um potencial razoável. Por seu caráter preditivo, o estudo de seqüências deposicionais e de ciclos transgressivo-regressivos torna-se fundamental para a discriminação da qualidade das fácies-reservatório e de seu posicionamento dentro da bacia (Fig. 4).

Figura 4 – Distribuição de fácies-reservatório em cunhas transgressivo-regressivas (White 1980).


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Retenção

A concentração do petróleo em teores econômicos requer a convergência do escoamento de grandes áreas de drenagem para zonas de retenção volumetricamente muito menores. Em função disto, o estilo de migração, convergente ou divergente, é fundamental para determinar o grau de resistência à dispersão do petróleo no macroambiente (entropia do sistema petrolífero). A entropia, ou fator de resistência à migração, é chamado por Demaison & Huizinga (1991) de impedância . O grau de deformação tectônica e a integridade da rocha selante são os dois parâmetros-chave usados para qualificar os estilos de trapeamento. Sistemas de alta impedância são caracterizados por selos lateralmente contínuos, associados a um grau alto a moderado de deformação (a continuidade regional do selo é essencial para as características de integridade e retenção das trapas, em relação às áreas de drenagem ao seu redor). Sistemas de baixa impedância são caracterizados ou por selos contínuos, associados a um baixo grau de deformação, ou por selos regionais menos efetivos, neste segundo caso independendo do grau de deformação. O segundo aspecto do trapeamento é a existência de estrutura de fechamento apropriada da rocha reservatório. A trapa é uma feição geológica que integra uma rocha reservatório com forma e capacidade volumétrica adequadas e um selo efetivo. O volume de óleo e gás preservado depende da predição do tamanho e tipo da trapa que, em conjunto com a migração, constitui o fator com maior influência no sucesso na descoberta de novos campos. As trapas são classificadas em estruturais, estratigráficas, combinadas e hidrodinâmicas (Tabela 2). Tal divisão é baseada na comparação entre prospectos e na análise da associação espacial entre estruturas trapeadoras e campos conhecidos. A principal subdivisão, baseada essencialmente nos processos formadores, é feita entre trapas estratigráficas e estruturais, nas quais a maioria dos recursos são encontrados.

Tabela 2 – Classificação de trapas (mod. Allen & Allen, 1990).

1. Estrutural

2. Estratigráfica

Tectônica Compactacional Diapírica Gravitacional

Extensional / Contracional Estruturas de Cobertura Halocinese/ Argilocinese Roll-over

Deposicional Discordâncias Diagenética

Recifes/ Pinch-out/ Canais Truncamento / Onlap Cimentação

3. Combinada 4. Hidrodinâmica


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Rochas Geradoras

Neste texto, considera-se a origem do petróleo derivado exclusivamente de fonte orgânica. Desta forma, a existência de rocha geradora está condicionada à produção, acumulação e preservação da matéria orgânica. Rocha geradora é, em síntese, rocha sedimentar, geralmente de granulometria fina (siliciclástico, carbonático ou evaporítico), rica em matéria orgânica capaz de gerar óleo e gás. A fotossíntese é o processo que converte energia solar em química, permitindo combinar o hidrogênio da água com o gás carbônico para formar um composto orgânico (carbohidrato). Ela é a base da produção da matéria orgânica, que emergiu como fenômeno global há aproximadamente 2 bilhões de anos atrás (Precambriano).

h.ν 12H2O

24 H+ + 6O2

6CO2 + 24 H+ C6H12O6 + 6H20 ----------------------------------------------------------------------------------C6H12O6 + 6H2O + 6O2 - 686 Kcal/mol 6CO2 + 12H2O

Composição da Matéria Orgânica A matéria orgânica é comumente classificada em 4 categorias de constituintes químicos: carbohidratos, proteínas, lipídios e lignina (Figura 5). Os carbohidratos são constituídos de moléculas individuais e polímeros de sacarose. São fontes de energia e formam os tecidos de plantas e de certos animais. Os polisacarídeos podem ser constituídos por até 8.000 moléculas de monosacarídeo (Fig. 5a). Proteínas são polímeros altamente ordenados, formados a partir de amino-ácidos individuais, contabailizando a maior parte de nitrogênio da matéria orgânica. São utilizados por zooplanktons e organismos heterotróficos para construírem seu corpo e suas carapaças (Fig. 5b) Lipídios é o termo usado para designar todas as substâncias produzidas por organismos que são praticamente insolúveis em água, tais como gorduras, óleos vegetais e ceras. São essencialmente constituídos por mistura de vários ésteres (e.g. triglicerídeos) e de compostos derivados de ácidos graxos. Servem como reserva de energia, no caso da gordura, e tem função protetora, no caso da cera (Fig 5c).


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Lignina é poli-fenol de alto peso molecular, formada por desidratação e condensação de fenóis (fenil-propano). É o componente principal dos tecidos de plantas superiores e se caracteriza por apresentar cadeias curtas de hidrocarbonetos alifáticos, sendo encontrada exclusivamente em plantas superiores (Fig.5d).

Figura 5a. Exemplos de carbohidrato (Bordenave, 1993).

Figura 5b. Exemplos de amino-ácidos (proteínas) (Bordenave, 1993).


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Figura 5d. Exemplos de lipídios (Bordenave, 1993).

Figura 5d. Exemplos de lignina (Bordenave, 1993).


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Composição da Biomassa

A composição química da biomassa, de uma determinada região e em um determinado tempo geológico, depende das condições físicas e químicas do meio e do nível de evolução biológica dos organismos. Em termos dos quatro constituintes acima descritos, os três principais grupos apresentam, em termos percentuais, a seguinte composição :

Plancton

> 50% Proteínas 5 - 25% Lipídios < 40% Carbohidratos 50% Proteínas

Bactérias

Plantas Superiores

Lipídios - 50% 20% Membranas Proteínas - 40% Carbohidratos - 10% < 20% Ácidos Ribonucleícos 30 - 50% Celulose 15 - 25% Lignina < 5% Proteínas < 5% Lipídios

Produtividade da Matéria Orgânica

A produtividade biológica em ambiente é essencialmente controlada pela abundância de luz, temperatura e de nutrientes. A produção primária de matéria orgânica situa-se próxima de 10 x 1010 ton/ano de carbono orgânico (Fig. 6). A produção em terra e no mar são praticamente iguais. A luz é necessária para viabilizar a fotossíntese. Em ambiente aquático, o alcance da luz é limitada a profundidades próximas de 50 m, dependendo da turbidez da água. Esta faixa de profundidade é denominada de zona eufótica. A temperatura, em ambientes aquáticos, acima de 20 °C, favorece a proliferação da atividade biológica planktônica. A produtividade é altamente dependente do fornecimento de nutrientes – N e P. Normalmente, em mares equatoriais e temperados, a produtividade de fitoplanctons é da ordem de 50 g/m2/ano (Fig. 7). Em regiões próximas de continentes e ilhas, a produtividade atinge cifras entre 200 e 600 g/m2/ano, graças ao maior influxo de nutrientes trazidos por rios ou por ressurgência (upwelling ).


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Figura 6 – Produtividade de matéria orgânica (Bordenave, 1993).

Figura 7- Produtuvidade de fitoplanctons (g de Corg./m2/ano) (Bordenave, 1993).


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Formação da Rocha Geradora

A produtividade, como mencionado anteriormente, dependente da abundância de luz, temperatura e de nutrientes, sendo mais elevada nas regiões costeiras, próximas de rios. Nas regiões onde o vento sopra do continente mar afora, ocorre o fenômeno de ressurgência, onde águas superficiais exauridas são substituídas por águas frias e ricas em nutrientes (Fig. 8a). Exemplos modernos deste fenômeno ocorrem na costa do Peru (Pacífico) e na costa da Namíbia (Atlântico). No entanto, para que se forme uma rocha geradora, alta produtividade por si só não é suficiente, pois, em ambientes oxigenados, a matéria orgânica é facilmente decomposta. Portanto, outro fator importante na formação da rocha geradora é a preservação da matéria orgânica. Um ambiente favorável à preservação é aquele anóxico, depletado de oxigênio. Ambientes anóxicos são produzidos basicamente por dois mecanismos: a eliminação do O2 por respiração dos organismos e/ou por estratificação do corpo d’água. Nas regiões de ressurgência, onde a atividade biológica é alta, o consumo de O 2 é muito elevado, de forma que, nestas regiões costeiras, uma extensa faixa do substrato marinho é depletada de O 2, permitindo, assim, preservar a matéria orgânica produzida (Fig. 8b).

Figura 8a. Diagrama esquemático de ressurgência, induzida pelo vento, em Benguela (Bordenave, 1993).

Figura 8b – Exemplo de anoxia provocada por ressurgência (upwelling ) (Bordenave, 1993).


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A estratificação de corpos d’água pode ser provocada por temperatura ou por balanço hídrico. A estratificação por temperatura ocorre principalmente em lagos continentais, onde ocorre a separação entre a água superficial quente, de baixa densidade, e a água fria e mais densa abaixo. Os lagos africanos Tanganika e Kivu são exemplos modernos de lagos anóxicos (Fig. 9).

Figura 9. Perfiis verticais de temperatura e oxigênio dissolvido (mL/L) do lago Tanganika (Bordenave, 1993).

Em mares restritos, o balanço hídrico positivo, entre o influxo de água e a sua evaporação, produz estraficação por densidade. Águas doces ou misturas pouco salinas são menos densas que a água original mais salina. Exemplo moderno deste caso é o Mar Negro (Fig. 10a, 10b).

Figura 10a. Batimetria do mar Negro (Bordenave, 1993).

Figura 10b. Mar Negro – balanço positivo de água (Bordenave, 1993).


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Finalmente, para completar as condiçoes ótimas de formação da rocha geradora, é necessário que a matéria orgânica depositada no fundo do lago ou do oceano não seja diluída pelos detritos inorgânicos. Portanto, o aporte de sedimentos na área não pode ser muito alto. Não é por mera coincidência que as rochas geradoras são invariavelmente formadas por sedimentos de granulometria fina, que indicam baixa energia de transporte (Fig. 11a, 11b).

Figura 11 a – Produtividade de fitoplancton e teor de matéria orgânica do Mar Negro (Bordenave, 1993).

Figura 11b – Padrão de corrente das águas oriundas de água profundas do Mar Negro (Bordenave, 1993).

Desta forma, a combinação destes 3 fatores – produtividade, preservação e diluição – é que determina a formação e a qualidade da rocha geradora.


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Habitat da Rocha Geradora

Definidos os fatores que controlam a qualidade da rocha geradora, pode-se agora analisar alguns ambientes geológicos favoráveis à sua formação. Bacias intracratônicas As bacias intracratônicas apresentam unidades bastante ricas em rochas geradoras. No Brasil, a Bacia do Paraná, por exemplo, possui um nível riquíssimo na Formação Irati. Neste contexto tectônico, a presença de massas d’água isoladas (lagos ou mares) favorecem a formação de bacias anóxicas, em épocas de clima úmido. Neste regime climático, o balanço hídrico é positivo, favorecendo o transporte de nutrientes pelos rios e a estratificação da massa d’água. Bacias de margens divergentes Nesta categoria estão as bacias marginais brasileiras, que se caracterizam por apresentar duas fases distintas de evolução – rifte e pós-rifte. Na fase rifte, ainda dentro do contexto continental, há a formação de grandes lagos, semelhante aos lagos africanos (Kivu, Tanganika). Estes lagos estreitos e alongados, que em climas úmidos e quentes desenvolvem alta atividade biológica em função dos nutrientes trazidos pelos rios, preservam a matéria orgânica, graças à anoxia produzida pela alta produtividade e estratificação do corpo d’água (termoclina). Exemplos deste contexto são as rochas geradoras da Formação Candeias, na Bacia do Recôncavo. Na fase pós-rifte, com a progressiva separação dos continentes, instala-se, nos estágios iniciais, um oceano estreito, favorecendo o desenvolvimento de anoxia e conseqüente deposição de rochas geradoras. Na costa brasileira, a instalação do oceano coincide ainda com um evento de mar alto, que provoca uma transgressão generalizada. Grande transgressões resultam em aumento de área costeira coberta pela zona de oxigênio mínimo (na faixa de ~ 50 a 200 m de profundidade). Desta forma, havendo produção de matéria orgânica, é alta a chance de sua preservação. Este contexto está registrado no folhelhos anóxicos do Cenomaniano/Turoniano das bacias marginais brasileiras. Deltas Deltas caracterizam-se por receber uma grande carga de matéria orgânica. Estes detritos orgânicos são essencialmente de origem terrestre. Exemplos de deltas modernos, localizados próximo a zonas tropicais, são Níger e Mahakan. Estes deltas estão aí instalados desde o Terciário. As rochas geradoras apresentam baixo teor de matéria orgânica (2% a 4% de matéria orgânica), em relação a geradoras formadas em ambientes lacustres e marinhos (> 4%). No entanto, os deltas oferecem um cenário ideal para geração e acumulação de petróleo, pois, apesar do baixo teor, o volume de rocha geradora é muito grande. Este fator, aliado à presença contígua de rochas reservatórios, facilita a migração para preencher as potenciais trapas.


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Tranformação da Matéria Orgânica

Durante a história evolutiva de uma bacia sedimentar, as transformações físicas e químicas da matéria orgânica incorporada nos sedimentos podem ser subdivididas em 3 estágios – diagênese, catagênese e metagênese.

Diagênese

A diagênese inicia-se assim que a matéria orgânica é depositada. A atividade microbiana é o agente principal das transformações, atuante tanto nas zonas aeróbicas quanto nas anaeróbicas. O produto principal deste estágio é o querogênio. Os biopolímeros, tais como as proteínas e os carbohidratos, são os primeiros a serem degradados por micro-organismos, servindo em parte como fonte de alimentos. Os resíduos não consumidos são então recombinados por processos de policondensação e polimerização, formando compostos semelhantes aos ácidos fúlvicos e húmicos. estas transformações ocorrem próximas da interface água-sedimento. A partir deste estágio de polimerização e policondensação e com o aumento do soterramento (nas primeiras dezenas a centenas de metros), ocorre o fenômeno conhecido como insolubilização, que nada mais é do que o incremento da policondensação e a perda de radicais funcionais. Esta transformação converte os ácidos fúlvicos e húmicos em querogênio (Fig. 12). Estas transformações podem ser sintetizadas como a transformação de biopolímeros (e.g., proteínas, carbohidratos, lipídios) em geopolímeros (e.g., querogênio).

Figura 12 – Transformações da matéria orgânica durante a diagênese (Tissot & Welte, 1984).


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Querogênio

Querogênio é a fração insolúvel da matéria orgânica presente nos sedimentos. O querogênio é uma macromolécula (geopolímero) constituída por uma mistura, em várias proporções, de restos de moléculas produzidas por organismos vivos resistentes à alteração, tais como esporos, pólens, cutículas, membranas de bactérias, entre outros. A estrutura do querogênio pode ser simplificadamente descrita como sendo constituída por núcleos e pontes, ambos cobertos por radicais superficiais de diversos grupos funcionais (Fig. 13). O núcleo é normalmente formado por 2 ou mais folhas aromáticas empilhadas. Cada folha é constituída por 10 anéis aromáticos, contendo N, S e O. As pontes são constituídas de cadeias lineares ou ramificadas, de composição alifática, e por grupos funcionais contendo O e S, tais como éster, éter, sulfito, combinados aos alifáticos. As funções superficiais mais comuns que recobrem os núcleos e as pontes são a hidroxila, carbonila e metoxila.

Figura 13 – Desenho esquemático da estrutura do querogêneo (Tissot & Welte, 1984).

Identificação e classificação dos querogêneos

Os querogênios podem ser identificados através de petrografia ótica ou através de análises físicas e químicas. O exame ótico é efetuado através de microscópio ótico de luz transmitida (Fig. 14) ou refletida. Através do exame utilizando luz transmitida, as partículas visíveis podem ser enquadradas em duas categorias : amorfo e não-amorfo. Uma análise mais refinada pode permitir a seguinte subdivisão : amorfo, algal (restos reconhecíveis de algas), herbáceo (esporos, pólens, cutículas, etc.), lenhoso (tecidos de plantas) e carbonoso (detritos opacos). Muitos dos fragmentos descritos como amorfo, sob microscopia ótica, tem-se revelado serem constituídos por fragmentos de organismos (e.g., membranas de bactérias), em análises realizadas com microscópios eletrônicos. Sob luz refletida, as partículas orgânicas podem ser analisadas de forma similar aos minerais, recebendo, inclusive, a denominação de maceral, em analogia a mineral. Este procedimento, amplamente utilizado na área de carvão, segue as normas do International Committee for Coal Petrology (ICCP) (Stach et al., 1982).


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Os macerais podem ser classificados em 3 tipos : liptinita, vitrinita e inertinita. A liptinita é constituída por partículas orgânicas com baixa reflectância e forte fluorescência. Sub-tipos da liptinita são: alginita (algas), bituminita (material fluorescente amorfo) e exinita (parte externa de plantas terrestres). A exinita pode ainda ser subdividida em esporinita (esporos e pólens), cutinita (cutículas de folhas), suberinita (cortiça), resinita (resina fóssil), etc.. A vitrinita apresenta reflectância média e pouco ou não fluorescência. Sua origem provém de tecidos de plantas terrestres, portanto, não deve ocorrer em depósitos mais velhos que o Devoniano. A inertinita é constituída por restos de partículas orgânicas oxidadas ou carbonizadas e, a exemplo da vitrinita, é derivada de plantas terrestres.

Figura 14 – Fotomicrografia de querogênio (maceral) sob luz refletida e fluorescência. a) turfa. b) linhito. c) esporos e pólens (esporinita). d) cutículas (cutinita). e) cutículas (cutinita). f) secreção de folha(fluorinita), em linhito (Bordenave, 1993).


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Várias técnicas de análises químicas e físicas são empregadas na identificação e caracterização do querogênio. Destacam-se a análise química elemental, difratometria e difração de raios-X, espectrografia de absorção infravermelho (IR), análise térmica diferencial (DTA) e ressonância nuclear magnética (NMR). O raio-X determina o grau de organização das estruturas de carbono, apresentando uma radiografia do querogênio e permitindo calcular o espaçamento interlamelar . Em querogênios pouco evoluídos o espaçamento é de aproximadamente 3,4 Å. NMR, IR e DTA são análises físicas que permitem determinar os tipos de ligações presentes no querogênio. Desta forma, pela identificação das ligações químicas (grupos funcionais) é possível estimar a composição do querogênio. Através da compilação de uma grande quantidade de análises químicas, vários pesquisadores, incluindo Tissot & Welte (1984), subdividiram os querogênios em 3 tipos, denominados de Tipo I, Tipo II e Tipo III, Esta subdivisão se utilizou de um gráfico linear-linear, com a abscissa contendo O/C e a ordenada, H/C. Este gráfico é denominado de diagrama de van Krevelen (Fig. 15). O tipo I se caracteriza por apresentar alta razão H/C e baixa O/C. Esta característica se deve à abundância de organismos ricos em lipídios, tais como algas, comuns em ambiente lacustre. O tipo II se caracteriza por apresentar uma relação H/C e O/C intermediária, provavelmente herdadas de cetonas e ésteres. A matéria orgânica precursora deve ser composta de uma mistura de fitoplanton, zooplancton e de bactérias, catacterizando um ambiente marinho. O tipo III ocupa o extremo direito inferior do diagrama de van Krevelen, isto é, tem baixa razão H/C e alta O/C, herdada de cetonas e poli-aromáticos. Estes compostos são abundantes em plantas superiores, indicando um ambiente continental.

Figura 15 – Distribuição dos 3 tipos de querogênio, em diagrama de van Krevelen, de acordo com sua composição química (Bordenave, 1993)


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Catagênese e Metagênese

Durante os estágios da catagênese e metagênese, a matéria orgânica, que já evoluíra para o querogênio, passa a sofrer o processo de craqueamento térmico. Nesta transformação, o querogênio libera óleo e gás, constituindo-se na etapa mais importante da evolução da bacia em termos de prospectividade do petróleo, visto que sem geração não há acumulação.

Figura 16 – Fluxograma da transformação da matéria orgânica, durante o soterramento (Tiisot & Welte, 1984).

No diagrama van Krevelen, a evolução da maturação da matéria orgânica segue trajetórias distintas, para os diferentes tipos de matéria orgânica (Fig. 17). O tipo I, mais rico em hidrogênio, é o que mais libera hidrocarboneto, seguido pelo tipo II e, por último, o tipo III. Utilizando-se a reflectância da vitrinita (Ro), que é medida por um detetor acoplado ao microscópio ótico, pode-se avaliar o grau de maturidade da rocha geradora (Fig. 17). A geração de óleo, grosso modo inicia quando o Ro atinge valores de 0,50 e cessa quando atinge Ro = 1.30. Este intervalo é também conhecido como janela de geração de óleo ( oil window ). O pico de geração normalmente ocorre quando Ro está próximo de 1,0. Estes limites não são precisos, variando em função do tipo e da mistura de querogênio nos sedimentos, bem como do efeito catalítico da matriz mineral. A janela da geração de óleo tem sido correlacionada ao intervalo de temperatura situado entre 80 e 120 °C. Durante a metagênese (Ro > 2,0) ocorre basicamente o rearranjo das folhas aromáticas (núcleo), que nos estágios anteriores (diagênese e catagênese) apresentam-se aleatoriamente estruturados. Neste processo, somente gás seco (metano) é gerado.


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Figura 17 – Esqema evolutivo da transformação da matéria orgânica, durante a diagênese, catagênese e Metagênese (Tissot & Welte, 1984).

Tempo e temperatura Os perfis geoquímicos, apresentados por Tissot & Espitalié (1975), mostram claramente que, para rochas submetidas a diferentes histórias geológicas, o início da geração de óleo ocorre a diferentes profundidades (Fig. 18). Estas diferenças indicam que a história de soterramento exerce um papel fundamental na transformação da matéria orgânica em óleo e gás. O craqueamento do querogênio, responsável pela formação de óleo e gás, é uma reação química onde a cinética da reação depende da taxa de aquecimento. Isto é, a velocidade da reação depende da temperatura e do tempo que a rocha ficou submetida a esta temperatura. Isto explica porque, na Bacia de Los Angeles (Mio-Plioceno, ~ 20 Ma), a janela de geração é atingida somente a 115 °C, contrastando com a Bacia de Paris (Jurássico ~180 Ma), onde o início de geração ocorre a 60 °C.


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Figura 18 – Formação de hidrocarboneto em função do soterramento, em várias bacias, de diferentes idades e regimes térmicos (Tissot & Welte, 1984).


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Gás Natural

Gás natural é o termo usado para denominar a fase gasosa do petróleo. A origem dos constituintes gasosos é múltipla e pode ser não-orgânica. Um reservatório típico de gás natural é constituído dominantemente por metano (CH 4), minoritariamente por etano (C 2H6), propano (C3H8) e butano (C4H10), e traços de hidrocarbonetos mais pesados (condensados dissolvidos no gás). As fases de não-hidrocarboneto comumente encontradas no gás natural são CO 2, H2S, N2, H2, Ar e He. Em alguns casos, a participação destes gases é expressiva, atingindo até 8% de He e 15% de H 2. A contribuição não-orgânica inclui ar atmosférico, gases vulcânicos e de fontes geotermais e decaimento radioativo. Na escala global, o maior reservatório de gás natural é a geosfera, acomodando massa da ordem de 10 7 teragramas (1012 g) de hidrocarboneto. A atmosfera armazena uma quantidade da ordem de 103 teragramas de hidrocarboneto. A biosfera e a hidrosfera armazenam somente 10 a 100 teragramas de hidrocarboneto (Tabela 3). Na geosfera, a maior concentração de gás está na forma de hidratos, mais especificamente como clatratos. Tabela 3 – Reservas Globais de Gás Natural (Whiticar, 1994).

As frações hidrocarboneto e não-hidrocarboneto do gás natural têm diversas origens. A tabela 4 apresenta as principais fontes e a ordem relativa de sua contribuição. Nota-se claramente que a principal fonte dos gases naturais é a degradação térmica da matéria orgânica presente nos sedimentos. Tabela 4 – Fonte dos constituintes do gás natural (Hunt, 1978).


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Tipos de Gás Natural

Os tipos de gás natural podem ser agrupados em duas classes – primária e secundária (Whiticar, 1994).Os tipos primários são aqueles gerados a partir de uma única fonte, ao passo que os secundários são aqueles que contém misturas de diversas fontes e/ou sofreram alterações posteriores (Tabela 5).

Tabela 5 – Tipos de gás natural (Whiticar, 1994)

Gases Gerados da Matéria Orgânica

Gás natural é gerado durante o progressivo soterramento dos sedimentos, que ocasiona a transformação química da matéria orgânica presente nos sedimentos. É gerado nos 3 estágios de transformação – diagênese, catagênese e metagênese – apresentados no item Rochas Geradoras. Nesta transformação, são gerados tanto gases de compostos de hidrocarboneto, quanto de nãohidrocarbonetos. A Figura 19 ilustra as quantidades relativas de gases liberados para dois tipos de matéria orgânica. Nota-se claramente que a maior produção ocorre na fase da catagênese.


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Figura 19 – Proporções relativas de gás gerados de matéria orgânica de origem sapropélica (tipo I) e húmica (tipo III) (Hunt, 1978).

Hidrocarboneto Durante a diagênese, o hidrocarboneto formado é essencialmente metano, produto da oxidação da matéria orgânica e da ação de microorganismos (redução de sulfato e metanogênese). A assinatura característica do metano (C1) biogênico está na composição isotópica do carbono, extremamente depletado em 13C, fornecendo valores de δ13C1 = –90 a –55 %o. As condições favoráveis para geração abundante de metano biogênico são (Rice & Claypool, 1981) : -

supressão de oxigênio

-

baixo teor de sulfato

-

temperatura moderada : < 75 °C

-

espaço para acomodar as bactérias (1-10 µm), i.e., estágio moderado de compactação.


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No estágio da catagênese da matéria orgânica, que é basicamente o estágio de geração de óleo, ocorre também a formação de gás, principalmente metano, com contribuição expressiva de etano a butano, os quais são virtualmente ausentes no estágio da diagênese, tornando a presença destes compostos, na composição do gás, diagnóstica da origem termoquímica. No estágio mais avançado da catagênese (Ro = 1,3 a 2,0), além da produção do gás diretamente da matéria orgânica, ocorre também o craqueamento do óleo gerado, sendo este o principal mecanismo de geração de gás termoquímico. Na metagênese, ocorre ainda a geração do metano a partir do querogênio remanescente. Neste estágio, semelhante ao da diagênese, ocorre somente a formação de metano. A geração de gás nestes últimos estágios de transformação da matéria orgânica ocorre de forma contínua, contribuindo com gás úmido na fase da catagênese e com gás seco na metagênese. Vários critérios são utilizados para determinar a origem do gás natural, destacando-se os critérios de Tissot & Bessereau (1982) e de Schoell (1983). O diagrama de Tissot & Bessereau (1982) combina a composição isotópica de carbono do metano (C1) e a fração molar do C1 na amostra (Figura 20a). Já o de Schoell (1983) utiliza somente a composição isotópica do metano (Figura 20b).

a

b

Figura 20 – Diagramas de composição isotópica do metano e fração molar do metano para identificação do metano (Schoell, 1983). a – utiliza δ 13C do metano e fração molar do CH4 na mistura, b – utiliza somente composição isotópica do metano (δ 13C e δ D).


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Uma fonte bastante expressiva de metano está nos depósitos de carvão (Fig. 21). Constitui fonte alternativa de energia, que tem atraído a atenção mundial para sua potencialidade. O carvão é, ao mesmo tempo, rocha fonte e reservatório de gás natural, com composição variando desde 95 a 98% de metano a mais de 50% de CO 2. Ocasionalmente, tem-se encontrado gases com mais de 10% de etano. Ao contrário dos reservatórios clássicos de petróleo, a maioria do gás não está armazenado nos poros do reservatórios, mas trapeados dentro da estrutura do carvão (“microporosidade”). Esta sorção molecular resulta em mais de 20% de porosidade equivalente. Estima-se que a reserva de gás em camadas de carvão, na América do Norte, seja superior a 550 trilhões de pés cúbicos.

Figura 21 – Comparação entre armazenamento de gás em reservatório convencional (poros) e em camadas de carvão (adsorvido nas “microporosidades” do carvão) (Ayoub et al., 1991).

Não-Hidrocarboneto Gases não-hidrocarbonetos são produzidos em todos os estágios de transformação da matéria orgânica, sendo os principais : CO 2, N2 e H2S (Figura 19). O CO2 e o N2 são produzidos essencialmente no estágio da diagênese, resultante da ação dos microorganismos. O H 2S é produzido em todos os estágios de transformação. Na diagênese, H 2S é formado pelas bactérias sulfato redutoras; na catagênese e metagênese, é produzido através do craqueamento térmico do querogênio e dos compostos sulfonados presentes no óleo.


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Em reservatórios profundos, onde a temperatura é superior a 120 °C, ocorre também a redução de sulfato atrelado aos minerais presentes no arcabouço do reservatório, na presença de óleo ou de gás. Este fenômeno é conhecido como redução termoquímica do sulfato (TSR), contrapondo-se com o processo biogênico, denominado de redução biogênica de sulfato (BSR).

Gases de Origem Inorgânica

As principais fontes de gás de origem inorgânica são : ar atmosférico, atividades magmáticas (vulcânicas e geotermais) e a desintegração radioativa de minerais ricos em urânio tório e potássio. O ar atmosférico contribui com pequenas quantidades de N2. A maior contribuição de gás não-orgânico está associada à atividade magmática, de emanações vulcânicas e atividades geotermais, fornecendo CO2 e H2. Pequenas quantidades de CH4, H2S, N2, He e Ar também são produzidas. A desintegração radioativa de 235U, 238U e 232Th produz He e a de 40K, o Ar. Como a desintegração é um processo contínuo, quanto mais velho o terreno geológico maior a quantidade de gases produzidos. Este fato pode ser observado na distribuição do teor de He nos gases (Figura 22), em diversos campos de petróleo levantados por Tissot (1969).

Figura 22 – Distribuição do gás hélio em gases de reservatórios do Tterciários, Mesozóico e Paleozóico (Tissot & Welte, 1984).


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Rochas Reservatórios

Rocha reservatório é o elemento essencial do Sistema Petrolífero, constituindo-se no espaço de armazenamento dentro da trapa. O reservatório tem de ser capaz de armazenar uma quantidade significativa de fluidos e capaz de transferir e trocar esses fluidos, de modo a se obter o hidrocarboneto a ser produzido (Morse, 1994). A arquitetura básica e a geometria das rochas reservatório são essencialmente determinadas pelo ambiente deposicional. Os dois principais tipos de reservatório são os siliciclásticos e carbonáticos, que constituem grosso modo 62% e 37% dos campos gigantes amostrados por Halbbouty (1970), respectivamente. Somente 1% está associado a reservatórios fraturados em rochas não sedimentares.

Reservatórios Siliciclásticos

Os principais ambientes associados aos reservatórios siliciclásticos, agrupados segundo os dois macro-ambientes – não-marinho e marinho – são: •

Não marinho: 1. Fluvial 2. Eólico 3. Lacustre

•

Marinho: 1. Deltaico 2. Marinho Raso 3. Marinho Profundo

Os reservatórios mais prolíficos são os deltaicos e os marinho-rasos. Os deltaicos são formados pelo empilhamento dos lobos deltaicos, associados à avulsão dos canais distributários e subsidência. O marinho raso (ilhas de barreiras, praia, shoreface) são formados pela pelo empilhamento de depósitos arenosos associados a variações de nível do mar. Em ambos os casos, os reservatórios formados caracterizam-se por possuírem grande espessura e larga extensão areal.

Fluvial

Os reservatórios fluviais são formados basicamente por dois tipos de depósitos – entrelaçados (braided ) e meandrante. O sistema entrelaçado caracteriza-se por apresentar um alto gradiente hidráulico, granulometria grossa e alta razão largura/profundidade (Fig. 23). Os depósitos arenosos são formados principalmente por agradação de barras de canal ( mid-channel bars).


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Os depósitos arenosos meandrantes (Fig. 23)são formados por acreção lateral das barras em pontal, ( point bar ), preenchimento de canais e acreção vertical de areias finas associadas ao rompimento de diques marginais (crevasse splay ).

Figura 23 – Ambiente fluvial. Modelos de fluvial entrelaçado (braided ) e meandrante (Morse, 1994).

Eólico Os reservatórios eólicos são formados por sedimentos carreados pelo vento, ao longo de zonas costeiras ou vastas regiões desérticas, conhecidas como mar de areias ( sand sea). Estes depósitos caracterizam-se por serem bem selecionados, com granulometria predominantemente fina a média (Fig. 24).

Figura 24 – Ambiente eólico. Modelo deposicional de um erg (Morse, 1994).


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Lacustre Os reservatórios associados ao ambiente lacustre são essencialmente arenitos depositados em borda de lagos, em águas rasas (Fig.25). Os depósitos são fluviais, deltaicos, shoreface e turbidíticos. Os sedimentos turbidíticos, contrastando com os outros citados, são depositados por correntes de turbidez, isto é, os sedimentos são transportados em suspensão. Já nos demais, o transporte é tracional.

Figura 25 – Ambiente lacustre. A- delta lacustre. B – Playa-lake associado a leques aluviais (Morse, 1994)

Deltas

Deltas ocorrem onde os sedimentos transportados por rios encontram um corpo de água, formando planícies deltaicas, barras de desembocadura, baias interdistributárias, canais distributários, cordões de maré, praias, crevasse splay , frente deltaica e prodelta. Na porção superior da planície deltaica, acima da influência da maré, os reservatórios são associados aos depósitos de barra de pontal (meandrante), ou barras de canal ( braided ), gerando depósitos espessos, mas de pequena continuidade lateral. A planície deltaica inferior se estende, a partir do limite anterior, até a última porção emersa, sendo afetado pela maré. As fácies reservatório são bay fill deposits, que formam-se entre os lobos dos canais ativos. Estes depósitos se caracterizam por apresentar um perfil de coarsening upward , constituídos por arenitos limpos, não muito espessos (5 – 7 m), de razoável extensão lateral. A frente deltaica se estende, a partir da última porção emersa, até a área que recebe os sedimentos fluviais, em lâminas de água que podem atingir entre 50 e 300 m. Na porções distais, chegam somente sedimentos das frações silte e argila. Os reservatórios desta região são os depósitos de barra de desembocadura dos canais distributários. Estas barras, em deltas de grandes rios (e.g., Rio Mississipi), podem formar corpos de areia de até 40 km de extensão e até 50 m de espessura.


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A geometria dos deltas é altamente influenciada pela interação da dinâmica do rio, das correntes de maré e da ação das ondas, resultando em geometrias distintas de corpos de areias (Fig. 26).

Figura 26 – Ambiente deltaico (Morse, 1994).

Marinho Raso Os reservatórios denominados de marinhos-rasos incluem as ilhas barreiras, deltas de maré, shallow shelf sands e barras de offshore (Fig. 27). Estes depósitos são moldados e alimentados exclusivamente por processos marinhos, tais como a maré e a onda. As ilhas de barreira formam corpos de 5 a 15 m de espessura, estendendo-se por dezenas de quilômetros, até serem cortadas por canais de maré. As areias de plataforma formam conjuntos de cordões (ridges) de até 10 m de altura, estendendo-se também por dezenas de quilômetros. Estes depósitos são bastante suscetíveis ao retrabalhamento por ondas de tempestade.

Figura 27 – Ambiente marinho raso (Morse, 1994).


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Marinho Profundo

Reservatórios marinhos profundos são depositados por correntes de turbidez, em leques subaquosos. Estes leques marinhos profundos recebem os sedimentos marinhos rasos ou plataformais, através de canais alimentadores ( feeder channel ) localizados no talude, tais como canhões de rios formados durante épocas de nível de mar baixo. O leque superior contém os sedimentos mais grossos, incluindo blocos e matacões, formando depósitos conglomeráticos (sustentados por gãos ou por matriz) e turbiditos grossos. Os depósitos formados são espessos, mas de limitada extensão lateral. Depósitos do leque intermediário ( mid fan) são constituídos por turbiditos e areias de canal distributário e intercanais. Os turbiditos apresentam normalmente espessuras variando de 0,25 a 2,5 m de espessura, organizados de acordo com as subdivisões da seqüência de Bouma. As avulsões e acreções laterais destes corpos podem formar depósitos empilhados de dezenas de metros ( até 80 m). O leque distal (lower fan) começa onde os canais não alcançam e onde há deposição de sedimentos finos, normalmente silte e argila. Corpos de areia são delgados e raros, sendo originários das correntes de turbidez maiores.

Figura 28 – Ambiente marinho profundo. Modelo de leque submarino (Morse, 1994).

A seguir são apresentadas os resumos das principais características dos reservatórios siliciclásticos dos 6 ambientes deposicionais discutidos (Tabelas 6, 7, 8, 9, 10 e 11). Estes resumos foram extraídos da compilação efetuada por Morse (1994).


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Tabela 6 – Principais características dos reservatórios fluviais e aluviais (Morse, 1994).


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Tabela 7 - Principais características dos reservatórios eólicos (Morse, 1994).

Tabela 8 – Principais características dos reservatórios de ambiente lacustre (Morse, 1994).


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Tabela 9 – Principais características dos reservatórios deltaicos (Morse, 1994).


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Tabela 10 – Principais características dos reservatórios marinho rasos (Morse, 1994).


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Tabela 11 – Principais características dos reservatórios marinhos profundos (Morse, 1994).


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Reservatórios Carbonáticos

As rochas carbonáticas, em razão da grande complexidade e variabilidade de suas fácies, são de difícil classificação. Diferentemente das rochas siliciclásticas, os carbonatos podem tanto ser transportados como formados in situ. O controle na distribuição de fácies carbonáticas depende do contexto tectônico, clima, variação eustática do nível do mar e da idade geológica. A formação ou crescimento de corpos carbonáticos pode chegar a 1m em 1000 anos. Os melhores reservatórios carbonáticos são aqueles associados aos depósitos formados em plataformas rasas, tais como calcarenitos oolíticos e demais grainstones (Figura 29). Estes respondem por mais de 50% dos campos carbonátticos. Os depósitos de recife constituem também em excelentes reservatórios, respondendo por 20% dos reservatórios carbonáticos. Nos calcarenitos oolíticos, a porosidade é do tipo intergranular, formada por porosidade primária preservada. Já os de construção recifal apresentam porosidade intragranular, associada a vazios esqueletais e dissolução dos constituintes do arcabouço. Outros reservatórios são encontrados em calcários bacinais e em depósitos de talude plataformal.

Figura 29 – Seção da margem continental da Flórida, mostrando a distribuição da litofácies e os constituintes principais na superfície (Scofin, 1987).

A Figura 30 apresenta um resumo da principais feições de uma plataforma carbonática, cujas descrições e características se assemelham àquelas presentes nos reservatórios albianos das bacias marginais brasileiras. A Tabela 12 apresenta as características dos tipos mais comuns de reservatórios carbonáticos.


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Figura 30 - Resumo das principais feições associadas às diversas fácies de uma plataforma carbonática (Scofin, 1987).


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Tabela 12 – Características dos tipos mais comuns de reservatórios carbonáticos (Scofin, 1987).


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Qualidade do Reservatório A qualidade do reservatório é controlada por duas propriedades físicas fundamentais – porosidade e permeabilidade. A porosidade é o volume de vazios da rocha e a permeabilidade pode ser simplistamente definido como “facilidade que um fluido tem para entrar e sair da rocha”. A porosidade forma-se nos interstícios dos grãos do arcabouço, por dissolução de grãos instáveis e cimentos e por fraturamento. O primeiro é classificado como porosidade primária e os outros dois como secundárias. Porosidades em rochas reservatórios situam-se normalmente entre 10 e 20%, com alguns excelentes reservatórios atingindo até 30%. Acumulações com menos de 5% s ão, em geral, não comerciais. A porosidade primária depende principalmente do arranjo ( packing ) e do grau de seleção (sorting ) dos grãos detríticos (Fig. 31). O arranjo cúbico fornece a maior porosidade (47,6%) e o arranjo rombohédrico, o menor (26,0%).

Figura 31 – Configurações ideais de empacotamento de gãos esféricos e uniformes. 1 – cúbico. 2 e 4 – ortorrómbico. 3 e 6 – romboédrico. 5 – tetraédrico.

A permeabilidade, além da alta porosidade e da boa seleção (Figura 32), depende do tamanho dos poros. Grãos maiores resultam em tamanhos de poros também maiores; consequentemente, quanto maior a granulometria, observada a manutenção dos outros dois aspectos, maior a permeabilidade. Desta forma, conclui-se que reservatórios de granulometria média a grossa e bem selecionados constituem excelentes reservatórios.

Figura 32 – Exemplo de distribuição de grãos em diferentes fácies de reservatórios eólicos, aumentando consideravelmente a seleção do wadi ao topo da duna .


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A permeabilidade em arenitos limpos apresenta relação direta com o tamanho e seleção dos grãos, conforme foi determinado experimentalmente por Krumbein & Monk (1942) :

K = 760 (Dm)2 x e-1,31SD onde: K = permeabilidade (darcys) Dm = diâmetro médio dos grãos (mm) SD = desvio padrão (unidades de phi, que mede a seleção)

Diagênese Diagênese pode ser definida como o conjunto de transformações físicas, químicas e biológicas a que as rochas são submetidas durante o soterramento. As transformações físicas são a compactação e o fraturamento; as químicas são a cimentação e a dissolução; e as biológicas são a bioturbação. A redução de porosidade ocorre essencialmente através da compactação e cimentação (Fig. 33). Logo após a sedimentação, a bioturbação pode afetar significativamente a porosidade. Já o inverso ocorre com a dissolução e o fraturamento.

Figura 34 – Redução da porosidade e permeabilidade e os principais eventos diagenéticos (Galloway, 1979).


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A compactação é mais atuante na fase inicial do soterramento, sendo essencialmente um processo físico. Ocorre neste estágio a acomodação dos grãos detríticos, por rotação e translação, deformação dúctil, ou mesmo quebramento de grãos (Fig. 34). A solução de pressão é uma compactação química, ocorrendo em profundidade, ou quando a rocha é submetida a esforços tectônicos.

Figura 34 – Mecanismos de compactação (Jonas & McBride, 1977)

A cimentação pode, em algumas situações, fechar por completo o espaço poroso intergranular. Os principais cimentos são calcita e dolomita (carbonatos), quartzo (na forma de crescimento sintaxial), feldspato (albita e K-feldspato, crescimento sintaxial) e argilo-minerais (caolinita, esmectita, ilita/esmectita e clorita, na forma de cutículas ou preenchimento de poros). Durante a história evolutiva da rocha reservatório, no entanto, ocorre a formação de vazios, através da dissolução de grãos detríticos ou cimentos. A porosidade criada nestas condições é conhecido como porosidade secundária (Fig. 35).

Figura 35 – Tipos genéticos de porosidade secundária em arenitos (Schmidt & McDonald, 1979).


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Apesar da permeabilidade ser altamente dependente da seleção e do tamanho dos sedimentos (consequentemente dos poros), certos cimentos, principalmente os argilo-minerais, quando presentes nos interstícios dos poros (primários ou secundários) afetam grandemente a permeabilidade. Este efeito está ilustrado na Figura 36. Uma explicação está relacionada à área superficial dos argilo-minerais. A caolinita (partícula discreta) apresenta a menor área superficial, seguida por clorita ( pore lining ) e por ilita ( pore bridging ). O hábito fibroso deste último, além de possuir grande área superficial, seciona o poro, compartimentando-o.

Figura 36 – Tipos de argil0-minerais autigênicas, quanto ao modo de ocorrência e a sua influência na permeabilidade dos arenitos (Neasham, 1977).


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Rochas Selantes

Rocha selante é aquela cujas gargantas de poros são diminutas e pobremente interconectadas, de modo que impedem a passagem de óleo e gás. As rochas selantes podem ser classificadas em duas categorias: regional e local. As selantes de escala regional delimitam as rotas de migração secundária na bacia, enquanto que as locais definem os limites da acumulação.

Capilaridade A propriedade fundamental da rocha selante é a pressão capilar, que atua contra a passagem de hidrocarboneto pelos poros da rocha. A qualidade do selo, em última instância, é função da pressão mínima de entrada (Pd) necessária para deslocar a água do poro ou fratura. Esta pressão pode ser expressa pela seguinte fórmula:

Pd = 2 .cos / R onde: γ = tensão interfacial entre hidrocarboneto e água; θ = molhabilidade;

R = raio do maior poro interconectado. A rocha selante consegue reter hidrocarboneto, até que a força de empuxo da coluna de hidrodrocarboneto retida supere a pressão mínima de entrada (Figura 37). Obsevando-se a equação da pressão de entrada (Pd), percebe-se que a capacidade selante da rocha aumenta com a diminuição do tamanho dos poros (R), com o aumento da molhabilidade ( θ) e da tensão interfacial entre hidrocarboneto e água ( γ). A

B

Figura 37 – Elementos da capilaridade responsáveis pela retenção de hidrocarboneto. A – detalhe de uma garganta de poro. B – Transporte de um glóbulo de óleo através de uma garganta de poro (Tissot & Welte, 1984).


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Parâmetros Macroscópicos

Em princípio, qualquer litologia pode servir de rocha selante, bastando que a pressão capilar de entrada seja maior que a força de empuxo exercida pela coluna de óleo a ser retida. Na prática, no entanto, as litologias que comumente funcionam como selo são folhelhos, evaporitos e calcilutitos. Os dois parâmetros macroscópicos da rocha selante, importantes para assegurar uma boa eficiência no selamento da acumulação de petróleo, são a ductilidade e a espessura. A ductilidade é uma propriedade física que varia com a pressão, temperatura e composição da rocha. Rochas dúcteis, quando deformadas, tendem a fluir plasticamente. Rochas rúpteis desenvolvem fraturas, deteriorando severamente a capacidade selante da rocha. As rochas evaporíticas são as mais dúcteis, contrastando com o chert, que é a mais rúptil das rochas de granulometria fina (Tabela 13).

Tabela 13 – Grau de ductibilidade de potenciais rochas selantes (Downey, 1994).

A espessura, em princípio, não precisa ser expressiva para que a rocha selante bloqueie a passagem de hidrocarboneto, bastando ter poucos centímetros. A capilaridade, ao contrário da permeabilidade, não retarda ou acelera a passagem de fluido através do arcabouço da rocha. Ela simplesmente impede a passagem de fluido não molhante (e.g., o óleo), até que a força exercida pela coluna de fluido supere a pressão mínima de entrada. O fato de uma camada centimétrica ter poucas chances de manter a sua continuidade lateral e de não ser cortada por fraturas, tornam as rochas selantes espessas probabilisticamente mais eficientes na sua função selante. Vale ressaltar que a maior espessura da rocha selante não implica na retenção de maior coluna de óleo ou gás.


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Trapa (Trap)

Trapa é um arranjo geométrico de rochas e de estruturas, na qual rochas porosas e permeáveis (reservatório) são envolvidas por rochas selantes, permitindo acumular uma quantidade significativa de óleo e/ou gás, em subsuperfície. As trapas podem ser classificadas em quatro categorias : estrutural, estratigráfico, combinado e hidrodinâmico. Estrutural Trapa estrutural é aquela cuja geometria externa da acumulação é gerada por deformações de origem estrutural. Trapas estruturais são os alvos mais procurados pelos exploracionistas, visto que são relativamente fáceis de serem detectadas, tanto em superfície, quanto em sub-superfície. As feições estruturais mais comuns são os anticlinais, seguidos pelas falhas e pela combinação de ambas (Fig. 38, 39). Esta categoria de trapa responde por mais de 75% das reservas mundiais de petróleo.

Figura 38 – Trapas do tipo estrutural (Biddle & Wielchowski, 1994).


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Figura 39 – Trapas estruturais associadas a falhas. (Biddle & Wielchowski, 1994).


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Estratigráfica Trapas estratigráficas são aquelas relacionadas às feições primárias, resultantes de variações laterais e verticais de fácies sedimentares (Fig. 40, 41) ou diagenéticas (Fig. 42).

Figura 40 – Trapas estratigráficas (Biddle & Wielchowski, 1994).

Figura 41 – Traps estratigráficas associadas a discordäncias (Biddle & Wielchowski, 1994).


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Figura 42 – Trapas diagenéticas (Biddle & Wielchowski, 1994).

Combinada Trapas do tipo combinadas (Fig. 43) restringem-se àquelas em que nenhuma das feições – estrutural ou estratigráfica – sozinha é responsável pela acumulação. A combinação das duas feições é determinante para a formação da trapa.

Figura 43 – Trapas do tipo combinada (estrutral e estratigráfica) (Biddle & Wielchowski, 1994).


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Hidrodinâmica

Trata-se de um tipo especial de trapa, onde não ocorre um fechamento estático, apresentando um contato óleo/água inclinado (Fig. 44).

Figura 44 – Trapas do tipo hidrodinâmico (Biddle & Wielchowski, 1994).


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Preenchimento da Trapa

Trapas podem conter óleo ou gás, ou ambos; o gás, sendo menos denso que o óleo, posiciona-se nos níveis mais altos da trapa. Abaixo da coluna de óleo e gás e nas bordas da trapa, os poros da rocha reservatório são preenchidos por água, mais densa que os hidrocarbonetos (Figura 45). As trapas estruturais são limitadas em seu tamanho pela superfície de fechamento e pela distância vertical entre os pontos alto e baixo ( spill-point ) da estrutura. As acumulações podem estar preenchidas por hidrocarboneto até o spill-point ou, mais comumente, somente parcialmente cheias. Acumulações de óleo e gás, em trapas estratigráficas, podem estar limitadas pelo tamanho e geometria da trapa, mas são limitadas, mais frequentemente, pelo volume do suprimento de hidrocarboneto.

Figura 45 – Preenchimento de trapas. a- trapa estrutural (anticlinal). b- trapa estratigrãfica.


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Migração e Acumulação de Petróleo

Para que o hidrocarboneto saia da rocha geradora e alcance o reservatório da trapa, formando, desta forma, uma acumulação de petróleo, é imperativo que ocorra sua migração. Migração primária é a liberação de compostos de hidrocarboneto, a partir do querogênio, e seu transporte, através dos capilares e poros da rocha geradora. O movimento do petróleo, após a sua expulsão da rocha fonte, através dos poros maiores e mais permeáveis das rochas carreadora e reservatório, é denominada de migração secundária (Figura 46). Em alguns textos, usa-se o termo migração terciária para designar a remobilização de hidrocarboneto trapeado, de uma trapa à outra (remigração). Esta remobilização se deve normalmente a eventos tectônicos, tais como, dobramento, falhamento ou soerguimento epeirogenético, que alteram a condição de equilíbrio dinâmico preexistente.

Figura 46 – Modos de migração de hidrocarbonetos (Tissot & Welte, 1984).


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Migração Primária Dois aspectos fundamentais que controlam a migração de óleo e gás através do meio poroso rochoso são: número de fases (mono ou bifásico) e a molhabilidade das paredes dos poros (molhado por água ou por óleo). Se o fluxo é bifásico, a tensão interfacial entre as fases determina o comportamento do fluxo. Dois possíveis modos de migração de hidrocarboneto são largamente reconhecidos : -

carreados junto com água, na forma de glóbulos e bolhas ou em solução micelar ou coloidal;

-

transporte independente do escoamento de água, na forma discreta (fase HC livre) e por difusão molecular.

Deste conjunto de possíveis modos de migração, é reconhecido pela comunidade geoquímica o mecanismo de transporte em fase discreta do hidrocarboneto. A maior aceitação deste mecanismo se deve à ineficiência dos outros modos de migração, que requerem a participação da água na migração, e ao pequeno volume transportado. Evidências geológicas, tais como microporos e microfraturas em folhelhos e calcilutitos geradores, ambos preenchidos por óleo e betume, suportam a tese de migração em fase discreta do hidrocarboneto. O mecanismo pode ser descrito, iniciando pela geração de fases leves de hidrocarbonetos, a partir de querogênios (mais densos), resultando em aumento do volume específico. Esta expansão aliada ao aumento da pressão de poro provocado pelo soterramento e expansão térmica da água resultam no fraturamento da rocha geradora, permitindo desta forma a expulsão de parcelas de hidrocarboneto gerado (Fig. 47). Este processo precisa ser repetido inúmeras vezes, para que quantidades significativas de óleo ou gás possam ser mobilizados e expulsos da rocha geradora.

Figura 47 – Mecanismo de migração primária por microfraturamento (Tissot & Welte, 1984).


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Migração Secundária

Os principais fatores que governam a migração secundária são: empuxo, fluxo hidrodinâmico e capilaridade. Os dois primeiros são a força motriz que propulsiona o óleo e gás, cuja movimentação é dificultada pela ação contrária das forças capilares do meio poroso. As forças capilares, cuja magnitude é inversamente proporcional ao diâmetro dos poros, atuam também no direcionamento da migração do óleo e gás para ocupar primeiramente os poros maiores. Desta forma, qualquer heterogeneidade na rocha carreadora resultará em rotas de migração tortuosas (Fig. 48).

Figura 48 – Padrão de migração dendrítica, causada por heterogeneidades da rocha carreadora (England, 1994).

Na migração secundária, a porosidade efetiva e a permeabilidade do reservatório (ou rocha carreadora) são mais importantes que a porosidade total. Estes dois parâmetros controlam quão fácil o óleo se move e quanto dele o reservatório pode reter. Em rochas carreadoras relativamente homogêneas, a tendência é o petróleo migrar preferencialmente ao longo das porções estruturalmente mais altas, junto à rocha selante regional. Este fenômeno foi experimentalmente demonstrado por Souto (1994). A migração é um processo geologicamente rápido, segundo England et al. (1991), que se baseou em cálculos expeditos, utilizando permeabilidades inferiores a 1 Darcy. As estimativas de England et al. (1991) forneceram taxas de migração da ordem de 1.000 km/Ma (1cm/1000 a). Estes valores são próximos daqueles simulados por Souto (1994), na Bacia Potiguar, e por Gasperi (1999), na Bacia de Sergipe. Estas taxas de migração são muito mais elevadas que as de acumulação de sedimentos e de soterramento, em bacias sedimentares. Valores elevados de taxa de soterramento são da ordem de poucas centenas de metros por milhão de ano (Ma)


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Acumulação

O preenchimento de uma acumulação inicia-se a partir do momento em que a rota de migração do hidrocarboneto encontra uma trapa. Na trapa, a movimentação do óleo e gás cessa, a partir do momento em que estes alcançam a porção alta da estrutura, ou uma barreira de permeabilidade. Uma vez acumulada, inicia-se o processo de segregação da mistura óleo/gás/água, ocupando, cada qual, a posição de equilíbrio hidrostático ou hidrodinâmico (Fig. 45). Em função das heterogeneidades, já comentadas, pode ocorrer porções da acumulação não saturadas (Fig. 49). A composição geoquímica do petróleo em migração é bastante variada, em função das mudanças de maturidade da rocha geradora, normalmente em direção ao aumento de maturidade. Desta forma, a razão gás-óleo, aumenta com o tempo. Isto é particularmente verdade quando ocorrem múltiplos eventos de migração, dentro do mesmo play .

Figura 49 – Preenchimento do reservatório da trapa, a partir de uma fonte ativa de rocha geradora (England, 1994).

Acumulação diferencial de óleo e gás

A típica sucessão gás/óleo/água, posicionada do topo da trapa para baixo, em decorrência das diferenças de suas densidades, muitas vezes não ocorre. Existem campos preenchidos somente por gás e outros por óleo. No entanto, existe uma situação intrigante, na qual uma sucessão de acumulações, ao longo de um mesmo trend , apresenta a trapa mais alta preenchida por óleo, a intermediária, por óleo e capa de gás e, na posição inferior, somente por gás (Figura 50).


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Esta situação foi elegantemente explicada por Gussow (1954) e está esquematicamente ilustrada na Figura 50. A seqüência de preenchimento inicia-se com uma acumulação convencional. Após contínua alimentação, o óleo, junto ao spill-point , é expulso, seguindo a trajetória ascendente no trend , migrando e acumulando-se na trapa superior contígua. Uma vez que a segunda trapa é totalmente preenchida, a terceira, posicionada logo acima, recebe o óleo da base da segunda trapa. Esta configuração foi simulada com sucesso por Magalhães (1999), utilizando o simulador composicional GEM da CMG.

Figura 50 – Modelo de acumulação diferencial de óleo e gás proposto por Gussow (1954).


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Principais Métodos de Exploração

Os principais métodos de exploração de petróleo podem ser agrupados em 3 categorias – Geológicos, Geofísicos e Geoquímicos. Neste texto, será apresentada somente uma breve descrição das técnicas e ferramentas comumente utilizadas. Ênfase será dada à perfilagem de poços.

Geológicos Os métodos geológicos constituem-se basicamente no mapeamento geológico, em superfície e em sub-superfície, cujo resultado principal é a distribuição das unidades estratigráficas e litofaciológicas e o mapa estrutural (Fig. 51). No mapeamento são empregadas técnicas variadas, tais como, bússola, foto áera e sensoriamento remoto, além de descrição de afloramentos e de testemunhos de sondagem.

Figura 51 – Exemplo de mapa geológico de superfície e de seção geológica (Morris et al ., 1985).


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Geoquímicos Os métodos geoquímicos visam essencialmente avaliar o potencial da rocha geradora e a correlação rocha-óleo. Na avaliação do potencial gerador procura-se determinar o teor e o tipo da matéria orgânica e o grau de evolução térmica da rocha, isto é o estágio de maturação da matéria orgânica. Na correlação rocha-óleo, procura-se determinar a fonte de alimentação do óleo do campo, permitindo desta forma auxiliar no entendimento do modelo de acumulação, incluindo as rotas de migração. As técnicas analíticas comumente empregadas na avaliação geoquímica são petrografia orgânica e análises químicas (pirólise e cromatografia). A petrografia fornece a identificação do tipo de querogênio e a estimativa da maturidade da rocha, e a última, através do poder refletor da vitrinita e da coloração da matéria orgânica que fornece o índice de alteração térmica (Fig. 52).

Figura 52 – Tabela de maturidade da rocha geradora e sua correspondência entre os diferentes parâmetros de evolução térmica (Bordenave, 1993).


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A pirólise permite determinar o teor total do carbono orgânico (TOC) , o tipo da matéria orgânica, o potencial residual de geração e a evolução térmica a que foi submetido a rocha geradora. O TOC é medido através da combustão da matéria orgânica, utilizando-se forno de indução LECO ou Rock-Eval (Fig. 53). Este último fornece TOC, hidrocarbonetos livres (S1), potencial atual da rocha geradora (S2), compostos oxigenados (S3), Tmax (grau de maturidade) e os índices de hidrogênio (HI = S2/TOC), de oxigênio (OI = S3/TOC) e o de produção (PI = S1/S1+S2).

Figura 53 – Princípio do Rock-Eval e registros e aplicações dos resultados obtidos na exploração (Tissot & Welte, 1984).


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Geofísicos Os métodos geofísicos foram empregados inicialmente na década de 20 e, desde então, têm exercido importante e dominante papel na exploração de petróleo. São métodos não destrutivos e de grande penetração, podendo a aquisição de dados ser efetuada tanto em superfície, quanto em subsuperfície. Os principais métodos são sísmica (refração e reflexão), gravimetria, magnetometria, sensoriamento remoto e perfilagem geofísica de poços. Neste capítulo, será apresentada somente uma breve descrição da perfilagem de poços. Perfilagem Geofísica de Poço Perfilagem é a aquisição “contínua” no poço das propriedades físicas da rocha, permitindo desta forma registrar as mudanças graduais e abruptas das propriedades de uma camada à outra. A maioria dos perfis depende do contato direto da ferramenta com as paredes do poço, necessitando ser executados com o poço não revestido. Por esta razão, são efetuadas várias corridas de perfis, durante a perfuração. Os perfis geofísicos fornecem informações qualitativas e quantitativas. Qualitativamente, as características dos perfis são utilizadas na identificação e correlação de fácies sedimentares (Figura 54). Quantitativamente, pode-se determinar a porosidade e as saturações de água e óleo.

Figura 54 – Exemplos de perfis geofísicos largamente utilizados na exploração e desenvolvimento de petróleo (Hobson & Tiratsoo, 1981).

Os principais parâmetros que podem ser obtidos diretamente dos perfis geofísicos são a porosidade e as saturações de água e de hidrocarboneto. No cálculo da porosidade são comumente utilizados os perfis de densidade e sônicos. No método de densidade, a porosidade é calculada a partir da seguinte expressão:


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( ρ − ρ ) Φ = ( ρ − ρ ) matriz

medido

matriz

fluido

onde ρmatriz

= densidade média dos grãos da matriz

ρmatriz

= densidade do fluido (água, óleo)

ρmedido = densidade lida no perfil

No método sônico, a porosidade é calculada pela seguinte expressão:

(∆Τ − ∆Τ ) Φ = (∆Τ − ∆Τ ) r

s

f

s

onde ∆Ts

= tempo de trânsito da matriz rochosa

∆Tf

= tempo de trânsito do fluido

∆Tr

= tempo de trânsito lido no perfil

A saturação de água é calculada a partir dos seguintes parâmetros: Ro = resistividade da rocha saturada por água Rw = resistividade da água de formação Rt = resistividade da rocha parcialmente saturada por água (lida no perfil) F = Ro/Rw = fator de formação

Archie (1942) mostrou que o fator de formação F pode ser também representado por :

F =

a Φ

m

onde a, m = constantes que dependem da rocha Φ = porosidade

normalmente, F = 1 / Φ2


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Experimentalmente, Archie (1942) determinou :

. w

Rt =

=

n

o n

Sw

Sw

onde Rt = resistividade da rocha parcialmente saturada por água Sw = porcentagem dos poros preenchidos por água n = constante que depende da rocha

Rearranjando a expressão chega-se a:

Sw = n

a Rw φ Rt m

normalmente, n = 2

Sw =

Ro t

=

a Rw φ Rt m

e a saturação de óleo é:

So = 1 – Sw

Os principais perfis geofísicos podem ser agrupados em 3 categorias – elétricos(potencial espontâneo e resitividade) (Fig. 55), radioativos (raios gama, densidade e neutron) (Fig. 56) e acústico (sônico) (Fig. 57). A seguir são apresentadas resumidamente as principais ferramentas de perfilagem utilizadas na exploração. Os resumos foram extraídos de Gasperi et al . (1992).


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FERRAMENTA DE POTENCIAL ESPONTÂNEO 1- Introdução Em poços de petróleo esta técnica é utilizada desde 1931. O potencial espontâneo pode ser definido como o conjunto de forças eletromotrizes (F.E.M.) geradas naturalmente pelas interações entre o fluido de perfuração e as rochas que envolvem o poço. Essas forças eletromotrizes requerem movimentação de íons e são de origem eletrocinética e eletroquímica. O perfil de potencial espontâneo (SP) é utilizado principalmente para identificação de reservatórios, uma vez que ele permite uma análise qualitativa da permeabilidade das rochas. Frente a folhelhos, as leituras de SP são constantes e tendem a formar uma linha reta chamada de linha base. Em formações permeáveis, a curva de SP deflete para a esquerda ou para a direita, a partir da linha base, dependendo do contraste de salinidade entre a água de formação e o filtrado do fluido de perfuração. 2- Parâmetro Medido •

Diferença de potencial (mili-Volts)

3- Aplicações • • • •

Determinação de camadas permeáveis (qualitativamente); Correlação com outros poços; Determinação da resistividade da água da formação; Determinação da argilosidade do reservatório.

4- Limitações Poços contendo lamas não condutivas (base óleo); Situações onde não existe contraste de resistividade entre o filtrado da lama e a água da formação. • •


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FERRAMENTAS DE INDUÇÃO E DUPLA INDUÇÃO IEL - Induction Electrical Log (Halliburton) ISF - Induction Spherically Focused (Schlumberger) DIL-LL3 - Dual Induction Laterolog 3 (Halliburton) DIL-SFL - Dual Induction Spherically Focused Log (Schlumberger) 1- Introdução A ferramenta de indução foi desenvolvida em 1946 pela Schlumberger, objetivando a medição da resistividade da formação em poços contendo fluidos de perfuração não condutivos (água doce ou base óleo). Até então, a única ferramenta disponível para medidas de resistividade era a Elétrica Convencional (ES), cuja utilização estava limitada a poços contendo lamas salinas. Desde o início, as experiências demonstraram que as ferramentas de indução apresentavam muitas vantagens em relação às elétricas, mesmo em poços perfurados com lama a base água, pois, além de diminuírem os efeitos de poço e camadas adjacentes, realizavam uma investigação mais profunda com redução da influência da zona invadida. 2- Parâmetros Medidos As ferramentas de indução simples realizam uma medida de resistividade profunda (RILD - zona virgem) e uma medida rasa (RSN/RSFL- zona invadida), enquanto as de dupla indução, além destas medidas, apresentam uma resistividade com investigação intermediária (RILM). Todas as ferramentas apresentam um perfil de potencial espontâneo (SP). FERRAMENTAS IEL (HLS) DIL (HLS) ISF (SCH) DIL (SCH)

PERFIS RILD - RSN - SP RILD - RILM - RLL3 - SP RILD - RSFL - SP RILD - RILM - RSFL - SP

3- Aplicações Ferramenta Elétrico-Indução: Fornece a resistividade da formação (Rt) de forma mais precisa que as ferramentas elétricas convencionais, permitindo um cálculo mais acurado da saturação de água (Sw); • Fornece a resistividade da zona invadida, possibilitando uma análise qualitativa da permeabilidade pela comparação das curvas de resistividade; • Correlação poço a poço; • Possibilita a determinação de Rt em poços contendo lama não condutiva, sendo indicado para situações onde a resistividade do filtrado for duas vezes e meia maior que a resistividade da água da formação (Rmf > 2,5 Rw). •


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Ferramenta de Dupla Indução Laterolog 3: Além das aplicações da ferramenta Elétrico-Indução, permite uma melhor determinação do diâmetro de invasão e investigação da zona invadida, pois também apresenta uma curva de resistividade indução média; • É indicada para poços com invasão profunda; • Permite a correção para a resistividade real da formação, sem a necessidade de um perfil de microrresistividade. •

Ferramenta de Indução Esférico-Focalizada: Apresenta as mesmas aplicações da ferramenta Elétrico-Indução, apenas com uma curva de resistividade rasa (RSFL) que é menos influenciada pelo poço e camadas adjacentes. •

Ferramenta de Dupla Indução Esférico-Focalizada: Apresenta as mesmas aplicações da ferramenta de Dupla Indução Laterolog 3, com a vantagem de apresentar uma curva de resistividade rasa menos afetada pelo poço. •

4- Limitações Ferramenta Elétrico-Indução / Indução Esférico-Focalizada : As resistividades normal curta e SFL não funcionam em poços contendo lama não condutiva ou com salinidades maiores que 50000 ppm; • Os perfis de indução não funcionam em poços contendo lamas muito salgadas (> 50000 ppm), são pouco confiáveis em camadas com alta resistividade (> 100 ohm-m) (Anexo II) e poços de grande diâmetro, apresentam baixa resolução para camadas delgadas (< 1,5 m), reduzem o sinal de condutividade quando induzidas através de camadas muito condutivas ( Skin Effect ) e apresentam uma resposta muito afetada quando o intervalo medido é limitado por camadas com resistividades consideravelmente mais baixas (Shoulder Effect ); • As ferramentas de resistividade, de uma maneira geral, são afetadas pelo poço, camadas adjacentes e invasão de filtrado. •

Ferramenta de Dupla Indução Laterolog 3 / Dupla Indução Esférico-Focalizada : Os perfis de indução apresentam os mesmos problemas citados no ítem anterior; Os perfis laterolog 3 e esférico-focalizado não funcionam em poços contendo lamas não condutivas. • •


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FERRAMENTAS DE LATEROPERFIS DLL - Dual Laterolog (Halliburton) DLL - Dual Laterolog (Schlumberger) 1- Introdução As ferramentas de resistividade laterais foram introduzidas no mercado em 1950, pela Schlumberger, proporcionando uma série de vantagens em relação aos perfis elétricos convencionais. Devido a um sistema de focalização das correntes elétricas contra a formação, os lateroperfis permitiram uma melhoria na resposta dos perfis em poços contendo lamas muito salgadas e formações muito resistivas, uma vez que foram minimizados os efeitos indesejáveis da circulação da corrente elétrica no fluido de perfuração. Com isto, também foi possível diminuir os efeitos de poço e camadas adjacentes nas medidas de resistividade, além de melhorar a resolução em camadas delgadas. Considerando que a corrente focalizada emitida por um lateroperfil tem que atravessar a zona lavada para atingir a zona virgem, a medida registrada é uma combinação de efeitos. Por este motivo, em 1971, foi desenvolvida a ferramenta de Duplo-Lateroperfil (DLL), com duas profundidades de investigação, o que possibilitou uma melhor determinação da resistividade da zona invadida para correção da resistividade aparente da formação. 2- Parâmetros Medidos • •

Resistividade Rasa (RLLS - zona invadida); Resistividade Profunda (RLLD - zona virgem).

3- Aplicações Possibilita leituras mais aproximadas da resistividade da formação (Rt) para poços contendo lama a base água salgada e camadas com alta resistividade, sendo indicado para situações onde a resistividade do filtrado seja menor que duas vezes e meia a resistividade da água de formação ( Rmf < 2,5 Rw) : • Apresenta melhor resolução para camadas delgadas ( > 0.6m); • Quando acoplado com um perfil de microrresistividade permite determinar o diâmetro de invasão e a resistividade real da formação; • É apropriada para poços com invasão profunda; • Cálculo de saturação de água; • Correlação poço a poço. •

4- Limitações • Não acopla com o sônico; • Não funciona em poços contendo lama não condutiva; • Apresenta respostas limitadas para camadas de baixa resistividade; • As resistividades medidas são afetadas pelo poço, camadas adjacentes e invasão de filtrado.


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Figura 55 – Exemplos de d e arranjos e de perfis elétricos (Schlumberger, 1972).


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FERRAMENTA DE RAIOS GAMA GR - Gamma Ray (Schlumberger) GR - Gamma Ray (Halliburton) 1- Introdução A ferramen ferramenta ta de raios raios gama foi introd introduzi uzida da no mercad mercado o a parti partirr de 1939, 1939, pela Well Well Surveys, Surveys, sendo sendo utilizada na detecção e avaliação de formações contendo elementos radioativos, tais como tório, urânio e potássio. Basicamente, é constituída por um detetor para medir a radioatividade natural das rochas. Enquanto nas primeiras ferramentas desenvolvidas o detetor de radioatividade utilizado era um contador Geiger-Mueller, Geiger-Mueller, nas atuais utiliza-se um cintilômetro, que é mais eficiente para este fim. No caso específico da indústria do petróleo, este perfil é utilizado principalmente para separar rochas reservatório de não reservatório, já que os folhelhos e argilas apresentam elevados teores de elementos radioativos, ao contrário dos arenitos e carbonatos. Uma outra importante aplicação é na correlação entre poços. 2- Parâmetros Medidos •

Radioatividade Radioatividade natural das rochas.

3- Aplicações O perfil de raios gama é utilizado principalmente para identificação de litologia, cálculo do volume de argila e correlação. Também pode ser útil para interpretação de ambientes deposicionais e na investigação da subida do contato óleo-água em reservatórios fraturados. 4- Limitações Identificação de reservatórios reservatórios radioativos; Cálculo do volume volume de argila argila em reservatórios reservatórios radioativos; Resposta atenuada em poços poços muito largos largos e/ou com lama lama muito muito pesada; pesada; Poços com lama a base KCl afetam afetam os perfis de raios gama gama naturais. Para este este caso é recomendada uma correção com o auxílio dos dados obtidos com a ferramenta NGT (raios gama espectométrico). • • • •


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FERRAMENTAS DE DENSIDADE FDC - Formation Density Compensated (Schlumberger) (Schlumberger) LDT - Litho-Density Tool (Schlumberger) (Schlumberger) CDL - Compensated Density Log (Halliburton) SLD - Spectral Litho-Density (Halliburton) 1- Introdução O perfil de densidade foi lançado no mercado em 1950, pela Companhia Lane-Wells, com o nome de Densilog. Em 1959, a Schlumberger desenvolveu o Formation Density Log (FDL) e, em 1964, o Formation Density Compensated (FDC) ou perfil de densidade compensada. As primeiras ferramentas eram bastante limitadas na sua concepção, havendo necessidade de várias correções para obtenção do valor de densidade. Com a introdução das ferramen f erramentas tas compensadas foi possível a correção dos efeitos de reboco e rugosidades em tempo real, possibilitando leituras diretas dos valores de densidade. As ferramentas de litodensidade, desenvolvidas na década de 70, apresentaram consideráveis melhorias em relação aos modelos anteriores, acrescentando ao perfil uma curva para identificação de litologias. O perfil de densidade é utilizado principalmente para obtenção da porosidade dos reservatórios, e o índice de absorção fotoelétrico, obtido com a ferramenta de litodensidade, para identificação de minerais pesados, argilo-minerais e litologias. Neste caso, através de "cross-plots" como: PEF x ρb, PEF x K, PEF x Th/K, etc. 3- Parâmetros Medidos • • •

Densidade da formação; Índice de absorção fotoelétrico (PEF); Caliper

3- Aplicações • • • • • •

Obtenção da porosidade porosidade dos reservatórios, reservatórios, através da equação: equação: φ = (ρma - ρb) / (ρma - ρf); Identificação de zonas portadoras portadoras de gás, gás, quando quando associado associado ao perfil de neutrons; Determinação do volume de argila dos reservatórios reservatórios juntamente juntamente com o perfil de neutrons; Identificação de de zonas de fraturas, através através da relação relação do número número de contas dos detetores; Determinação da impedância impedância acústica e da porosidade porosidade secundária secundária junto com o perfil perfil sônico; Identificação de litologias, litologias, minerais pesados e argilo-miner argilo-minerais; ais;

4- Limitações Efeito da baritina baritina na lama. A baritina baritina produz uma atenuação anormalmente anormalmente alta dos raios gama, gama, principalmente os de baixa energia, diminuindo o número de contas nos detetores e acarretando num aumento do erro devido as variações estatísticas; do Poço. Poços com diâmetros diâmetros excessivos necessitam necessitam de altas correções, que podem podem • Diâmetro do levar a leituras irreais de densidade; função de sua espessura espessura e constituição. Quando Quando o reboco • Reboco. O efeito do reboco é função apresentar baixa densidade, os valores de ρb são menores que os reais e a porosidade é superestimada. Caso contrário (em lamas com baritina), ρb é maior que o real e a porosidade é subestimada; Perfilagem. A velocidade velocidade está ligada ao número número de contas, que por por sua vez • Velocidade de Perfilagem. influencia nas variações estatísticas. •


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FERRAMENTA DE NEUTRONS CNL - Compensated Neutrons Log (Schlumberger) (Schlumberger) CNS - Compensated Neutrons Survey (Halliburton) 1- Introdução A ferrame ferramenta nta de de neutro neutrons ns foi lança lançada da na indús indústri tria a do petról petróleo eo em 194 1941, 1, pela pela Well Well Survey Survey,, e desde esta época vem sendo desenvolvida e aprimorada pelas companhias de perfilagem. Basicamente, é composta por uma fonte de neutrons e um detetor. A fonte é um composto de elementos químicos radioativos que ao se combinarem emitem neutrons de alta energia (4,5 MeV), cuja massa é semelhante à do hidrogênio. O detetor, a depender do modelo da ferramenta, pode capturar neutrons termais (0,025 eV - 100 eV), epitermais (100 eV - 1000 eV) e/ou raios gama de captura, e proporciona a quantificação do hidrogênio da formação, que está presente na forma de água, óleo ou gás. Em geral, determina-se a quantidade de hidrogênio do fluido contido nos poros da rocha, tendo em vista que o volume de hidrogênio na matriz é pouco significativo. Existem três gerações de ferramentas ferramentas de neutrons: a GNT - Gama- Neutrons Porosity (1952), a SNT - Sidewall Neutrons Porosity (1965) e a CNL - Compesated Neutrons Log (1970). A ferramenta GNT funciona através da emissão de neutrons e detecção de raios gama de captura. No SNT, a fonte e o detetor são montados sobre patins pressionados contra a parede do poço e são capturados neutrons epitermais. Na ferramenta CNL, que é a utilizada atualmente, existe um sistema com uma fonte radioativa e dois detetores, reduzindo bastante os efeitos de poço. Está disponível em duas versões, uma onde são captados neutrons termais e outra, neutrons termais e epitermais. 2- Parâmetros Medidos •

Porosidade neutrônica através do índice índice de hidrogênio hidrogênio (IH).

A ferram ferrament enta a reflet reflete e prima primaria riame mente nte a quant quantida idade de ou índice índice de hidro hidrogên gênio io da forma formação ção,, salientando que este é igual a uma unidade para um centímetro cúbico de água doce. Quando o óleo contiver a mesma concentração de hidrogênio que a água doce, a porosidade revelada pela ferramenta será igual ao volume de fluido que preenche os espaços porosos, considerando reservatórios limpos. Se a concentração de hidrogênio no hidrocarboneto for maior que na água doce, a porosidade neutrônica é superestimada, caso contrário, é subestimada. 3- Aplicações As princip principais ais aplic aplicaçõ ações es dos perfis perfis de neutro neutrons ns são a determin determinaçã ação o da poros porosida idade de e do volum volume e de argila. Em conjunto com outras ferramentas pode auxiliar na identificação da litologia e do fluido da formação. Especialmente com o perfil de densidade, pode ser um bom indicador de hidrocarbonetos, principalmente principalmente gás. 4- Limitações A porosidade porosidade medida medida em rochas argilosas argilosas ou ou micáceas é superestimada; superestimada; O índice de hidrogênio é influenciado influenciado por alguns alguns elementos elementos químicos, tais como: cloro, cloro, lítio e boro; boro; A porosidade porosidade lida em rochas rochas portadoras portadoras de gás e óleos leves leves é subestimada; subestimada; As porosidades porosidades neutrônicas são são afetadas pelo pelo diâmetro do do poço, espessura espessura do reboco, reboco, salinidade da lama, peso da lama, excentralização da sonda, pressão e temperatura do poço. • • • •


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Figura 56 – Exemplos de arranjos e de perfis radioativos (Schlumberger, 1972).


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FERRAMENTAS SÔNICAS BHC - Borehole Compensated Sonic (Schlumberger) BCS - Borehole Compensated Sonic (Halliburton) LSS - Long-Spaced Sonic (Schlumberger) 1- Introdução As primeiras ferramentas sônicas utilizadas em poços de petróleo foram desenvolvidas pela Seismograph Service Corporation em 1954. Basicamente elas forneciam o registro da propagação do som nas diferentes litologias atravessadas pelo poço. Os perfis sônicos apresentam ampla utilidade na indústria do petróleo, sendo aplicados principalmente para determinação da porosidade das rochas, como ferramenta auxiliar na amarração do tempo sísmico e para correlação poço-a-poço. 2- Parâmetros Medidos •

Tempo de trânsito das rochas em microssegundos/pé (µs/ft)

O tempo necessário para uma onda sonora percorrer um pé de formação é chamado tempo de trânsito (∆t), sendo este valor inversamente proporcional à velocidade do som na formação. Conhecendo-se a litologia e o ∆t da matriz é possível calcular a porosidade sônica das rochas. 3- Aplicações Determinação da porosidade das rochas; Identificação de litologias (principalmente evaporitos); Correlação de poços; Auxilia na determinação das velocidades sísmicas; Auxilia na amarração do tempo sísmico com a profundidade; Determinação da impedância acústica e construção de sismograma sintético; Auxilia a identificação de reservatórios com pressão anormal. Normalmente estes estão associados a folhelhos subcompactados, com excesso de água nos poros, cujo tempo de trânsito é maior do que nos folhelhos com compactação normal. • • • • • • •

4- Limitações Poços com diâmetro excessivo ou caliper arrombado. Alongamento do tempo de trânsito (∆t Stretching). A onda que chega a um receptor mais distante da fonte apresenta um sinal mais fraco (menor amplitude). • A presença de fraturas, lama com ar, formações com gás ou óleo leve, rochas pouco consolidadas podem causar atenuação da amplitude da onda, aumentando ou diminuindo o tempo de trânsito. • Fraturas Radiais. Efeitos mecânicos de perfuração podem causar microfraturas nas rochas nas proximidades do poço. • Invasão de Filtrado. Este fator somente altera o tempo de trânsito real da formação quando ocorrem diferenças marcantes entre as velocidades sísmicas da zona virgem e lavada (formações portadoras de óleo ou gás). Quando a invasão é profunda, o tempo de trânsito não é afetado, pois a ferramenta investiga a zona lavada. Por outro lado, se a invasão de filtrado for rasa, a ferramenta investiga a zona virgem e os hidrocarbonetos presentes aumentam o tempo de trânsito, podendo conduzir a valores otimistas de porosidade. • •


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Figura 57 – Exemplos de arranjo e de perfil acústico (sônico) (Schlumberger, 1972).


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Geologia Do Petróleo - Prof. Chang (Prof. Unesp-Rio Claro)

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