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OPERADOR DE SONDA DE PERFURAÇÃO

CONHECIMENTOS BÁSICOS DE GEOLOGIA

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CONHECIMENTOS BÁSICOS DE GEOLOGIA MÓDULO I

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Direitos exclusivos da PETROBRAS – Petróleo Brasileiro S.A.

PEREIRA, Alexandre.

Operador de Sonda de Perfuração / CEFET-RN. Mossoró, 2008.

35p.: 17il.

PETROBRAS – Petróleo Brasileiro S.A.

Av. Almirante Barroso, 81 – 17º andar – Centro CEP: 20030-003 – Rio de Janeiro – RJ – Brasil

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ÍNDICE

I - NOÇÕES BÁSICAS DE GEOLOGIA...................................................................................................6

1.1 Introdução..................................................................................................................................6

1.2 O que é a geologia ....................................................................................................................6

1.3 Formação do petróleo: origem, migração e acumulação..........................................................7

1.4 Noções de geologia do petróleo..............................................................................................11

1.4.1 Propriedades das rochas e tipos de reservatório ........................................................12

II - POROSIDADE, PERMEABILIDADE E IP.........................................................................................31

BIBLIOGRAFIA.......................................................................................................................................34

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LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1 - Fundamentos da teoria inorgânica ....................................................................................18

Figura 1.2 - Exemplos de fósseis característicos ou estratigráficos ......................................................19

Figura 1.3 - Início do processo de formação de depósitos de hidrocarbonetos ....................................19

Figura 1.4 - Transformação termoquímica da matéria orgânica............................................................21

Figura 1.5 - Detalhe de afloramento de rocha geradora........................................................................23

Figura 1.6 - A migração secundária e relações espaciais entre rochas geradoras, reservatórios e

selantes ..................................................................................................................................................24

Figura 1.7 - Aspecto da estrutura de sedimentos granulares não-consolidados...................................26

Figura 1.8 - Sedimento consolidado: amostra de conglomerado, com cimento misto silicioso e

ferruginoso..............................................................................................................................................26

Figura 1.9 - Sedimento consolidado: amostra de arenito .....................................................................26

Figura 1.10 - Disposição típica para armadilha do tipo estrutural..........................................................27

Figura 1.11 - Detalhe de armadilha estrutural condicionada pelo deslocamento relativo de blocos.....28

Figura 1.12 - Tipo de armadilha estratigráfica .......................................................................................29

Figura 1.13 - Armadilhas estratigráficas ................................................................................................29

Figura 1.14 - Esquemas para acumulação de hidrocarbonetos em reservatórios na Bacia Potiguar...30

Figura 2.1 - Estrutura porosa de uma rocha reservatório ......................................................................32

Figura 2.2 - Estruturas cúbica e romboédrica e correspondentes porosidades teóricas máximas .......32

Figura 2.3 - Aparência do preenchimento dos vazios por óleo..............................................................33

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LISTA DE TABELAS Tabela 1.1 - Exemplo de produtos da decomposição: rocha originária –granito...................................16

Tabela 1.2 - Tipos de rochas sedimentares...........................................................................................17

Tabela 1.3 - Grau de maturação de rocha geradora..............................................................................22

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I – NOÇÕES BÁSICAS DE GEOLOGIA

1.1 Introdução

Este módulo visa dar uma noção geral da geologia de petróleo. Procuramos ressaltar alguns cuidados

que se deve ter na atividade de perfuração para auxiliarmos a Geologia a encontrar o petróleo.

Neste século, a indústria do petróleo assumiu um papel fundamental para a humanidade sob todos os

pontos de vista. O petróleo atingiu, juntamente com o gás natural, 50% da demanda mundial de

energia, superando em qualidade e quantidade as demais fontes energéticas disponíveis. Podemos

afirmar que o modelo de civilização atual é dependente do petróleo e do gás natural, não havendo

perspectivas, economicamente factíveis, de substituí-los a curto e médio prazos.

1.2 O que é geologia

Geologia, campo da ciência que se interessa pela origem do planeta Terra, sua história, sua forma, a

matéria que o compõe e os processos que atuam ou atuaram sobre ele. É considerada uma das

ciências da Terra, ou geociências, e os geólogos são cientistas que estudam as rochas e os materiais

derivados que formam a parte externa do planeta. A Geologia pesquisa a história da Terra e inclui a

história da vida, englobando todos os processos físicos que atuam na superfície ou na crosta

terrestres. Estuda, também, as interações entre rochas, solos, água, atmosfera e formas de vida. Na

prática, os geólogos especializam-se numa área, física ou histórica, da Geologia. A Geologia Física

inclui campos como Geofísica, Petrologia e Mineralogia, enfocando processos e forças que dão forma

ao exterior da Terra e também atuam em seu interior. Já a Geologia Histórica estuda a evolução da

superfície terrestre e de suas formas de vida e implica pesquisas de Paleontologia, Estratigrafia,

Paleografia e Geocronologia.

Dentre as ciências incluídas na Geologia, estão: a Petrologia, que se encarrega da origem, aparição,

estrutura e história das rochas, principalmente as ígneas e as metamórficas; a Geologia Estrutural,

que estuda as rochas em geral e a análise das deformações dos estratos sedimentários; a

Sedimentologia, que pesquisa os depósitos terrestres ou marinhos, antigos ou recentes, sua fauna,

flora, minerais, texturas e evolução no tempo e no espaço; a Geologia Econômica, que se encarrega

da análise e da exploração de matérias geológicas úteis para os seres humanos (como combustíveis,

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minerais metálicos e não-metálicos, água e energia geotérmica); a Geofísica, a Geoquímica, a

Mineralogia, a Paleontologia e a Metalurgia.

1.3 Formação do petróleo: origem, migração e acumulação

O petróleo (do latim Petra / pedra + Oleum / óleo) tem estado sempre presente na história da

humanidade. Tem-se utilizado desse material desde tempos remotos para impermeabilizar e,

principalmente, como combustível. Desde aqueles tempos, muito há mudado o uso deste valioso

mineral, que longe de ser utilizado tão somente como combustível, tem seu uso em praticamente tudo

que utilizamos modernamente.

Não se sabe quando despertaram a atenção do homem, mas o fato é que o petróleo, assim como o

asfalto e o betume, eram conhecidos desde os primórdios da civilização.

Nabucodonosor usou o betume como material de liga na construção dos célebres Jardins Suspensos

da Babilônia. Foi também utilizado para impermeabilizar a Arca de Noé. Os egípcios o usaram para

embalsamar os mortos e na construção de pirâmides, enquanto gregos e romanos dele lançaram mão

para fins bélicos.

Só no século 18, porém, é que o petróleo começou a ser usado comercialmente, na indústria

farmacêutica e na iluminação. Como medicamento, serviu de tônico cardíaco e de remédio para

cálculos renais, enquanto seu uso externo combatia dores, câimbras e outras moléstias.

Até a metade do século passado, não havia ainda a idéia, ousada para a época, da perfuração de

poços petrolíferos. As primeiras tentativas aconteceram nos Estados Unidos, com Edwin L. Drake,

que lutou com diversas dificuldades técnicas, chegando mesmo a ser cognominado de "Drake, o

louco". Após meses de perfuração, Drake encontra o petróleo, a 27 de agosto de 1859.

Passados cinco anos, achavam-se constituídas, nos Estados Unidos, nada menos que 543

companhias entregues ao novo e rendoso ramo de atividades. Na Europa, floresceu, em paralelo à

fase de Drake, uma reduzida indústria de petróleo, que sofreu a dura competição do carvão, da linhita,

da turfa e do alcatrão - matérias-primas então entendidas como nobres.

Naquela época, as zonas urbanas usavam velas de cera, lâmpadas de óleo de baleia e iluminação

por gás e carvão. Enquanto isso, no campo, o povo despertava com o sol e dormia ao escurecer por

falta de iluminação noturna. Assim, as lâmpadas de querosene, por seu baixo preço, abriram novas

perspectivas ao homem do campo, principalmente, permitindo-lhe ler e escrever à noite.

A invenção dos motores à gasolina e a diesel, no século passado, fez com que outros derivados, até

então desprezados, passassem a ter novas aplicações.

Assim, ao longo do tempo, o petróleo foi se impondo como fonte de energia eficaz. Hoje, além de

grande utilização dos seus derivados, com o advento da petroquímica, centenas de novos produtos

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foram surgindo, muitos deles diariamente utilizados, como plásticos, borrachas sintéticas, tintas,

corantes, adesivos, solventes, detergentes, explosivos, produtos farmacêuticos, cosméticos, etc. Com

isso, o petróleo, além de produzir combustível e energia, passou a ser imprescindível a utilidades e

comodidades da vida de hoje.

Como foi exposto no tópico anterior, a idade do nosso planeta, a Terra, é calculada em bilhões de

anos. As jazidas de petróleo, não tão idosas, também têm idades fabulosas, que variam de um a

quatrocentos milhões de anos. Durante esse período, aconteceram grandes e inúmeros fenômenos,

como erupções vulcânicas, deslocamento dos pólos, separação dos continentes, movimentação dos

oceanos e ação dos rios, acomodando a crosta terrestre.

Com isso, grandes quantidades de restos vegetais e animais se depositaram no fundo dos mares e

lagos, sendo soterrados pelos movimentos da crosta terrestre, sob a pressão das camadas de rochas

e pela ação do calor. Esses restos orgânicos foram se decompondo até se transformarem em

petróleo.

O petróleo é, portanto, formado pelo processo de decomposição de matéria orgânica, de restos

vegetais, de algas, de alguns tipos de plâncton e de restos de animais marinhos - ocorrido durante

centenas de milhões de anos da história geológica da Terra.

Como condições básicas para a formação do petróleo, temos as seguintes:

a) Inicialmente, deve haver a matéria orgânica adequada à geração do petróleo;

b) Esse material orgânico deve ser preservado da ação de bactérias aeróbias;

c) O material orgânico depositado não deve ser movimentado por longos períodos;

d) A matéria orgânica em decomposição por bactérias anaeróbias deve sofrer a ação de

temperatura e pressão por períodos longos

O início do processo de formação do petróleo está relacionado com o início da decomposição dos

primeiros vegetais que surgiram na Terra. A maioria dos compostos identificados no petróleo são de

origem orgânica, mas até que a matéria chegue ao estado de petróleo, são necessárias condições

especiais. O ambiente marinho reúne tais condições.

No ambiente marinho, é a plataforma continental a região que mais produz matéria orgânica. Os

mares rasos também podem receber um grande aporte dessa matéria.

Embora semelhante ao carvão quanto à composição (hidrocarboneto), o petróleo possui certas

características especiais: por ser fluido, pode migrar para além de sua fonte geradora e acumular-se

em estruturas sedimentares. O petróleo ocorre normalmente em rochas sedimentares depositadas

sob condições marinhas.

As primeiras plantas apareceram a 400 milhões de anos, no período Devoniano. Entretanto, o

primeiro grande desenvolvimento dessa flora deu origem aos depósitos de carvão do período

carbonífero. A principal fonte de matéria orgânica antes do período Devoniano deve ter sido de origem

marinha.

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Do período Pré-Cambriano até o Devoniano, o maior produtor de matéria orgânica foi o fitoplâncton,

que, ao morrer, se depositou no fundo dos oceanos, tornando-se parte dos sedimentos e formando os

folhetos ricos em matéria orgânica.

Ao longo da história, houve dois momentos de produção máxima de fitoplâncton:

a) Ordoviciano - Siluriano - 500 a 400 milhões de anos,

b) Jurássico - Cretáceo -195 a 65 milhões de anos.

Esses dois períodos coincidiram com a elevação do nível dos mares, inundando grandes depressões

territoriais, em que o fitoplâncton se desenvolveu, associado a nutrientes marinhos. Ao morrer em

ambiente anaeróbio, formou leitos ricos em matéria orgânica. Por isso, são denominados rochas-

fonte.

As rochas-fonte normalmente são folhelhos e contêm cerca de 90% da matéria orgânica presente nos

sedimentos. O maior volume de rochas-fonte são do período Jurássico-Cretáceo, períodos

responsáveis por mais de 70% dos recursos mundiais de petróleo. Do período Paleozóico, que não

apresenta grandes diferenças em termos de abundância de fitoplâncton em relação ao Jurássico-

Cretáceo, o nível de óleo cru é bem menor.

Rochas geradoras são normalmente constituídas de material detrítico de granulometria muito fina

(fração argila), tais como folhelhos ou calcilutitos, representantes de antigos ambientes sedimentares

de baixa energia e que experimentaram, por motivos diversos, explosões de vida microscópica. Os

remanescentes orgânicos autóctones (material planctônico) ou alóctones (material vegetal terrestre

carreado para dentro do ambiente) são incorporados às lamas sob a forma de matéria orgânica

diluída. A princípio, quanto maior a quantidade de matéria orgânica, mais capacidade terá a rocha

para gerar grandes quantidades de petróleo. Entretanto, a incorporação dessa matéria orgânica na

rocha deve vir acompanhada da preservação de seu conteúdo original, rico em compostos de C e H.

Para isso, o ambiente deve estar livre de oxigênio, elemento altamente oxidante e destruidor da

riqueza em C e H das partículas orgânicas originais. Em suma, ambientes anóxicos favorecem a

preservação da matéria orgânica e, conseqüentemente, a manutenção da riqueza original de rochas

geradoras.

De uma maneira geral, rochas sedimentares comuns apresentam teores de Carbono Orgânico Total

(COT, teor em peso) inferiores a 1%. Para uma rocha ser considerada como geradora, seus teores

devem ser superiores a esse limite de 1% e, muito comumente, situados na faixa de 2% - 8%, não

sendo incomuns valores de até 14%; mais raramente, até 24%. O tipo de petróleo gerado depende

fundamentalmente do tipo de matéria orgânica preservada na rocha geradora. Matérias orgânicas

derivadas de vegetais superiores tendem a gerar gás, enquanto o material derivado de zooplâncton e

de fitoplâncton, marinho ou lacustre, tende a gerar óleo. O estágio de maturação térmica de uma

rocha geradora, ou seja, a temperatura na qual ela está gerando petróleo, também influenciará no tipo

de petróleo gerado. Em condições normais, uma rocha geradora começa a transformar seu

querogênio em petróleo em torno de 60oC. No início, forma-se um óleo de baixa maturidade, viscoso.

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À medida que a temperatura aumenta, o óleo gerado vai ficando mais fluido e a quantidade de gás vai

aumentando. Por volta de 90oC, as rochas geradoras atingem seu pico de geração, expelindo grandes

quantidades de óleo e gás. Com o aumento da temperatura até os 120oC, o óleo fica cada vez mais

fluido e mais rico em gás dissolvido. Por volta dessa temperatura, a quantidade de gás é

predominante e o óleo gerado já pode ser considerado um condensado. Entre 120 - 150oC, apenas

gás é gerado pelas rochas-fonte.

Pode-se dizer também que o petróleo tem uma origem mista devido à decomposição de matéria

orgânica de origem animal e vegetal. O ambiente adequado para a formação do petróleo necessita de

condições de manutenção de vida intensa e, posteriormente, de elementos de proteção contra

oxidação e destruição bacteriana.

Os seres mais comuns encontrados nesses sedimentos são foraminíferos, pequenos crustáceos,

partes de animais maiores. Entre os vegetais, citam-se os dinoflagelados e as diatomáceas. A lama

resultante dessa sedimentação é denominada SAPROPEL, cuja principal matéria prima são as

substâncias graxosas (sapropelitos = formação de hidrocarboneto).

A principal fonte de óleo cru é o fitoplâncton, mas também estão presentes restos de plantas

terrestres, bactérias e zooplâncton. Dos três tipos de querogênio já identificados, cada um produz

diferentes compostos durante a maturação, com respectivas variações em C/H ou O/C.

A formação de petróleo e gás natural não depende apenas da composição da matéria orgânica

original, mas também do aumento de temperatura, isto é, do gradiente geotérmico.

O petróleo é formado a partir do querogênio. Quando as temperaturas estão em torno de 50 ºC, as

quantidades formadas são muito pequenas, aumentando, sem apresentar alteração estrutural, em

torno de 100 ºC. Mas, ao atingir 150 ºC, ocorre o craqueamento, mesmo que o aquecimento se dê por

um curto período.

O primeiro gás a ser produzido contém compostos entre C4 -C10 , chamado de gás úmido (wet gas).

Entretanto, com o aumento de temperatura e, conseqüentemente, do craqueamento, é gerado C1 - C3

- gasoso, dito gás seco (dry gas).

Em essência, o fator mais importante para a geração de petróleo é o gradiente geotérmico, que pode

variar de bacia para bacia sedimentar. As rochas-fonte que se localizam em zonas rasas não geram

petróleo.

Além do gradiente geotérmico, o tempo também é fator importante na formação de petróleo. Assume-

se que diferentes volumes de petróleo seriam gerados de rochas-fonte similares se elas estivessem

sujeitas à mesma temperatura, mas em intervalos de tempo diferentes.

Considera-se que as rochas-fonte sujeitas a temperaturas de 50 oC por 30 mlhões de anos não

seriam suficientemente aquecidas para gerar petróleo, mas sim somente "metano biogênico". Já as

rochas aquecidas por um período similar a 190oC poderiam gerar gás natural. Devido a variações no

gradiente geotérmico, profundidade e duração do soterramento, pode haver variações de bacia

sedimentar no tempo decorrido para gerar petróleo.

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1.4 Noções de geologia do petróleo

O que é Geologia? A Geologia consiste em uma ciência que trata do estudo do planeta Terra, sua

origem, composição, estrutura interna, relações com camadas superficiais (biosfera, hidrosfera,

atmosfera) e história evolutiva, inclusive o desenvolvimento da vida. Perguntas tais como: de onde

vêm as lavas dos vulcões, como se formaram as cadeias de montanhas, o que causa os terremotos,

por que o continente sul-americano afasta-se do africano, por que ocorrem jazidas de petróleo em

alguns lugares, enquanto em outros temos minério de ferro, e muitas outras, fazem parte das várias

formas de estudo da Geologia.

Para o atendimento de suas necessidades (energia, transporte, alimentação, moradia, segurança

física, comunicação), o homem é inexoravelmente levado a aproveitar uma série de recursos naturais

(água, petróleo, minérios, energia hidráulica, solos) e a ocupar e modificar espaços naturais das mais

diversas formas (cidades, agricultura, indústria, usinas elétricas, vias de transportes, portos, canais,

disposição de rejeitos ou resíduos), o que já o transformou no mais poderoso agente geológico hoje

atuante na superfície do planeta.

Em linhas gerais, pode-se entender a Geologia de Petróleo como a Geociência Aplicada responsável

pelo domínio tecnológico da interface entre a atividade humana e o meio físico geológico aplicada ao

setor petrolífero.

Entender a Geologia também pressupõe um entendimento diferenciado do parâmetro “tempo”, pois

estamos diante de processos cuja percepção de sua dinâmica só se mostra em sua amplitude quando

consideramos a escala de tempo geológico. A seqüência abaixo nos apresenta um resumo dos

principais eventos geológicos em ordem cronológica:

4.5 bilhões – surgimento do planeta.

4.0 bilhões – início da formação da crosta terrestre

3.6 bilhões – surgimento dos organismos unicelulares

3.2 bilhões – fotossíntese, formação de O2.

2.8 bilhões – surgimento de organismos multicelulares.

2.0 bilhões – surgimento da vida marinha.

1.2 bilhões – desenvolvimento da vida marinha: o supercontinente (Pangea).

800 milhões – primeiros fósseis; ruptura do supercontinente

400 milhões - peixes, anfíbios e florestas.

300 milhões - dinossauros, supercontinente Pangea (Gondwana)

200 milhões - mamíferos e pássaros

120 milhões – pássaros do Oceano Atlântico

65 milhões – extinção dos dinossauros.

50 milhões – primeiros primatas.

5 milhões – primeiros "hominídeos bípedes"- Africa (Rift Valley).

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3.0 milhões - homo habilis.

100,000 anos - homo sapiens.

Há aproximadamente 4,5 bilhões de anos, portanto, o nosso planeta Terra foi formado a partir da

poeira cósmica que, após consolidada e submetida a processo gradual de esfriamento, originou os

minerais e rochas em sua diversas formas e possibilitou o advento da vida, expressa desde a forma

de organismos unicelulares primitivos até a forma de criatura humana.

1.4.1 Propriedades das rochas e tipos de reservatórios

As rochas, material constituinte do arcabouço físico da terra, subdividem-se classicamente em

magmáticas, metamórficas e sedimentares.

ROCHAS MAGMÁTICAS

As rochas magmáticas compreendem aproximadamente 95% do volume da crosta terrestre.

• Conceito de rochas magmáticas: são aquelas que resultam da consolidação do magma, o qual é

constituído por soluções que ocorrem no interior da crosta terrestre.

• Ocorrências de consolidação de rochas magmáticas:

a) No Interior da crosta terrestre: rochas intrusivas (Plutônicas ou Abissais), de granulação

grossa a média, com textura equigranular;

b) Na superfície (vulcanismo): rochas extrusivas, de granunlação fina ou vítrea, com textura

inequigranular.

• Substâncias mais comuns:

Feldspatos (60%): constituintes mais importantes na constituição das rochas ígneas e minerais mais

abundantes na crosta terrestre.

a) 1o grupo: feldspatos de potássio; k2O.Al2O3.6SiO2 (Ortoclássio).

b) 2o grupo: feldspatos de cálcio; Na2O.Al2O3.6SiO2 e sódio; Ca2O.Al2O3.6SiO2

(Plagioclássios);

Anfibólios e piroxênios (17%): silicatos de cálcio, ferro e magnésio. Normalmente, constituem a

maior parte dos componentes escuros das rochas. Notáveis pela presença de cátions como Fe, Mg

(mais densos). Muito suscetíveis à alteração em clima úmido;

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Quartzo (12%): SiO2. Um dos últimos minerais a se formar no decurso da consolidação do magma,

adaptando-se aos interstícios deixados entre os demais minerais;

mica;

Carbonatos: minerais com clivagem romboédrica perfeita e sempre bem desenvolvida, não se

decompondo, solubilizando-se (produz efervescência) em contato com ácido ou águas aciduladas (pH

ácido < 7). Calcita e dolomita são minerais importantes na formação de muitas rochas sedimentares;

Fosfatos: agrupam-se em torno do íon PO4, formando cristais hexagonais. O mineral mais comum é a

apatita ⎨Ca5.(F, Cl, OH).(PO4)3⎬. Têm utilidade na indústria de fertilizantes;

Sulfatos: a estrutura fundamental é o SO4, consistindo a barita (BaSO4) no mineral de mais alta

densidade (4,0 a 4,5), utilizado na indústria cerâmica e do vidro. Outro mineral comum no grupo é a

gipsita (CaSO4.2H2O), utilizado na indústria do gesso;

Sulfetos: metálicos, com densidade elevada, opacos e com importância econômica destacada;

Óxidos: apresentam a cor do risco como característica marcante, aliada a aspectos como dureza e o

magnetismo;

hidróxidos.

Outras formas de classificação de rochas magmáticas:

I - Porcentagem de sílica (SiO2):

a) Rochas ígneas ácidas --- mais de 65% de óxido de silício;

b) Rochas ígneas neutras --- 52% < [SiO2] < 65%;

c) Rochas ígneas básicas --- [SiO2] < 52%.

II - Cor dos minerais:

a) Lecocráticos --- < 30% de minerais escuros;

b) Mesocráticos --- 30 a 60% de minerais escuros;

c) Melanocráticos --- mais de 60% de minerais escuros.

III - Tipo de feldspato:

a) Alcalinas;

b) Monzoníticas;

c) Alcalicálcicas.

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IV - Granulação:

a) Grossas --- maioria dos minerais tem � > 5mm;

b) Médias --- 1mm < � <5mm;

c) Finas --- maioria dos minerais tem � < 1mm.

ROCHAS METAMÓRFICAS

• Conceito de rochas metamórficas: são aquelas que resultam da ação da pressão, da temperatura

e de soluções químicas sobre qualquer outro tipo de rocha, alterando de forma importante suas

características mineralógicas e físicas.

• Metamorfismo de ação localizada:

a) 1o grupo - metamorfismo de contato: o agente causador é a temperatura, cujo exemplo

típico é o derrame de lava;

b) 2o grupo - metamorfismo cataclástico: o agente é a pressão (atrito) que as camadas de

rocha exercem sobre si, formando novas rochas em pontos de rachaduras e fraturas (ex.:

milonitos).

• Metamorfismo regional:

a) 1o grupo - metamorfismo de confinamento: o agente causador é a pressão;

b) 2o grupo - metamorfismo dínamo-termal: os agentes são a temperatura (700 a 800oC) e a

pressão, de forma combinada. Nesse caso, a temperatura faz com que o mineral se funda e

assuma o comportamento de um magma.

• Exemplos mais comuns de rochas metamórficas:

a) Rocha de origem ⇒ nova rocha (metamórfica)

b) Rocha calcárea ⇒ mármore.

c) Arenito ⇒ quartzito

d) Folhelho ⇒ filto, micaxisto.

e) Rochas ígneas ⇒ gnaisses, migmatitos.

ROCHAS SEDIMENTARES

As rochas sedimentares são aquelas formadas a partir do material originado da destruição erosiva de

qualquer tipo de rocha, material este que deverá ser transformado e posteriormente depositado ou

precipitado em um dos muitos ambientes de sedimentação da superfície da Terra.

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• Condições necessárias à formação de rochas sedimentares:

a) Presença de rochas que sirvam como fonte de materiais;

b) Presença de agentes móveis ou imóveis que desagreguem ou desintegrem aquelas

rochas;

c) Presença de agente transportador;

d) Deposição do material em uma bacia de acumulação (sedimentação): marinhos,

continentais, mistos (estuários e deltas);

e) Consolidação do sedimento: compactação ou cimentação.

• Agentes desintegradores das rochas:

a) Agentes móveis (agentes da erosão):

Água de superfície (chuva, rios);

Água de mar;

Gelo;

Vento.

b) Agentes imóveis (agentes da intemperismo ou meteorização):

Intemperismo físico:

Variação da temperatura - �T;

Congelamento da água - Expansão volumétrtica = tensões de tração;

Cristalização de sais - desagregação de rochas;

Ação física de vegetais - força de raízes e galhos.

Intemperismo químico:

Hidrólise - dissolução do mineral pela água;

Hidratação - absorção de água;

Oxidação - instabilização (ação do O2);

Carbonatação - chuva combinada com CO2 (H2O + CO2 → H2CO3)

• Fatores que influem no intemperismo:

a) Clima: determina o tipo de intemperismo. Nas regiões áridas, prevalece o intemperismo

físico, enquanto nas úmidas, prevalece o intemperismo químico;

b) Topografia: nas regiões com declive acentuado, a camada superficial de solo é removida

pelo efeito da gravidade e/ou pelas enxurradas, provocando, com isso, a exposição da rocha

ao ataque do intemperismo. A formação de cadeias montanhosas pode provocar o efeito

barragem sobre as correntes de ar, provocando a precipitação de chuvas num dos lados da

montanha e a formação de áreas desérticas no outro;

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c) Tipo de rocha: influi de acordo com as diferentes resistências que as rochas oferecem ao

ataque dos agentes físicos ou químicos;

d) Vegetação: fixa o solo, protegendo-o contra o intemperismo.

• Decomposição das rochas:

Horizontes formados (solos residuais):

Horizonte A - solo residual com matéria orgânica;

Horizonte B - solo de alteração de rocha;

Horizonte C - rocha decomposta;

Horizonte D - rocha sã.

Tabela 1.1 - Exemplo de produtos da decomposição: rocha originária - granito

MINERAL COMPOSIÇÃO ALTERAÇÃO PRODUTO

QUARTZO SÍLICA NÃO SOLÚVEL AREIA

FELDSPATO SILICATOS DE Al e K SOLÚVEL ARGILA

MOSCOVITA

(MICA)

SILICATOS DE Al + K

+ H2O NÃO SOLÚVEL PLACAS DE MICA

BIOTITA (MICA) SILICATOS

Al + Fe +K + Mg + H2O SOLÚVEL ARGILA

ZIRCÃO SILICATO DE Zr NÃO SOLÚVEL CRISTAIS DE

ZARCÃO

• Composição de rochas sedimentares:

a) Solo - materiais residuais (argilas, óxidos) + substâncias acrescentadas (sais solúveis e

substâncias insolúveis - grãos de areia, placas de mica e cristais de zircão).

• Classificação das rochas sedimentares:

a) Classificação segundo a natureza do processo de decomposição da partícula transportada

(origem mecânica, química ou orgânica);

b) Origem mecânica → agentes - vento, ondas. O critério utilizado é o tamanho da partícula

sólida;

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Tabela 1.2 - Tipos de rochas sedimentares

CONSOLIDADO INCONSOLIDADO PARTÍCULA SÓLIDA

CONGLOMERADO CASCALHO � ≥ 2mm

(GRANULAÇÃO GROSSA)

ARENITO AREIA 2mm > � ≥ 0,1mm (GRANULAÇÃO

MÉDIA)

SILTITO SILTE 0,1mm > � ≥ 0,01mm

(GRANULAÇÃO MÉDIA)

ARGILITO (CIMENTAÇÃO)

XISTO (COMPACTAÇÃO)

ARGILA 0,01mm ≥ � (GRANULAÇÃO FINA)

c) Origem química → intemperismo químico - composição química:

Rochas calcáreas (carbonatos de cálcio e magnésio): Ex.: estalactites e estalagmites;

Rochas ferruginosas: evaporação da água de mar, arenitos ferruginosos (beach rocks);

Rochas salinas (jazidas de sal gema, sais de potássio e magnésio, salitre, bórax);

Rochas silicosas: sílex (óxido), opalas, silexitos;

d) Origem orgânica → carvão de pedra, formações coralíneas:

Calcáreas: quando um organismo retira o CaCO3 da água do mar para a formação de

carapaças (metabolismo de animais);

Carbonosas: carvão de pedra (florestas soterradas);

Ferruginosas: ação de bactérias que têm afinidade com o ferro;

Silicosas: diatomito (origem em algas unicelulares – diatomáceas).

Aos detritos de rochas, resultantes da erosão da crosta terrestre pela ação da natureza, dá-se o nome

de sedimentos. Por longo tempo, os sedimentos foram se acumulando em camadas, dando origem

às rochas sedimentares. As diversas camadas dessas rochas formam as bacias sedimentares.

O petróleo só poderá ser encontrado em áreas onde houve acumulação de restos orgânicos e rochas

sedimentares. Entretanto, depois de formado, o petróleo raramente permanece ou se acumula na

rocha em que foi gerado. Ele passa através dos poros das rochas, até encontrar uma outra rocha que

o aprisione, formando a jazida.

A jazida é, então, uma rocha cujos poros são ocupados pelo petróleo. No entanto, isso não significa

que toda rocha sedimentar contenha uma jazida. A busca desta é tarefa árdua, difícil e que exige

muita paciência.

As teorias originais atribuíam ao petróleo uma origem inorgânica (Berthelott e Mendeleyev).

Frente às evidências científicas oriundas dos estudos químicos e sedimentológicos, essas teorias

estão atualmente superadas.

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Figura 1.1 - Fundamentos da teoria inorgânica

A idade do nosso planeta, como já vimos, é calculada em bilhões de anos. As jazidas de petróleo, não

tão idosas, também têm idades fabulosas, que variam de um a quatrocentos milhões de anos.

Durante esse período, aconteceram grandes e inúmeros fenômenos, como erupções vulcânicas,

deslocamento dos pólos, separação dos continentes, movimentação dos oceanos e ação dos rios,

acomodando a crosta terrestre.

A geocronologia consiste em importante instrumento no estudo de indicadores fossilíferos de

importância para a geologia do petróleo. A Estratigrafia é a parte da Geologia que estuda os

estratos (um estrato é uma camada rochosa delimitada por duas superfícies ou planos de

estratificação, que o separam dos estratos superiores e inferiores), isto é, as camadas de rochas

sedimentares formadas na superfície terrestre. Em conjunto com a Paleontologia, constitui a base

da Geologia Histórica. Através das características e dos conteúdos dos estratos, podem-se

reconstituir as condições em que estes se formaram e situá-los no tempo, conseguindo-se assim

reconstruir a história da Terra ao longo de grandes períodos geológicos.

O aparecimento e o desaparecimento de determinadas formas vivas (espécies, gêneros, famílias

etc.), a sucessão e a diversificação delas são pontos de referência que servem para definir e limitar

as unidades biocronológicas, cujo conjunto constitui uma escala biostratigráfica. Historicamente,

foram as grandes unidades biostratigráficas que primeiro se definiram e se delimitaram. Só mais

tarde, graças ao permanente progresso da Paleontologia, da Estratigrafia e da Sedimentologia, foram

subdivididas em unidades biostratigráficas cada vez mais precisas.

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Figura 1.2 – Exemplos de fósseis característicos ou estratigráficos.

Produção anual de fitoplâncton atual: 550 BILHÕES DE TONELADAS

Obs.: Organismos bentônicos produzem menos que 220 milhões de toneladas/ano.

Figura 1.3 – Início do processo de formação de depósitos de hidrocarbonetos.

Estima-se que, em média, 0,1% da matéria orgânica produzida por organismos fotossintéticos é

preservada nos sedimentos (0,1% de 550x109 t / ano = 550 milhões de toneladas anuais). A lama

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resultante dessa sedimentação é denominada SAPROPEL, cuja principal matéria-prima são as

substâncias graxosas (sapropelitos = formação de hidrocarboneto).

Denomina-se maturação a conversão de matéria orgânica em petróleo. Segundo a Teoria de Engler

(1911), esse processo pode ser dividido em três etapas: diagênese, catagênese e metagênese.

1ª etapa - diagênese

O resíduo da degradação microbiana passa por mudanças químicas que resultam na progressiva

condensação e na insolubilização da M.O.

Logo após a deposição, tem início a decomposição bioquímica da matéria orgânica pela atividade de

micro-organismos, gerando o metano biogênico. Com o aumento de pressão e de temperatura, a

matéria orgânica é convertida em querogênio - matéria orgânica amorfa com C, H e O.

Produto final da diagênese – QUEROGÊNIO (“fração insolúvel da matéria orgânica presente nas

rochas sedimentares”).

Proteínas e carboidratos são os compostos mais instáveis (lipídios e lignina são mais resistentes à

degradação).

Tipos de querogênio:

Em função da proporção entre os três elementos “C, H e O” e das razões H/C e O/C, são definidos os

tipos I, II e III.

O querogênio tipo “I” possui maior potencial para geração de petróleo (alta relação C /H e

relativamente menor relação O/C).

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Figura 1.4 – Transformação termoquímica da matéria orgânica (Thomas, 2001)

2ª etapa - catagênese:

O aumento de pressão e de temperatura na diagênese converte a matéria orgânica em querogênio -

matéria orgânica amorfa com C, H e O.

Na catagênese, com o aumento de pressão, o querogênio sofre craqueamento (moléculas maiores

irão se dividir em moléculas menores e mais simples), formando-se a maior parte do óleo cru.

Transformação do querogênio em petróleo

O querogênio é submetido a temperaturas da ordem de 50º C a 150º C.

Ao passar pela catagênese, a rocha geradora é considerada madura.

Grau de maturação da rocha geradora: Medida de Reflectância de Vitrinita (%Ro).

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Tabela 1.3 – Grau de maturação de rocha geradora.

ESTÁGIO %Ro NÍVEL DE MATURAÇÃO

DIAGÊNESE < 0,6 IMATURO

CATAGÊNESE 0,60 – 1,00 1,00 – 1,35 1,35 – 2,00

MATURO ZONA DE ÓLEO

ZONA REGRESSIVA ZONA DE GÁS ÚMIDO

METAGÊNESE > 2,0 SENIL ZONA DE GÁS SECO

Para caracterizar a evolução do processo de transformação do querogênio em petróleo são

empregados dois parâmetros:

a) Potencial genético: quantidade de petróleo que o querogênio é capaz de gerar;

b) Taxa de transformação: relação entre a quantidade de petróleo gerado e o potencial

genético original.

Ou seja, “o potencial gerador original se refere ao querogênio que ainda não foi submetido à

catagênese”.

3ª etapa - metagênese:

Produção de gás natural, principalmente na forma de metano (CH4), sendo o carbono residual

deixado na rocha-fonte. Ocorre quando se atingem as condições extremas de evolução térmica.

O potencial gerador residual do querogênio pode ser reduzido a zero (taxa de transformação chega a

100%)

A geração de petróleo se dá a partir da matéria orgânica que se encontra em sedimentos de grão fino,

como argilas. Esses sedimentos são denominados de rochas-mãe ou rochas-fonte ou, ainda, rochas

geradoras, as quais são normalmente constituídas de material detrítico de granulometria muito fina

(fração argila), tais como folhelhos ou calcilutitos, representantes de antigos ambientes sedimentares

de baixa energia e que experimentaram, por motivos diversos, explosões de vida microscópica.

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Figura 1.5 – Detalhe de afloramento de rocha geradora.

Posteriormente, o petróleo se desloca para sedimentos de grão mais grosso, como arenitos, por meio

de um processo chamado migração.

Às vezes, o petróleo não encontra obstáculos em sua migração, porque tende a sair ou brotar na

superfície como um manancial ou fica bem aprisionado.

Chamamos de migração o caminho que o petróleo faz do ponto em que foi gerado até aquele no qual

será acumulado. Devido à alta pressão e à temperatura, os hidrocarbonetos são expelidos das rochas

geradoras e migram para as rochas adjacentes. A partir da migração, o petróleo terá chances de se

acumular em um reservatório e formar reservas de interesse econômico.

A migração ocorre em dois estágios: migração primária e secundária.

Migração primária: movimentação dos hidrocarbonetos do interior das rochas-fonte para fora destas;

Uma vez gerado o petróleo, ele passa a ocupar um espaço/volume maior do que o querogênio original

na rocha geradora. Esta se torna supersaturada em hidrocarbonetos e a pressão excessiva destes faz

com que a rocha-fonte se frature intensamente, permitindo a expulsão dos fluidos para zonas de

pressão mais baixa. A viagem dos fluidos petrolíferos, através de rotas diversas pela subsuperfície,

até à chegada a um local portador de espaço poroso, selado e aprisionado, apto para armazená-los,

constitui o fenômeno da migração. As rotas usuais em uma bacia sedimentar são fraturas em escalas

variadas, falhas e rochas porosas diversas (rochas carreadoras), que ligam as "cozinhas" de geração,

profundas, com alta pressão, a regiões focalizadoras de fluidos, mais rasas, com pressões menores.

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Migração secundária: em direção ao interior das rochas reservatórios.

Figura 1.6 - A migração secundária e relações espaciais entre rochas geradoras, reservatórios e

selantes.

Uma vez em movimento, os fluidos petrolíferos são dirigidos para zonas de pressão mais baixas que

os arredores, normalmente posicionadas em situações estruturalmente mais elevadas que as

vizinhanças. As configurações geométricas das estruturas das rochas sedimentares que permitem a

focalização dos fluidos migrantes nos arredores para locais elevados, que não permitam o escape

futuro desses fluidos, obrigando-os a lá se acumularem, são denominadas de trapas ou armadilhas.

Elas podem ser simples como o flanco de homoclinais ou domos salinos, ou, mais comumente, como

o ápice de dobras anticlinais/arcos/domos salinos, ou até situações complexas como superposição de

dobras e falhas de naturezas diversas. Esse tipo de aprisionamento, em uma estrutura elevada, é

denominado de trapeamento estrutural.

As trapas são locais do subsolo onde existem condições adequadas para que se acumulem os

hidrocarbonetos e se caracterizam pela presença de rochas porosas e permeáveis, conhecidas como

rochas-armazém ou reservatórios, nas quais se acumulam ou armazenam os hidrocarbonetos

confinados por camadas de rochas impermeáveis ou rochas-selo que impedem sua migração.

Nem sempre o petróleo é aprisionado em situações estruturais. Eventualmente, a migração do

petróleo pode ser detida pelo acunhamento da camada-transportadora, ou bloqueio desta por uma

barreira diagenética ou de permeabilidade, ficando então retido em posições estruturalmente não-

notáveis. Nesse caso, teremos um trapeamento de caráter estratigráfico.

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A próxima etapa é a acumulação. Devido a falhas estruturais no subsolo ou a variações nas

propriedades físicas das rochas, o processo de migração é interrompido e os hidrocarbonetos vão se

acumulando nas rochas-reservatório.

De uma maneira geral, uma rocha-reservatório é constituída de grãos minerais com poros existentes

entre si, nos quais é encontrado o petróleo. Esses grãos estão conectados uns aos outros por um

material que recebe o nome de cimento, enquanto que o material muito fino existente entre os grãos

é chamado de matriz.

As rochas-reservatório são normalmente litologias compostas por material detrítico de granulometria

em função da fração areia a seixo, representantes de antigos ambientes sedimentares de alta

energia, portadores de espaço poroso onde o petróleo será armazenado e, posteriormente, extraído.

Tais rochas são geralmente os arenitos, calcarenitos e conglomerados diversos.

Entretanto, qualquer rocha que contenha espaço poroso, não necessariamente intergranular, mas

também de natureza diversa, causada por fraturamento ou dissolução, também pode fazer as vezes

de rochas-reservatório. Como exemplos, temos rochas ígneas e metamórficas cristalinas fraturadas

ou, mais precisamente, qualquer tipo de rocha fraturada, mármores lixiviados, dentre vários outros. As

rochas porosas não servem apenas como armazenadores finais do petróleo acumulado. Elas servem

igualmente como rotas de migração importantíssimas para os fluidos petrolíferos, atuando como

carrier beds.

As rochas-reservatório mais comuns são areias antigas, depositadas em dunas, rios, praias, deltas,

planícies litorâneas sujeitas à influência de ondas/marés/tempestades, e em mares e lagos profundos,

através de correntes de turbidez. Depois dos arenitos, os reservatórios mais comuns são rochas

calcárias porosas, depositadas em praias e planícies carbonáticas, desenvolvidas em latitudes

tropicais e livres de detritos siliciclásticos, calcários de recifes de organismos diversos, e, finalmente,

de calcários diversos afetados por dissolução por águas meteóricas. Os valores de porosidade mais

comuns das rochas-reservatório variam de 5% - 35%, concentrando-se na faixa de 15% - 30%. As

rochas-reservatório devem ser porosas e permeáveis, pois o petróleo pode ser encontrado nos

espaços existentes nessas rochas e só poderá ser extraído se a rocha for permeável. A rocha, ou

conjunto de rochas que deverá ser capaz de aprisionar o petróleo após sua formação, evitando que

ele escape, são as armadilhas.

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Figura 1.7 – Aspecto da estrutura de sedimentos granulares não-consolidados.

Figura 1.8 – Sedimento consolidado: amostra de conglomerado, com cimento misto silicioso e

ferruginoso

Figura 1.9 – Sedimento consolidado: amostra de arenito

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As armadilhas, também conhecidas por trapas, são estruturas geológicas que permitem a

acumulação de óleo ou gás. É a rocha ou conjunto de rochas que deverá ser capaz de aprisionar o

petróleo após sua formação, evitando que ele escape. As trapas são locais do subsolo onde existem

condições adequadas para que se acumulem os hidrocarbonetos e se caracterizam pela presença de

rochas porosas e permeáveis, conhecidas como rochas-armazém ou reservatórios, nas quais se

acumulam ou armazenam os hidrocarbonetos confinados por camadas de rochas impermeáveis ou

rochas-selo, que impedem sua migração.

A armadilha ideal deve apresentar:

a) Rochas-reservatório adequadas, ou seja, de porosidade entre 15% e 30%;

b) Condições favoráveis para a migração do petróleo das rochas-fonte para as rochas-

reservatório (permeabilidade das rochas);

c) Um selante adequado para evitar a fuga do petróleo para a superfície.

Podem existir bacias sedimentares com rocha-fonte sem petróleo, se não havia armadilha para

armazenar o petróleo gerado. Vejamos os tipos de armadilha-petróleo:

a) Estruturais: é a forma mais comum de acumulação de petróleo. Ocorre em regiões em que

a crosta esteve sujeita à compressão horizontal;

b) Estratigráficas: ocorrem em regiões em que a crosta esteve sujeita à compressão vertical;

c) Combinadas: ocorre quando temos uma combinação dos dois tipos anteriores, ou seja,

estruturais e estratigráficas.

Uma vez atraídos para o interior de uma trapa ou armadilha, os fluidos petrolíferos devem encontrar

uma situação de impermeabilização tal que os impeça de escaparem. Normalmente, essa condição é

provida por rochas selantes, situadas acima das rochas-reservatório, que impedem o escape dos

fluidos, aprisionando-os e formando assim uma acumulação petrolífera.

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Figura 1.10 – Disposição típica para armadilha do tipo estrutural

A figura acima mostra um bloco-diagrama no qual podemos constatar um tipo de armadilha estrutural.

As rochas estão dobradas em anticlinal pelo efeito das forças de compressão horizontais. Os fluidos

ficaram aprisionados na rocha-reservatório. Já a figura seguinte apresenta corte geológico

esquemático, mostrando um outro tipo de armadilha estrutural, em que o deslocamento relativo dos

blocos ao longo do plano de falha colocou o argilito (rocha de cobertura) frente à rocha-reservatório,

impedindo, desse modo, a migração dos hidrocarbonetos e da água.

Figura 1.11 – Detalhe de armadilha estrutural condicionada pelo deslocamento relativo de blocos

As rochas selantes ou capeadoras são as responsáveis pela retenção do petróleo nas trapas. São

rochas situadas acima das rochas-reservatório, que impedem o escape dos fluidos, aprisionando-os e

formando assim uma acumulação petrolífera. Devem apresentar baixa permeabilidade, associada à

alta pressão capilar, de modo a impedir a migração vertical do petróleo. São normalmente de

granulometria fina e elevado número de poros. Portanto, rochas selantes são normalmente de

granulometria fina (folhelhos, siltitos, calcilutitos) ou qualquer rocha de baixa permeabilidade, cuja

transmissibilidade a fluidos é inferior à dos reservatórios a elas relacionados em várias ordens de

grandeza (por exemplo, evaporitos diversos, rochas ígneas intrusivas). Eventualmente, mudanças

faciológicas ou diagenéticas dentro da própria rocha-reservatório, ou mesmo elementos estruturais,

tais como falhamentos, poderão servir de selo para o petróleo.

A figura abaixo apresenta corte geológico esquemático, mostrando um tipo de armadilha

estratigráfica. Os hidrocarbonetos, bem como a água, migraram para as duas rochas gresosas, que

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passaram a ser rochas-reservatório. A seqüência litoestratigráfica original não experimentou qualquer

alteração tectônica e erosiva.

Figura 1.12 – Tipo de armadilha estratigráfica.

Figura 1.13 – Armadilhas estratigráficas (THOMAS, 2001).

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Figura 1.14 – Esquemas para acumulação de hidrocarbonetos em reservatórios na Bacia Potiguar

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II – POROSIDADE, PERMEABILIDADE E IP

Na análise de um reservatório de petróleo, é fundamental o conhecimento de propriedades básicas da

rocha e dos fluidos nela contidos. Essas propriedades determinam a medida do espaço entre os

grãos, as quantidades desses fluidos existentes no meio poroso, a distribuição destes, a capacidade

de se moverem e a mais importante de todas, a quantidade de fluidos que pode ser extraída.

Os reservatórios têm três propriedades cujo conhecimento é fundamental para se conseguir o máximo

rendimento na exploração e produção de hidrocarbonetos:

a) Porosidade;

b) Permeabilidade;

c) Saturação dos hidrocarbonetos.

Porosidade: constitui a medida do espaço existente entre esses grãos. Assim, podemos dizer que o

volume total ocupado por uma rocha-reservatório é a soma do volume dos materiais sólidos (grãos ,

matriz e cimento) e do volume poroso. Portanto, a porosidade de uma rocha é definida por: � = Vp/Vt .

Consiste, pois, na medida dos espaços vazios em uma rocha e resulta fundamental para que esta

atue como reservatório.

Porosidade (�, em % ) = (volume de poros / volume total ) x 100

A porosidade se expressa como � (%). Quase a totalidade os reservatórios tem a porosidade entre 5%

e 30%, e mais da metade deles tem entre 10% e 20% de porosidade.

Normalmente, existe comunicação entre os poros de uma rocha. Porém, devido à cimentação, alguns

poros podem ficar totalmente isolados. Chama-se porosidade absoluta a razão entre o volume de

todos os poros, interconectados ou não, e o volume total da rocha. A razão entre o volume dos poros

interconectados e o volume total da rocha é denominado de porosidade efetiva.

A porosidade primária ocorre quando da conversão do material sedimentar em rocha. Entretanto,

após a sua formação, a rocha é submetida a esforços mecânicos, podendo resultar daí o

aparecimento de fraturas, ou seja, o aparecimento de mais espaços vazios. Essa nova porosidade é

chamada de porosidade secundária.

A porosidade também pode ser classificada em conectada, interconectada e isolada.

Conectada:

Poros conectados por um só lado.

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Interconectada:

Poros conectados por vários lados. As correntes de água podem desalojar o gás e o petróleo

(saturação de hidrocarbonetos).

Isolada:

Poros isolados.

A porosidade é medida a partir de perfis elétricos executados nos poços ou de ensaios de laboratório

em amostras da rocha.

Figura 2.1 – Estrutura porosa de uma rocha-reservatório

Figura 2.2 – Estruturas cúbica e romboédrica e correspondentes porosidades teóricas máximas

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Figura 2.3 – Aparência do preenchimento dos vazios por óleo (THOMAS, 2001)

Um corpo que inicialmente tem um volume V, ao ser submetido a uma compressão P, sofrerá uma

redução de volume ∆V. O quociente entre a redução de volume ∆V e o volume original V recebe o

nome de variação fracional. Dividindo-se a variação fracional pelo ∆P, tem-se a compressibilidade.

Assim, a compressibilidade é definida pelo quociente entre a variação fracional de volume e a

variação de pressão, propriedade intimamente relacionada à variabilidade na porosidade de uma

rocha.

O volume dos poros é uma função da pressão interna destes. Ao ser retirada uma certa quantidade

de fluido do interior da rocha, a pressão cai e os poros têm seus volumes reduzidos. À relação entre

essa variação fracional dos volumes dos poros e a variação de pressão dá-se o nome de

compressibilidade efetiva da formação, muito aplicada pelos engenheiros de reservatório.

Permeabilidade: é a medida da capacidade de um material (tipicamente uma rocha) para transmitir

fluidos. É de grande importância na determinação das características de fluxo dos hidrocarbonetos em

reservatórios de petróleo e gás e da água nos aqüíferos. A permeabilidade (k) é a capacidade de uma

rocha para que um fluido flua através dela, medindo-se Darcys (D), que é a permeabilidade que

permite a um fluido de um centipoise de viscosidade fluir a uma velocidade de 1cm/s, a uma pressão

de 1atm/cm. Habitualmente, devido à baixa permeabilidade das rochas, usam-se os milidarcys. A

permeabilidade média das rochas-armazém varia entre 5 e 500 milidarcys, mas há depósitos de até

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3.000 - 4.000 milidarcys (3 – 4 D). Para ser comercial, o petróleo deve fluir a várias dezenas de

milidarcys.

Saturação de hidrocarbonetos: os poros de uma rocha-reservatório, além de hidrocarbonetos,

contêm água. Assim sendo, o conhecimento do volume poroso não é suficiente para se

estabelecerem as quantidades de óleo e/ou gás contidas nas formações. Para que essas quantidades

sejam estimadas, é necessário estabelecer o percentual do volume poroso ocupado por cada fluido.

Esses percentuais recebem o nome de saturação.

A saturação de hidrocarbonetos expressa, portanto, a porcentagem de espaços de poros que está

ocupado por petróleo ou gás natural. Devido a certas propriedades dos fluidos e das rochas-

reservatório, é comum que ao menos uma parte do espaço dos poros esteja ocupada por água.

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BIBLIOGRAFIA

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