Caderno - Geologia do Petróleo

Geologia do Petróleo

Geologia do PetróleoTable of ContentsIntrodução....................................................................................................................................4

Fatores observados em bacias evaporíticas.................................................................................4

Sedimentação de evaporitos em diversos contextos tectônicos (figuras das bacias no livro webster de sal).............................................................................................................................5

Modelos deposicionais tectono-sedimentares para evaporitos...................................................5

Domínios tectônicos associados com bacias evaporíticas (PROVA).............................................7

Tectônica de sal............................................................................................................................7

Bacias com barreiras numa das entradas (Editado).....................................................................9

Bacias com múltiplos estágios de evaporação.............................................................................9

Bacias costeiras conteiras do tipo SABKHA..................................................................................9

Plataforma evaporítica.................................................................................................................9

Domínios tectônicos associados com bacias evaporiticas............................................................9

Crosta continental estável (intracratonicas).............................................................................9

Crosta continental em divergência.........................................................................................10

Crosta continental em convergência......................................................................................10

Bacias evaporíticas intramontanhas.......................................................................................10

Ambientes de sedimentação modernos para sedimentação de evaporitos..............................10

Tectônica do sal – movimento do sal.....................................................................................10

Anticlinais halocinéticos.........................................................................................................10

Estrutura casco de tartaruga..................................................................................................11

Abertura do Atlântico.................................................................................................................11

Estruturas associadas a intrusão salina (ex. casco de tartaruga)................................................12

Falhas Lístricas........................................................................................................................12

Zona de dissolução.................................................................................................................12

Nappes e línguas de sal..........................................................................................................12

Sistema petrolífero.....................................................................................................................12

Condições básicas para uma acumulação petrolífera................................................................12

Geoquímica do Petróleo (Rocha geradora)................................................................................14

1) Quantidade de Matéria Orgânica...................................................................................14

Carbono Orgânico total (COT)............................................................................................14

2) Qualidade de Matéria Orgânica......................................................................................14

3) Evolução Térmica...........................................................................................................14

Índice de coloração dos esporos (ICE)................................................................................14

1


Reflectância da vitrinista....................................................................................................15

Pirólise Rock-Eval...............................................................................................................15

Rocha Reservatório....................................................................................................................15

Porosidade.............................................................................................................................16

Porosidade média...............................................................................................................17

Permeabilidade......................................................................................................................17

Permeabilidade absoluta....................................................................................................17

Permeabildade efetiva.......................................................................................................18

Permeabilidade relativa.....................................................................................................18

Rocha Capeadora.......................................................................................................................19

Migração....................................................................................................................................19

Trapas.........................................................................................................................................20

Classificação das trapas..........................................................................................................22

Sistemas Petrolíferos..................................................................................................................28

Cartas de Eventos...................................................................................................................31

Estilos Estruturais.......................................................................................................................31

Tipos.......................................................................................................................................32

Modificadores dos estilo estrutural.......................................................................................32

Classificação de Bacias Sedimentares........................................................................................38

Outras classificações..............................................................................................................38

Classificação de Klemme (1980).................................................................................................38

Tipo 1: Interior Cratônico.......................................................................................................38

Tipo 2: Intracontinental Composta.........................................................................................38

Tipo 2ª (complexas)....................................................................................................38

Tipo 3: Rift..............................................................................................................................39

Tipo 4: Extracontinental/Downwarps.....................................................................................39

Tipo A: Fechada..........................................................................................................39

Tipo B: em fossa.........................................................................................................39

Tipo C: Aberta.............................................................................................................39

Tipo 5: Margem Passiva (Pull-apart)......................................................................................39

Tipo 6: Subducção..................................................................................................................40

A: Antearco.................................................................................................................40

B: Retroarco................................................................................................................40

C: Não Arco.................................................................................................................40

Tipo 7: Medianas....................................................................................................................40

Tipo 8: Delta...........................................................................................................................40

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Critérios para classificação de Bacias Sedimentares..................................................................40

Codificação para poços de petróleo...........................................................................................42

Cadastro de Poço: 3 Partes.....................................................................................................44

Amostragem e acompanhamento de um poço de petróleo......................................................44

1) Amostragem de calha.....................................................................................................44

2) Amostra paleontológica.................................................................................................45

3) Amostra para geoquímica..............................................................................................45

4) Amostra lateral...............................................................................................................45

5) Amostra permanente.....................................................................................................45

6) Testemunho...................................................................................................................45

Detecção de Indícios de Hidrocarbonetos..................................................................................46

Fluorescência.........................................................................................................................46

Fluorescência Mineral x Hidocarbonetos...........................................................................46

Fluorescência Óleo Refinado x Hidrocarbonetos................................................................47

Corte......................................................................................................................................47

Odor.......................................................................................................................................47

Indícios de HC no fluido de perfuração..................................................................................47

Teste de Formação.....................................................................................................................48

Planejamento de um TF.........................................................................................................48

Acompanhamento de um TF..................................................................................................48

Fases de um TF.......................................................................................................................48

Sopro......................................................................................................................................48

Principais objetivos de um TF.................................................................................................49

Interpretação de uma carta de TF..........................................................................................49

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Aula 1 – 23/09/2013 (Renan)

Sedimentação e tectônica de evaporitos - capeadora, selar, baixa permeabilidade, reologia.

Introdução Evaporitos são sedimentos químicos precipitados a partir de salmouras, gerados em

ambientes de clima árido onde há uma substancial perda no conteúdo de agua devido à evaporação.

Devido a condições de aridez, a deposição e diagênese dos evaporitos são mais dependentes do clima que sedimentos siliciclásticos e carbonáticos.

Tem grande importância como selante em sistemas petrolíferos Ocorrem nas bacias de margem continental brasileira em espessuras de ate 2000 m. Os evaporitos podem ser formados numa variedade de ambientes deposicionais,

incluindo: lagos em ambientes continentais a domínios subaquosos profundos em ambientes marinhos.

É importante enfatizar que os evaporitos são rochas indicativas de clima árido, mas não necessariamente estão ligadas a altas temperaturas, uma vez que ocorrem, por exemplo, em lagos tipo playa na Antártica.

Apresentam altas taxas de deposição num curto intervalo de tempo, chegando a atingir 100 metros de espessura em apenas 1000 anos.

Principais íons: K+, Ca++, Na+, Mg++, Cl-, SO4- e CO3-. A ordem de precipitação é controlada pela solubilidade dos minerais, de forma que os

menos solúveis precipitam primeiro. E os mais concentrados precipitam primeiro.o Potencial iônico (PI): quanto maior a carga maior o PI do elemento químico. E

quanto maior o tamanho do íon menor o PI.o Evaporitos: íons Na, K, Cl- potencial muito baixo, pois, possuem carga elétrica

pequena e RI grande.o Resulta numa grande facilidade de dissolução em água.o Si: alto potencial iônico = carga alta de RI. Pequeno = ligações fortes, não

dissolve. Minerais evaporíticos: halita, trona, anidrita, silvita, taquidrita e carnalita. Halita mais

árido, caranalita menos árido. Decifrando a terra: figura de aumento de aridez de minerais evaporíticos.

Fatores observados em bacias evaporíticas Os evaporitos depositados a partir de salmouras (íons presentes na água do mar). Condição de evaporação maior que a entrada de água, associada com um ambiente

desértico, árido e quente. As sequencias evaporíticas geralmente apresentam uma composição uniforme

predominado halita e anidrita.

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Sedimentação de evaporitos em diversos contextos tectônicos (figuras das bacias no livro webster de sal)

Bacia do tipo playao Localizada no interior das placas , em depressões intracratônicas, com

deposição em ambiente continental dominado por agua meteórica, longe da influencia marinha.

Bacia do tipo mar interior rasoo Localizada junto a um golfo ou a uma entrada de mar raso, em que o influxo

de água salgada é determinante para deposição dos evaporitos. Bacia do tipo mar interior bacinal

o Como influxo de água marinha numa depressão profunda, com uma barreira numa das entradas de água do mar.

Bacia do tipo margem continental terrígenao Dominada por deltas siliciclásticas, em que a subida no nível do mar invade

áreas deprimidas na região costeira, havendo evaporação e deposição de sal na descida do nível do mar.

Bacia do tipo margem continental carbonáticao Dominadas por bancos de carbonatos e recifes na borda da plataforma.

Bacia do tipo marinho profundo oceânicoo Como o mediterrâneo, em que os evaporitos estão intercalados com

sedimentos marinhos baciais.

Modelos deposicionais tectono-sedimentares para evaporitos

Bacias com barreira numa das entradas (pág. 79)o A bacia evaporítica apresenta uma barreira restritiva numa das entradas,

impedindo a livre circulação com o mar aberto. Bacia profunda com agua profunda. Bacia rasa com agua rasa. Bacia profunda com agua rasa.

o Figura 3.3.1.o Este modelo permite dois padrões de distribuição de fáceis:

Padrão olho de touro – deposição concêntrica dos evaporitos obedecendo a uma sequencia litológica dos menos solúveis aos mais solúveis.

Padrão gota de lágrima – sedimentação é controlada pelo canal de entrada da água, com deposição de carbonatos e sulfatos próxima ao canal e cloretos distais.

Bacias com múltiplos estágios de evaporaçãoo É um conjunto de bacias interconectadas com várias barreiras e precipitação

fracionada ao longo do trajeto da salmoura. Nas bacias proximais seriam

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depositados os carbonatos, e os compostos mais solúveis (sulfatos e cloretos) seriam depositados em bacias mais distais da ligação com o oceano.

Bacias costeiras do tipo sabkhao Inclui diversos ambientes associados, como salina costeira, dunas eólicas, e os

ambientes de playa associados a uma sabkha lacustrina continental.o Figura 3.3.3.: Modelo de deposição de sabkha costeira, salina costeira e

sabkha continental.

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Aula 2 – 25/09/2013 (Renan)

Plataforma evaporíticao Estabelece que a plataforma continental com sabkhas costeira grada para

carbonatos marinhos proximais e evaporitos distal.o O modelo de transgressão e regressão sugere a formação de lagunas na

planície costeiras e bancos carbonáticos junto a quebra de talude.o Figura.

Domínios tectônicos associados com bacias evaporíticas (PROVA)

Crosta continental estável (intracratônicas).o Associada a um mar epírico que transgride uma barreira temporária e adentra

a uma área de ressecamento no interior do continente, formando depósitos carbonáticos e evaporíticos.

o Ex.: Bacia de Michigan (EUA) e Elk Point (Canadá). Crosta continental em divergência.

o Relacionado ao inicio de separação dos continentes (rifteamento), quando a entrada de água do mar ainda está obstruída por uma barreira.

o Ex.: Bacias das margens brasileiras e africanas, podendo alcançar milhares de metros.

Crosta continental em convergência.o Na margem convergente, as placas se chocam e isolam um mar durante o

processo. Os evaporitos se formam no final do fechamento do oceano, quando a entrada de água já está tectonicamente impedida.

o Bacias associadas a falhas transformantes com depósitos gerados pela evaporação de playa lakes .

Bacias evaporíticas intramontanhas.o Esta associada ao ressecamento de um lago formado em grandes altitudes, em

função da orogenia andina, e não a uma barreira que isolou a entrada de água do mar.

o Ex.: Solar de Atacama (Chile) e solar de Uyuni (Bolívia).

o Ambientes de sedimentação modernos para sedimentação de evaporitos Mar do Norte, Norte da Alemanha, Montanhas Atlas, Mediterrâneo,

Mar Morto, Zogras, Mar Vermelho, Golfo da Pérsia, Afar, Kavir, Kara-Bogaz e Mar Cáspio.

Tectônica de sal Movimento do sal

o O principio básico da deformação do sal segue o comportamento dos fluidos.o As forças de gravidade, assim como a diferença de pressão, movem esses

fluidos de regiões de alta pressão para regiões de baixa pressão.

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o Normalmente para as bordas das bacias intracratônicas e para a região de águas profundas nas bacias de margem continental divergentes.

Anticlinais halocinéticoso São estruturas positivas com núcleo de sal associados a processos

halocinéticos ou gravitacionais, forças extensionais e forças compressionais.o Quanto à forma os anticlinais também são conhecidos como: almofada de sal,

anticlinal de sal, tronco de sal e muralha de sal.o Figura 4.2.14.

Estrutura casco de tartarugao A vista em corte geológico ou perfil sísmico da estrutura halocinéticas

associada ao espessamento das camadas entre domos de sal é semelhante ao casco de tartaruga emborcado (turtleback).

Bacias evaporíticas no atlântico sul e tectônica de salo Abertura do atlântico

O inicio do rifteamento da margem. A formação dos depocentros lacustrinos. O inicio das transgressões, com depocentros evaporíticos e formação

de centro de espalhamento oceânico. O inicio da deriva continental. A separação das bacias de margem conjugada.

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Aula 2 - 25/09

Bacias com barreiras numa das entradas (Editado)Modelos de bacias:

Modelo bacia profunda água profunda Modelo bacia rasa água rasa Modelo bacia profunda água rasa

Este modelo permite dois padrões de distribuição de fácies:

1. Padrão olho de touro – deposição concêntrica dos evaporitos obedecendo uma sequência litológica dos menos solúveis aos mais solúveis

2. Padrão gota de lágrima – sedimentação é controlada pelo canal de entrada da águas, com deposição de carbonados e sulfatos próximas ao canal e cloretos distais.

*Os sais são provenientes das rochas que estão ao redor dos lagos

*Halita – menos árido

*Canalita – mais árido

Bacias com múltiplos estágios de evaporaçãoÉ um conjunto de bacias interconectadas com bárias barreiras e precipitação fracionada ao longo do trajeto da salmoura. Nas bacias proximais seriam depositados os carbonatos, e os compostos mais solúveis (sulfato e cloretos) seriam depositados em bacias mais distais da ligação com o oceano.

*Nas bacias que tem alta concentração de sal em sua estratigrafia, há grande chance de ocorrência de HC.

*Sulfatos e cloretos levam maior tempo para precipitação pois tem menor potencial iônico

Bacias costeiras conteiras do tipo SABKHAInclui diversos ambientes associados, como salinas costeira, dunas eólicas, e os ambientes de playa, associados a uma sabkha lacustrina continental.

Plataforma evaporíticaEstabelece que a plataforma continental com sabkhas costeiras grada para carbonatos marinhos proximais e evaporitos distal

O modelo de transgressão e regressão sugere a formação de lagunas na planície costeiras e bancos carbonáticos, junto a quebra de talude.

Domínios tectônicos associados com bacias evaporiticasCrosta continental estável (intracratonicas)Associada a um mar epírico que transgride uma barreira temporária e adentra a uma área de ressecamento no interior do continente, formando depósitos carbonáticos e evaporíticos

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Ex.: bacia de Michigan (EUA) e Elk Point (Canadá)

Crosta continental em divergência*Uma crosta continental onde ocorre um rift

Relacionada ao início de separação dos continentes (rifteamento), quando a entrada de água do mar ainda está obstruída por uma barreira

Ex.: bacias das margens brasileira e africanas, podendo alcançar milhares de metros

*a bacia de pelotas não há ocorrência de evaporitos pois não apresenta um alto na parte sul para conter as correntes marítimas.

*os altos separam as bacias

Crosta continental em convergênciaNa margem convergente, as placas se chocam e isolam um mar durante o processo. Os evaporitos se formam no final do fechamento do oceano, quando a estrada de águas já está tectonicamente impedida.

Bacias associadas a falhas transformantes com depósitos gerados pela evaporação de playa lakes.

Bacias evaporíticas intramontanhasEstá associada ao ressecamento de um lago formando em grandes altitudes, em função da orogenia andina, e não a uma barreira que isolou a entrada de água do mar.

Ex.: Solar de Atacama (Chile) e Solar de Uyuni (Bolívia)

Ambientes de sedimentação modernos para sedimentação de evaporitos

Tectônica do sal – movimento do salO princípio básico da deformação do sal seguem o comportamento dos fluidos

As forças de gravidade, assim com a diferenças de pressão, movem esses fluidos de regiões de alta pressão para regiões de baixa pressão

Normalmente para as bordas das bacias intracratônicas e para a região de águas profundas nas bacias de margem continental divergentes.

Anticlinais halocinéticosSão estruturas positivas com núcleo de sal associados a processos halocinéticos ou gravitacionais, forças extensionais e forças compressionais.

*na parte central as forças serão extensionais gerando falhas de alívio

*na borda as forças serão compressionais gerando falhas de empurrão

Quanto a forma, os anticlinais também são conhecidos como: almofada de sal, anticlinal de sal, tronco de sal e muralha de sal.

*o estágio de almofada é melhor como trapa pois está mais espalhada que a muralha

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Estrutura casco de tartarugaA vista em conte geológico ou perfil sísmico da estrutura halocinética associadas ao espessamento das camadas entre domos de sal é semelhante ao casco de tartaruga emborcado (turtleback).

Abertura do Atlântico1. O início do rifteamento da margem;2. A formação dos depocentros lacustrinos;3. O início das transgressões, com depocentros evaporíticos e formação de centro de

espalhamento oceânico;4. O início da deriva continental;5. A separação das bacias de margem conjugada.

(Imagem) modelo paleogeográfico ao tempo do pré-sal: formação de um mar restrito, hipersalino, que levou a formação do pre-sal e de espesso depósito evaporítico em seguida.

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Aula 3 – 30/09/13

Estruturas associadas a intrusão salina (ex. casco de tartaruga)Diapirismo reativo

Processos rúpteis de ascensão e quedas de diápiros

Falhas Lístricas

Zona de dissoluçãoO sal é altamente solúvel em água subsaturada em cloreto de sódio

Em contato com água subterrânea podem sofrer dissolução, formando cavernas em curto tempo

Colapsar ou se preenchido;

Nappes e línguas de sal*São eventos nos quais ocorre a sedimentação em uma região que acaba empurrando o sal para fora da camada.

Sistema petrolíferoExcelente rocha selante dentro do sistema petrolífero:

Pouca ou nenhuma permeabilidade; Grande extensão areal na bacia Relativamente dúctil, com capacidade de se moldar as camadas adjacentes Mantém suas propriedades ao longo do tempo geológico

A tectônica salífera propicia a criação de estruturas geológicas (trapas) para acumulação de HC:

Diápiros, casco de tartaruga, anticlinais, rollover, falhas, muralha de sal, nappes salinas, drag fold entre outras

*Jangada: um bloco totalmente envolvido por sal

Terminou a parte do sal

Condições básicas para uma acumulação petrolífera

Rocha geradora Rocha reservatório Rocha Capeadora Armadilha (trapa) Sincronismo

Esquema de acumulação de HC

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Rocha Geradora

Quantidade

Qualidade

Paleotemperatura: (60 a 120°C)

De onde vem?

Soterramento Processos geotectônicos: deformações, intrusão de corpos ígneos que aumentam o

grau geotérmico da bacia.

Caracterização de um RG

Condições e principais RG

Rochas reservatório

Principais parâmetros:

Porosidade Permeabilidade

Principais características de uma rocha reservatório:

Arcabouço Matriz - sustenta Cimento - cola Porosidade

Rocha capeadora (selante)

Principal parâmetro: impermeabilidade

Tipos de rochas capeadoras

Armadilha (trap)

Uma armadilha consiste de um arranjo geométrico de rochas permeáveis (reservatório) e impermeáveis (selante ou capeadora) que, quando combinadas com a as propriedades físicas e químicas dos fluidos de subsuperfície, podem propiciar a acumulação de HC.

*2 tipos: estratigráficas e estruturais

Sincronismo

Conjugação ótima temporal dos quatros fatores anteriores: existência e momento de geração da RG, existência prévia de Rocha reservatório, rocha selante e da armadilha.

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Aula 4 - 02/10/2013

Geoquímica do Petróleo (Rocha geradora)Na exploração do petróleo a geoquímica participa da caracterização da rocha geradora do petróleo:

1) Quantidade de MO2) Qualidade de MO3) Evolução térmica

Rocha sedimentar -> fração inorgânica e matéria Orgânica

Matéria Orgânica -> querogênio (MO insolúvel em solventes orgânicos) + matéria orgânica solúvel em solvente orgânico (MOS).

1) Quantidade de Matéria OrgânicaOs diferentes tipos de rocha geradora apresentam quantidades variáveis de Carbono Orgânico Total – COT (quantifica, mas não qualifica, não indica a origem da MO);

*Podem apresentar qualidade diferentes também.

*Os ambientes que os folhelhos podem ocorrer: ambientes marinhos profundo e na plataforma continental.

Carbono Orgânico total (COT) Medida da quantidade de MO incorporada e preservada no sedimento Acidificação (HCl) 0,5g amostra para eliminar carbono orgânico Resíduo insolúvel é aquecido até 1200°C Medição (%) de CO2 libarado -> quantidade de MO na rocha Mínimo de MO para geração de quantidades comerciais de HC’s: 1% folhelhos e marga

e 0,5% calcários finos -> pirólise Rock-Eval

2) Qualidade de Matéria Orgânica1. Amorfa2. Liptinítica (*é possível fazer classificação temporal pois são composta por

microrganismos de diferentes tempos geológicos)2.1. Esporos e pólens; cutícula vegetal origem continental;2.2. Algas; dinoflagelados origem marinha;

3. Lenhosa (*são continentais)

3) Evolução TérmicaÍndice de coloração dos esporos (ICE)O Índice de coloração dos esporos (ICE), normalmente presentes na MO, é verificado através de observações realizadas em microscópio, e da comparação com um escala de coloração pré-estabelecida.

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[menor temperatura] -> Amarelo(A), amarelo escurão (AE), laranja claro (LC), laranja médio(LM), laranja escuro(LE), castanho claro(CC), castanho(C), castanho escuro(CE), preto(P) [maior temperatura]

Obs: no geral pode ser utilizada para os 3 tipos de MO

Reflectância da vitrinistaQuanto maior o brilho (a reflectâncias) mais matura é a amostra.

*Técnicas utilizada para inferir a possível

*Para Ro entre 0,5 e 1,1 indica que o óleo está maturo (janela de ideal de maturação)

*Ro>1,1 indica uma possível geração de gás

*Ro<0,5 não gerou óleo

Pirólise Rock-EvalSimulação em laboratório do processo natural de maturação de MO

Submete a MO à temperatura maiores do que aquelas em subsuperfície reações termoquímicas mais rápidas.

Rochas potencialmente geradoras (COT>1% FLH e 0,5% calcilutitos) são pulverizadas e aquecidas durante 25 minutos de 300 as 550°C.

3 porções de gases (3 picos no pirograma)

S1-> HC’s presentes no sedimento, extraído por solventes orgânicos, gerados em subsuperfície e que não migrou da RG. Volatilizado até 300°C. Área de S1-> quantidade de HC’s livres no sedimento (óleo/gás)

S2-> HC’s liberados pelo craqueamento termal do querogênio (300 a 550 °C). Área de S2: potencial de petróleo residual da rocha (Kgton). Mede-se Tmax (temperatura de máxima produção de HC’s)

S3-> CO2 produzido na pirólise da MO remanescente no sedimento. Área S3=quantidade de CO2(mg/g)

Diagrama Tipo Van Krevelen

Razão H/C ou índice de hidrpgênio X Razão O/C ou índice de Oxigênio

Indica o tipo de querogênio e é dependente da evolução térmica.

Obs: Quanto maior a razão O/C maior a degradação de MO.

Rocha ReservatórioPonto de vista geológico: estudos dos poros

Importância:

Pesquisas para óleo/gás, águas, subterrâneas Localização de barreiras de permeabilidade Armazenamento de gás, disposal (distribuição), etc. *Fraturas e falhas

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Engenharia de petróleo/hidrologia: estudam gases + líquidos nos poros

Petrofísica: estudo das propriedades físicas dos poros -> fronteira entre a Engenharia de Reservatório e a Geologia Sedimentar

Geologia Sedimentar: visa entender a morfologia e gênese dos poros, predizendo a sua distribuição em subsuperfície.

Principais características de uma rocha reservatório:

Arcabouço: *grãos: partículas detríticas Matriz: detrito fino que corre no entre grãos do arcabouço (sem distinção de tamanho

de grãos; Ex.: cgl= matriz ara (arenítica); Arn=matriz sta/aga) Cimento: crescimento mineral pós-deposicional que ocorre nos espaços vazios de um

sedimento Porosidade: % de “vazios”

Obs: matriz = sustenta, e cimento = cola os grãos.

Obs: a acidificação é muito utilizada em carbonatos para solubilizar o cimento e aumentar a porosidade, visando aumentar o fator de recuperação.

Principais parâmetros

Porosidade Permeabilidade Capilaridade

PorosidadeImportante parâmetro para a engenharia de reservatório -> mede a capacidade de armazenamento de fluidos; espaços vazios numa rocha, não ocupados por grãos, matriz ou cimento.

% espaços vazios numa rocha (não ocupado por grãos, matriz ou cimento) ou Vp=Vv/Vt

Absoluta: relação entre o volume total de vazios de uma rocha e o volme total do sistema.

Efetiva: relação entre os espaços vazios interconectados de uma rocha e o seu volume total; MAIS IMPORTANTE, pois representa o espaço fluido ocupado por fluidos que podem ser DESLOCADOS do meio poroso.

Primária ou deposicional: se forma quando o sedimento é depositado. Depende de: Tamanho, uniformidade e forma do grão; Processo deposicional; Seleção dos grãos; Empacotamento (packing) e compactação (durante e após a deposição). Pode ser intragranular ou intergranular.

Secundária ou pós-deposicional: porosidade criada devido a processos diagenéticos e/ou pós-deposicionais; Pode ser: intercristalina, fenestral, móldica, vugular e fratura (menos típica).

(PROCURAR FIGURAS)

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Aula 5 – 07/10/13

Range de porosidade:

0-5%: irrelevante 5-10%: pobre 10-15%: regular 15-20%: boa :20%: muito boa

Cut off de porosidade: 9% p/ arenitos e 12 p/ calcários. *são porosidades que são consideradas irrelevantes (valor limite).

Obs.: Difração de raio x: mede a distância interplanares de cada mineral presente na amostra.

Obs.: Pela difração e fluorescência são técnicas utilizadas para a qualificação do reservatório

Porosidade médiaMedições em várias amostras de testemunhos retirados de diversos poços. Na prática-> distribuição normal -> porosidade média = média aritmética:

φ= 1NΣj=1

N

φ j

Onde N é o número de medições

PermeabilidadeK de um meio poroso: medida de sua capacidade de ser deixar atravessar por fluidos;

Também, condutividade de fluidos de um material;

Inverso da resistência que o material oferece ao fluxo de fluidos;

Velocidade de fluxo ou vazão (cm2/s) que passa através de uma amostra cilíndrica de rocha de seção A (cm2) e comprimento L (cm).

Função do gradiente P1-P2 (atm) e viscosidade do fluido (centipoises).

Q=K [A (P1−P2 )

(μL )1/2]

K = coeficiente de proporcionalidade -> permeabilidade

Permeabilidade absolutaExperiência de Darcy(1956) -> somente um fluido satura o meio poroso

Capacidade de transmissão de um fluido que satura 100% de um meio poroso

Ou seja, permeabilidade do meio

Permeabildade efetiva2 ou + fluidos saturam meio poroso, a capacidade de transmissão de 1 desses fluidos é a PERMEABILIDADE EFETIVA do meio poroso a este fluido

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Obs.: vazão de 1 fase num meio poroso com 2 ou + fluidos é sempre < vazão de 1 fase quando somente ela satura o meio poroso (i. e: Kefetiva < Kabsoluta)

Permeabilidade relativaPermeabilidade relativa – quociente relação entre a permeabilidade efetiva e a absoluta (saturação de 100%). Tem-se, assim, os valores de Kra=Ka/K ou Kro=Ko/K

A permeabilidade relativa apresenta valores diferentes dependendo da natureza do outro fluido outros fluidos presentes. É determinada experimentalmente para cada caso particular

Ex.: meio poroso com g/o/a

Kefetiva denominadas: Kg, Ko e Kw

Krelativa: Krg, Kro e Krw

Kefetiva determinado fluido varia de zero (inexistência de fluxo) a K (meio poroso 100% saturado com o fluido);

Krelativa: Kr= kefetiva/K varia de zero (inexistência de fluxo) a 1 (meio poroso 100% saturado com esse fluido), ou também, de zero a 100% (adimensional).

Range de K para petróleo:

1 a 15 mD: pobre a regular 15 a 50 mD: moderado 50 a 250 mD: boa 250 a 1000 mD: muito boa >1000 mD: excelente

Range de K entre rochas sedimentares mais comuns (1000 amostras da Rússia):

0 a 10-3 mD: 80% 10-3 a 1 mD: 13% 1 a 1000 mD: 5% >1000 mD: 2%

80% rochas selantes; 13% tight gas sand

*quartzo arenito é melhor reservatório

(Figura) Tabela de classificação de Duham

Aspectos texturais Tipos de rochaAusência de lama Grão suportado Grainstone

PackstonePresença de lama carbonática

Lama suportado >10% Wackstone<10% mudstone

Rocha CapeadoraPrincipal parâmetro: Impermeabilidade

Tipos de rochas capeadoras: folhelhos, calcilutitos, margas, evaporitos, ígneas, basálticas, arenitos e calcários fechados, hidratos de gás, asfalto, etc.

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Aula 6 – 14/10/2013

MigraçãoA migração pode ser dividida em 3 tipos:

1. PrimáriaFator essencial para a formação das acumulações comerciais;Ainda não perfeitamente entendida;Controlada basicamente elo aumento de pressão nas rochas geradoras em função da compactação e da expansão volumétrica ocasionada pela formação do petróleo;Forma-se um gradiente de pressão entre a rocha geradora e as camadas adjacentes microfraturas e o deslocamento de fases discretas de HC;Aumento de pressão microfraturamento movimentação de fluidos alivio de pressão ciclo repetitivo para grandes quantidades de petróleo;A migração primaria pode ocorrer de varias formas:

Difusão: pequenas moléculas (metano e etano); Em solução: a solubilidade de metano em água aumenta com a profundidade.

Para moléculas maiores é insignificante;

Obs.: quanto maior a profundidade, menor a porosidade;

2. SecundáriaDeslocamento do petróleo da rocha geradora até a trapa;Fluxo em fase continua, subdividido em três componentes:

Desequilíbrio de pressão = overburden; Flutuabilidade: força vertical resultante da diferença de densidade entre

petróleo e água; Pressão capilar, resultante da tensão interfacial entre as fases petróleo e água

e as rochas;Rochas finas soterradas (3km) – domínio do componente relacionado ao excesso de pressão da água;Rochas grão grosso – predomina flutuabilidade;Níveis mais rasos (<2km) – flutuabilidade supera a pressão capilar, enquanto a acumulação se dá onde a pressão capilar supera a flutuabilidade;Pode ocorrer a longos distancias horizontais Bacia de Alberta (Canadá) mais de 400km;Entretanto, a direção dominante de migração é VERTICAL, acompanhando falhas ou sistemas de fraturas;

3. TerciáriaFormada por rearrumação estrutural (surgimento de novas falhas) e porosidades criadas por diagênese;

Obs.: princípio da migração: do local de maior pressão para local de menor pressão;

TrapasTermo aplicado pela primeira vez em 1889, por Orton, para designar acumulações de HC. Segundo esse autor, estoques ou acumulações de óleo e gás podem ser trapeados nos altos

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das dobras ou alguns tipos de feições elevadas encontradas no seu caminho, durante a migração;

Levorsen (1967): TRAPA é o local onde o óleo e o gás são aprisionados ou retidos, em relação a uma possível movimentação posterior ou final.

Geólogos e Geofísicos procuram “Trapas de HC” Trapas de potencial;

Definição: qualquer arranjo geométrico de pacotes de rochas, independente de sua origem, que permite a acumulação significativa de HC em subsuperfície;

Parâmetros importantes:

Rochas reservatório: rocha com porosidade capaz de armazenar e permeabilidade suficiente para o fluxo do petróleo;

Rocha selante: rocha impermeável que impede que o petróleo escape da trapa; Tipo, tamanho e geometria: configuração geométrica de elementos geológicos que

aprisiona o petróleo (volume de HC); Timing: ocorrências dos parâmetros citados em um tempo e sincronismo necessários;

Crista: ponto mais alto da trapa; Spill point, ponto de derrame ou ponto de extravasamento: representa o ponto mais

baixo até onde pode ocorrer uma acumulação de petróleo; Spill plane: plano horizontal que passa pelo spill point, ou seja, limite máximo de

preenchimento da trapa; Obs: uma trapa pode ou não estar completamente saturada de óleo até o spill plane. Vai depender das condições locais e/ou regionais;

Fechamento (closure): distância vertical entre a crista e o spill plane, ou seja, até o ponto no qual o óleo migraria desta trapa para outras camadas permeáveis;gross pay zone, gross pay ou pay zone: é a distancia que vai do topo da acumulação até a parte

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mais baixa do contato óleo/água; Obs: espessura do gross pay é variável; Obs: nem todo intervalo de gross pay é produtor de HC;

Bottom water: intervalo com agua imediatamente abaixo do produtor de óleo ou gas; Edge water: intervalo com agua lateral ao reservatório e adjacente a trapa;

Net pay zone: intervalo economicamente produtor do gross pay, é a espessura vertical total de um reservatório do qual o petróleo pode ser produzido (~ cut off porosidade e permeabilidade);

Tipos de contatos (óleo/água, óleo/gás, água/gás): abrupto, gradacional e inclinado (por questões hidrodinâmicas);

Oil pool e gas pool: acumulação de óleo/gás em subsuperficie que produz HC em quantidade econômicas;

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Classificação das trapas Estruturais: quando o fechamento se dá por uma feição estrutural (dobras, falhas,

associados à diapirismo, etc.) Dobras:

Esforços compressivos;

Compactação diferencial;

Associados a diapirismo;

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Associados ou não a falhas;

FALHAS Normais;

Reversas; Transversais;

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Crescimento;

Aula 16/10/2013

Estratigráficas: quando a variação na estratigrafia é o principal elemento confinante do reservatório de HC (acunhamento, variação litológica, truncamento, etc.)

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Primárias ou deposicionais;Variações laterais de fácies (fácie: caracterização litológica e estrutural de uma rocha);

Pinch outs;

Relevo deposicional soterrado (ex: recifes carbonáticos, lobos turbidíticos, etc)

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Associadas a discordâncias (envolve principalmente diferenças de tempos geológicos; inconformidade, erosional, contato normal, angular, etc);Abaixo:

Truncamento de estratos inclinados; (discordância angular) Canyons; Montanhas soterradas – trapas paleogeomórficas;

Acima:

Onlap (mudança de nível base dos rios) sobre erosão;

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Deposição no canyon;

Onlap no relevo erosional;

Secundárias ou pós-deposicionais (comandada pela diagênese); Aumento de porosidade (dissolução/dolomitização); geralmente em

carbonatos; Redução de porosidade (cimentação/compactação);

Combinadas ou mistas: combina os 2 tipos anteriores;Combinação de elementos estruturais e estratigráficas;

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Falha + pinch out; Falha + variação lateral de fácies;

Hidrodinâmicas: quando fluxos hidrodinâmicos alteram a quantidade de armazenamento de um reservatório, em alguns casos o trapeamento ocorre mesmo na ausência de fechamento;

Contatos o/a inclinados; Fluxo de água;

Avaliação das Trapas (IPC: saber o papel de cada item deste na formação das trapas);

Sítios tectônicos; Tipo de Bacia; Evolução estrutural; Ambientes de sedimentação; Diagênese; Selo; Sismoestratigrafia;

Sistemas PetrolíferosGênese e habitat de hidrocarbonetos (essas etapas indicarão a existência de reservas e posterior economicidade da exploração destas);

Analise de Bacias Sedimentares (tectônica e sedimentação);Enfatiza a interpretação da estratigrafia de sequências e a análise do estilo estrutural;

Análise de Sistemas Petrolíferos (geoquímica e estratigrafia de sequencias);Descreve as relações genéticas entre um efetiva rocha geradora e as acumulações de óleo ou gas resultantes; descreve o sistema petrolífero dentro de um campo; relaciona as possíveis rochas geradoras e reservatórios;A investigação de um Sistema petrolífero começa com a descoberta de qualquer quantidade de HC numa Bacia, por mais insignificante que seja;Elementos essenciais dos Sistemas Petrolíferos:

o Rocha Geradora;o Rocha Reservatório;o Rocha Selante;o Sincronismo; (a não ser que haja migração para baixo);o Soterramento;o Processo de formação da trapa;o Processo de geração-migração-acumulação de HC;

Um sistema Petrolífero pode ser reconhecido em 3 níveis de certeza:

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o Conhecido (óleo <-> rocha: boa);o Hipotético (óleo <-> rocha: não);o Especulativo (só evidencias geológicas e geofísicas);

*Momento crítico: onde todos os elementos essências do sistema petrolífero foram gerados;

Análise de Plays (economia e geologia);Investigação das similaridades geológicas (estruturais e estratigráficas) de uma série de acumulações atuais de hidrocarbonetos; analisa o custo de produção de cada barril e o preço de venda, para determinar a economicidade da produção desse óleo;

Elaboração de Prospectos;Visa avaliar a potencialidade de um tipo especifico de acumulação de hidrocarbonetos;

Análise de play e elaboração de prospectos (IMPORTANTE): considerações se têm valor econômico e podem ser explotados com as ferramentas e tecnologias disponíveis;

A economicidade é um fator irrelevante na análise de bacias Sedimentares (=> sedimento) e na investigação de Sistemas Petrolíferos (=> qualquer quantidade de HC); INVERSAMENTE, sem economicidade NÃO EXISTE play ou rospecto;

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Aula 21/10/2013

Cartas de Eventos* falha normal estrutura de roll over;

* Ponto crítico: ponto de maior migração, acumulação e geração de petróleo;

Competência: habilidade do estrato de se dobrar, ou contrário de competência, que são estratos menos maleáveis;

Em uma carta de evento, quando os traços estão sobrepostos, há uma indicação de que as rochas geradora e reservatório estão próximas, o melhor caso para um sistema petrolífero;

Estilos EstruturaisDefinição: assembleia de elementos estruturais geneticamente relacionados a uma fase tectônica e com arranjo espacial característico;

Os elementos estruturais de uma bacia são determinados pelos campos de tensão atuantes durante a sua formação, resultantes da interação das placas tectônicas;

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Estilos estruturais estão associados à cinemática das placas, cujos limites se caracterizam por assembleias de elementos estruturais geneticamente relacionados;

TiposDivergente: ambiente distensivo (falhas normais)

Convergente: ambiente compressivo (falhas de empurrão e dobras)

Transformante: ambiente conservativo (falhas transcorrentes)

* Conceitos de margem passiva e ativa; (relembrar)

IMPORTÂNCIA: previsão de localização de estruturas (direções preferenciais e arranjo espacial de armadilhas petrolíferas);

Modificadores dos estilo estrutural Heterogeneidades litológicas (contrastes de ductilidade); Zonas de fraquezas pré-existentes; Intensidade, duração e orientação do evento tectônico;

A tensão em um ponto pode ser representada por um elipsoide triaxial de tensões:

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Eixo principal de tensão máxima (σ 1¿ Eixo principal de intermediário (σ 2¿ Eixo principal de tensão mínima (σ 3¿

Elipsoide de deformação é recíproco do elipsoide de tensões:

Eixo de deformação máxima Digiteaequação aqui . Eixo de deformação intermediaria Eixo de deformação mínima

Três estilos baseados na orientação dos campos de tensões responsáveis pelo aparecimento dos elementos estruturais:

Estilo extensional(σ 1¿ na vertical e (σ 2¿ e (σ 3¿ no plano horizontal falhas normais;

Estilo transcorrente(σ 2¿ na vertical e (σ 1¿ e (σ 3¿ no plano horizontal falhas de rejeito direcional;

Estilo compressional(σ 3¿ na vertical e (σ 1¿ e (σ 2¿ no plano horizontal falhas de empurrão e dobras;

* nas dobras, a linha de charneira vai coincidir com (σ 2¿ ;

* nas dobras de empurrão a direção de mergulho da falha vai coincidir com (σ 1¿ ;

Ensaios de compressão em cilindros de rochas desenvolvimento de fraturas de cisalhamento (ângulo de 33 a 35º em relação ao eixo de esforço principal (σ 1¿¿ ;

Zonas de cisalhamento:

Rúptil; Dúctil; Dúctil-ruptil; Rúptil-ductil;

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A deformação pode ser:

Homogênea: partículas infinitesimais experimentam deformação do mesmo tipo, magnitude e direção;

Heterogênea: deformação não é similar em todos os elementos geométricos;

O cisalhamento pode ser:

Puro (pure shear), homogêneo e não-rotacional; Simples (simple shear), homogêneo e rotacional;

Reconhecer características fundamentais e diagnosticas comparadas com regiões bem conhecidas e seguramente interpretadas;

Uma só característica não define o estilo, sendo necessário:

Reconhecer os elementos chaves; (falhas sintéticas e antitéticas) Caracterizar as peculiaridades locais; Padrão regional das estruturas;

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Estilo compressional: limites convergentes de placas;

Elementos estruturais: falhas de empurrão e dobras com direções perpendiculares a σ 1;

Características deformacionais: Encurtamento crustal; (o grau geotérmico pode diminuir) Soerguimento crustal; Inversões estratigráficas; (a camada mais jovem está abaixo de uma camada

mais recente); Cavalgamentos do embasamento;

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Pode ocorrer falhas transcorrentes (no estilo compressional) devido à permuta entre (σ 2¿e (σ 3) (σ 3nahorizontal ¿ .

Cisalhamento puro (irrotacional); Falhas de transferência:

Conectam segmentos deslocados da frente de empurrão; Rejeito direcional; Elementos de acomodação de movimentações diferenciais;

* linha de charneira (eixo de dobra) perpendicular ao (σ 1¿ ;

Estilo transcorrente (limites conservativos de placas)

Mecânica do estilo transcorrente:

(σ 1¿e (σ3) estão na horizontal e (σ 2¿ na vertical no plano de falha; Falha transcorrente: direita (dextrogira, dextral, right slip ou right lateral) ou levogira

(sinistral, left lateral ou left slip); Baseia-se na atuação de um binário cisalhante (shear couple) a nível crustal que produz

padrões bem definidos na superfície; Cisalhamento simples (rotacional); Fratura “P” ultimo elemento a aparecer; Fatores que influenciam na geometria final: magnitude do deslocamento,

propriedades do material e padrão estrutural pré-existente;

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________________________________ FIM MATÉRIA P1 ______________________________

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ÍNICIO MATÉRIA P2

Classificação de Bacias Sedimentares800 bacias/subbacias mapeadas no mundo.

600 bem conhecidas: ½ em área e volume produzem petróleo.

Outras classificaçõesBaseadas na Teoria de Geossinclinal (Pressão litostática e hidrostática):

Stille (1940) Weeks (1952) Dewey e Bird (1970)

Baseadas na Teoria de Wegener (Tectônica de placas):

Huff (1978) Perrodon (1983) Bally e Snelson (1980) Kingston (1983)

Classificação de Klemme (1980)Baseada na Teoria de Wegener.

As Bacias são divididas em 8 tipos:

Tipo 1: Interior Cratônico Simples, extensas, circulares, perfil simétrico; Interior das placas (pré-cambriano) e tem fundo chato; Gênese discutida: rift inicial ou hot spot com introdução de materiais mais densos

(densificação), provocando sinéclise da bacia no interior do cráton; Baixa recuperação de HC (pequena espessura) e poucos campos gigantes; Brasil: Bacias do Paraná (muito ruim: existe MO, RG, porém não houve um

trapeamento adequado, provocando diversas exudações), Parnaíba (gás, devido ao alto aquecimento), Solimões (gás, óleo e condensado), e Amazonas (Paleozóicas na maior parte de seu pacote sedimentar);

Tipo 2: Intracontinental Composta Amplas, lineares ou elípticas (multicíclicas), intracontinentais, margens ativas de

crátons e seção assimétrica; Similar a tipo 1 (extensão): plataformas (sedimentos) paleozoicas por compressão

(Paleo e Meso) e sedimentação por soerguimento multicíclicas (áreas externas dos crátons) e composta;

Carbonatos e clásticas;

Tipo 2ª (complexas)o Multiciclicas (rift + subsidência uniforme), borda de cráton, amplas, elípticas e

assimétricas. Gênese: rifte múltiplo recoberto por sinéclise (~tipo 1); Ex: Mar do Norte;

o Trapas: arqueamentos amplos, blocos soerguidos, dobras (~ compressão) e acumuçaões;

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o Produção rasa (soterramento e soerguimento pós maturação);o Gradiente geotérmico normal;o No Brasil: Bacia do Acre;

Tipo 3: Rift Pequenas, lineares, falhadas e seção irregular; pode indicar espalhamento de assoalho

oceânico incipiente, que permaneceu inativo; Rifts: formados nos estágios evolutivos iniciais de quase todos os tipos de bacias; Neopaleozoico, cretáceo (maioria) e Terciário; Clásticos e carbonatos em climas quentes; Gênese: expansão térmica da litosfera por elevado fluxo de calor (rifts ativos) ou

esforços distensivos (rifts passivos); Gradiente geotérmico normal a alto; Trapas: estratigráficas/estruturais (variações deposicionais e discordância sobre blocos

basculhados); Sedimentação marinha/lacustre recuperação acima da média; 5% em área, 50% das produtoras, 10% em reservas mundiais; No Brasil: Bacia do Reconcavo – Tucano – Jatobá;

Rifts CONTINENTAIS: desenvolvidos em crosta continental, normalmente associados a vulcanismo; IMAGEM

Tipo 4: Extracontinental/Downwarps Areas abatidas associadas com pequenas bacias..

Tipo A: Fechada Tipo B: em fossa Tipo C: Aberta Áreas deprimidas + pequenas bacias oceânicas; Separada: gênese única, temperatura diferenciada, sítio deposicional das maiores

reservas mundiais; 4 A/B : amplas, lineares, assimétricas (~ Tipo 2) Oriente Médio e Venezuela; 4 C : amplas, lineares, assimétricas em direção ao mar, fonte unidirecional (~Tipo 5)

Costa do Golfo; Gênese: evolução de pequenos oceanos com/sem colisão; Resultado da colisão: 4C (aberta) torna 4ª (fechada). Bacias Amplas, lineares,

assimétricas e com 2 áreas fontes (~ Tipo 2); Maior colisão 4ª e grande parte destruída torna 4B (em fossa): estreita e sinuosa; Altas taxas de recuperação (4ª/C) maior gradiente geotérmico; Eficientes maturação e migração (primária e secundária);

Tipo 5: Margem Passiva (Pull-apart) Amplas, lineares, assimétricas, falhas down to sea, fonte unidirecional; Crosta intermediaria de margens divergentes; Mesozoicas e terciárias;

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Gênese: rift aproveitando zonas de fraqueza de embasamento pré-cambriano ou trends orogênicos;

Fase rift (alto influxo de calor): deposição clástica; Fase oceânica/pós-rift: baixo gradiente geotérmico bancos carbonáticos e leques

clásticos;

Tipo 6: Subducção A: Antearco B: Retroarco C: Não Arco B e C : alto fluxo de calor – alto gradiente geotérmico; Maior eficiência de maturação e migração; Reservatórios: arenitos plataformais;

Tipo 7: Medianas Fora do contexto de colisões; Pequenas, lineares e seção irregular; Rifts de zonas medianas entre montanhas dobradas, formadas por movimentação

transcorrente e abatimentos em sítios distensionais; Gênese complexa: erosão subcrustal + abatimentos;

Tipo 8: Delta Pequenas de com depocentro circular; Associada a foz de grandes rios; Gênese: deltas progradantes, semelhante a drenagem de áreas continentais (rios

Npiger, Amazonas, Mississipi, etc); Qualquer sitio tectônico; Neoterciária com sedimentação exclusivamente clástica; Baixo gradiente geotérmico; MO húmica (Tipo III) geração de gás

Critérios para classificação de Bacias SedimentaresImportancia: conhecer os processos evolutivos de uma bacia envolvidos na gênese de depósitos petrolíferos, visando avaliar o potencial de bacia inexploradas ou reestudas estratégias de produção em retomadas exploratórias;

Tipo de crosta

Cratônicas, intermediárias, oceânicas;

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Posição Geotectônica (limites da placa)

Convergência, divergência, transcorrência;

Evolução e arquitetura: estruturas, razão volume/área, dimensão, forma (linear/circular)

Do Tipo 1 ao Tipo 8 mais jovens;

Idade

Ciclos Deposicionais

Seção Geológica

Tipos de Ocorrência de Petróleo

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Aula 13/11/2013

Codificação para poços de petróleoCodificação de poços nomear e cadastrar um poço;

NOME: conjunto de símbolos alfanuméricos que identifica o poço em relatórios, mapas, etc;

Categoria: define a finalidade do poço;

1) Pioneiro: visa testar a ocorrência de petróleo e/ou gás natural em um ou mais objetivos de um prospecto geológico;

2) Estratigráfico: tem a finalidade de conhecer a coluna estratigráfica de uma bacia e/ou obter outras informações geológicas de subsuperfície;

3) Extensão: visa delimitar uma acumulação de petróleo e/ou gás natural em um novo reservatório descoberto;

4) Pioneiro adjacente: visa testar a ocorrência de petróleo e/ou gás natural em uma área adjacente a uma descoberta;

5) Jazida mais rasa: visa testar a ocorrência de jazidas mais rasas do que as já descobertas numa determinada área;

6) Jazida mais profunda: visa testar a ocorrência de jazidas mais profundas do que as já descobertas numa determinada área;

7) Poço de produção: visa drenar uma ou mais jazidas de um campo;

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8) Poço de injeção: destinado à injeção de fluidos visando melhorar a recuperação de petróleo, de gás natural ou a manter a energia do reservatório;

9) Poço especial: visa permitir uma operação especifica que não se enquadra nas situações anteriormente definidas;

Referência nominal: 2 a 4 letras maiúsculas;

Poços exploratórios : nome do operador; Poços explotatórios : nome do campo de petróleo e/ou gás natural onde se situa o

poço; Poços especiais : nome do operador se em área exploratória ou nome do campo de

produção de petróleo/gás natural, quando em área explotatória;

Numeração: numeração sequencial;

Poços exploratórios : numeração cronológica por operador, na ordem de perfuração; Poços explotatórios : numeração cronológica segunda a sequência de perfuração nos

campos de petróleo/gás natural em que se situam; Poços especiais:

o A) em área exploratória: numeração cronológica, por operador, obedecendo a sequência da perfuração;

o B) em campos de petróleo/gás natural: numeração cronológica conforme sequência da perfuração;

Tipo: define o poço quanto a sua geometria;

Poço vertical: projetado para atingir um objetivo na vertical; sem identificação especifica, somente quando repetido (vide a seguir);

Poço direcional: letra D, poço perfurado fora da vertical visando atingir objetivos específicos;

Poço horizontal: letra H, poço direcional perfurado com o fim de atingir/penetrar no objetivo horizontalmente/sub-horizontalmente;

Poço repetido: poço reperfurado face a perda do poço original (tem os mesmos objetivos/alvo); a identificação inicial modificada acrescentando-se letras (A, B, C, ...) ao numero, evitando-se as letras D, H e P;

Poço partilhado (ou multilateral): letra P, aproveita um poço já perfurado, ou parte dele, ou então é perfurado a partir de um poço piloto e que tem objetivos e/ou alvos diferentes do poço aproveitado ou do poço piloto;

Poço desviado: poço cuja perfuração ou avaliação foi impedida pela presença de um obstáculo intransponível, sendo necessário um desvio para continuar a perfuração ou a avaliação, com o mesmo objetivo e/ou alvo (sem código especifico de tipo);

Referência geográfica

CADASTRO: conjunto de algarismos que identifica um poço de forma unívoca;

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Obs: nome/cadastro são únicos, oficiais e devem constar em documentos e comunicações com a ANP; entretanto, o operador pode manter identificação própria do poço, exclusivamente para uso interno;

PETROBRAS:

Em terra: local geográfico com 1 a 4 letras; Ex.: 1-RCB-1-BA (Riacho da Barra nº1); 1-C-1-BA (Candeias n1)

Offshore: sigla do estado + S de submarino;

Cadastro de Poço: 3 Partes 1ª: 2 dígitos UF; 2ª: 3 dígitos Bacia Sedimentar; 3ª: 6 dígitos identifica a ordem cronológica de perfuração;

Esta numeração deverá iniciar-se pelo numero subsequente ao numero total de poços perfurados pela Petrobras mais os poços perfurados sob os Contratos de Risco, a partir da zero hora do dia 1º de Maio de 2000.

PORTARIA ANP Nº 90: No ato da declaração de comercialidade o Concessionário denominará o campo utilizando-se de nomes de aves brasileiras, quando se tratar de descobertas em terra, e nomes ligados à fauna marinha, quando se tratar de descobertas no mar.

Antes da Petrobras:

Em terra: mesmo nome e sigla da localidade geográfica, mudando a categoria do poço; Marítimo: nome da fauna ou da flora marinha;

Amostragem e acompanhamento de um poço de petróleo

*estão dispostas aproximadamente em ordem crescente de custos;

1) Amostragem de calhaMaterial básico para o acompanhamento geológico de um poço.

Informações: litologia, conteúdo fossilífero, potencial gerador, indícios de HC, etc;

Coleta:

Material trazido pela lama e lavado em peneira com malha de 2 a 3 mm; Acondicionados em sacos de pano ou outro material (plástico pode interferir na

cromatografia); Intervalos de amostragem:

o 9/9 m (início da perfuração);o 6/6 m (unidades sem interesse);o 3/3 m (zonas de interesse);

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Descrição: formulários padronizados com informações de profundidade; litologia; percentagem; cor/tonalidade; textura (granulometria/arredondamento/seleção); composição (qtz, fld, mic, frg, rch, ool, onc, pel, etc); matriz/cimento; estrutura (lam, mac, blc); porosidade (qualidade);

2) Amostra paleontológicaInformações: bioestratigrafia, cronoestratigrafia, paleoambiente, paleogeografia, etc;

Coleta:

Amostra composta (18m) a partir da amostra de calha; Em todos os poços exploratórios; Acondicionados em sacos plásticos;

3) Amostra para geoquímicaInformações: COT, tipo/qualidade da MO, potencial gerador, correlação óleo-óleo, correlação óleo-rocha geradora, ambiente de geração e estudos de migração de HC;

Coleta:

A partir das amostras de calha coletar uma a cada 18 metros; Amostra pontual (poços pioneiro/adjacentes, estratigráficos, etc); Acondicionados em sacos de pano; A partir de testemunhos: topo, meio e base em qualquer tipo de poço; Folhelhos, margas e calcilutitos; Qualquer litologia impregnada com óleo;

4) Amostra lateralInformações: petrofisica, geoquímica, paleontologia;

Objetivo: melhor definir litologia e presença de HC;

Ferramenta: “canhões” com 24 a 30 amostras (“balas”);

Descrição:

A mesma das amostras de calha; Ressaltar/enfatizar descrição de indícios de HC;

5) Amostra permanenteObjetivo: arquivo litológico do poço (fácil acesso e visualização);

Coleta:

Pequenas quantidades retiradas da amostra de calha (poços pioneiros); Acondicionada em pequenos recipientes de vidro (~ vidro de remédio);

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6) TestemunhoInformações: litologia, indícios de HC, estruturas sedimentares ( ambiente deposicional), petrofísica, petrografia (diagênese), conteúdo fossilifero, geoquímica, etc;

Descrição:

Mesmos critérios da descrição de amostras de calha; Detalhamento maior em função do tamanho da amostra; Observar: porosidade, fraturas, impregnações/exudações;

Aula 09/12/2013

Detecção de Indícios de HidrocarbonetosA boa observação evidencia zonas potencialmente produtoras ainda durante a perfuração.

Importância: programação do teste de formação, testemunho, perfilagem final, etc...

Detectado em:

Amostra de calha; Testemunho; Amostra lateral; Detector de gás/cromatógrafo; Fluido de perfuração (se for base óleo pode confundir com indícios de óleo);

Qualquer indicio de hidrocarbonetos é importante.

Amostras de rochas porosas (arenito (ARN), calcarenito (CRE), etc.) deverão ser sempre analisados quanto ao indicio de hidrocarbonetos.

Tipos:

Óleo: manchas, impregnados ou exsudações, corte e odor; Gás: DG/cromatógrafo, bolhas na lama, kicks.

*Obs.: dificultada pela ação do fluido de perfuração e lavagem da amostra: quanto maior °API mais voláteis difícil observação;

Fluorescência

Exposição da amostra à radiação ultravioleta excitação de átomos de moléculas orgânicas aromáticas e naftênicas que quando voltam ao estado normal de energia emitem radiação (dois níveis diferentes de energia) fluorescência na faixa visível do espectro; Equipamento: fluoroscópio (câmara escura); Caracterização da fluorescência:

Cor/tonalidade (creme, castanho, marrom, preto, etc.); Tipo (total (>90%), esparsa (10-90%, citar valor), pontual (<10%)); Intensidade: fraca regular, boa;

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Fluorescência Mineral x HidocarbonetosCalcita, dolomita, opala, calcedônia, minerais de uranio, etc...

Diferentes: fluorescência dos hidrocarbonetos diminui com aquecimento;

Fluorescência Óleo Refinado x HidrocarbonetosTeste: colocar fragmento em filtro de papel e pingar solvente (tricloroetano);

Observar auréola formada no fluoroscópio:

Óleo refinado: azul forte a claro; Hidrocarbonetos: marrom, amarelo claro, franja azul no limite;

CorteImersão do fragmento em solvente orgânico (tetracloreto de carbono, tricloroetano, éter-etílico, acetona e nafta) disseminação do hidrocarboneto da amostra.

Utilizar placa de porcelana e observar ao fluoroscópio.

Realizar em amostras com fluorescência/manchada, mesmo pouco evidente ou duvidoso.

Caracterização:

Quanto à velocidade da reação: Imediato, moderado, provocado; Quanto ao modo de disseminação: radial e aureolar;

A velocidade do corte é função da permo-porosidade;

Modo de disseminação é dunção do °API do óleo:

Radial: óleos leves; Aureolar: óleo pesado ou residual;

OdorRestrito a testemunho e amostras laterais.

De gás ou óleo.

Classificados em forte, regular e fraco.

Indícios de HC no fluido de perfuraçãoApós manobras devido a desequilíbrios hidrostáticos.

Deve ser sempre observado e relatado.

Óleo: coletar amostra.

Gás:

Em forma de bolhas (se rompe mais rápido e vigorosamente); Grande quantidade kicks (aumento de volume de lama nos tanques); Massa especifica (ρ) da lama diminui;

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Teste do funil;

Teste de FormaçãoObjetivo: avaliar a potencialidade de um reservatórios durante a perfuração de um poço.

Informações obtidas: tipo de fluido; vazão; pressões (fluxo e estática); permeabilidade efetiva; depleção; dano de formação; barreira de permeabilidade; continuidade da acumulação.

Decisão: completar ou não o poço.

Planejamento de um TFPosicionamento do obturador (packer): arenito, calcário, anidrita ou qualquer outra rocha dura/coesa.

2 a 3 metros abaixo do topo do intervalo de interesse (utilizar litologia interpretada).

Condicionar o poço (circulação de lama sem perfuração).

Estimar o volume de lama abaixo do packer para, após o TF, comparar com o fluido produzido (vazamento?).

Estimar a pressão hidrostática para decidir a capacidade deos registradores (750 a 20000psi).

Estimar tempo de duração do TF para definir a capacidade dos relógios: 12, 24, 36, 42, 72 ou 120 horas.

Decidir o uso ou não de colchão d’água.

Formações friáveis e com alta pressão.

Evita: entupimentos e desassentamento do packer.

Acompanhamento de um TFTempo para registrar o potencial hidrodinâmico antes e depois do assentamento/desassentamento dos packers.

Verificar o nível de lama no espaço anular na boca do poço mal assentamento dos packers.

Fases de um TF Montagem da coluna de TF Descida da coluna (VF) Registro da PH inicial (VF) 1° Fluxo (VA) 1° Estática (VF) 2° Fluxo (VA) 2° Estática (VF) Registro da PH inicial (VF) Retirada da coluna (VF) – circulação reversa Desmontagem da coluna de TF

(válvula aberta ou fechada, VA ou VF)

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SoproNulo fraco moderado forte fortíssimo = óleo ou gás;

Principais objetivos de um TFMedidas de vazão.

Coletar e analisar amostras produzidas/recuperadas.

Coletar amostras entra as válvulas.

Interpretação de uma carta de TFHistória do TF

Dados obtidos: PF e PE; k efetiva; IP; dano de formação; raios de drenagem; barreiras de permeabilidade; depleção;

No campo: avaliação qualitativa e validade do teste.

Repetição do TF: entupimentos severos, vazamentos, não fechamento das válvulas, desassentamento dos packers.

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Caderno - Geologia do Petróleo

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