Geologia do Petróleo

INTRODUÇÃO À GEOLOGIA DO PETRÓLEO

ÍNDICE

1 Origem do Petróleo 2

1.1 Teoria Inorgânica 2 1.2 Teoria Orgânica 2

2 Composição e Propriedades do Petróleo 3

2.1 Querogênio: Composição e Classificação 5

3 Transformação da Matéria Orgânica 6

4 Requisitos para Acumulação de Petróleo 7

4.1 Rochas Geradoras 9 4.1.1 Fatores que Controlam a Produção da Matéria Orgânica 11 4.1.2 Fatores que Controlam a Preservação da Matéria Orgânica 12 4.1.3 Rochas Geradoras de Petróleo 13 4.1.4 Quantidade de Matéria Orgânica 14 4.1.5 Qualidade da Matéria Orgânica 15 4.1.6 Maturação da Matéria Orgânica 16

4.2 Rochas-Reservatório 16 5.2.1 Porosidade 17 5.2.2 Permeabilidade 20

4.3 Rochas Capeadoras 21 4.4 Trapas 25

4.4.1 Trapas Estruturais 25 4.4.2 Trapas Estratigráficas 26

4.4.2.1 Trapas Estratigráficas Primárias 27 4.4.2.2 Trapas Estratigráficas Secundárias 27

4.4.3 Trapas Combinadas 28 4.5 Relações Temporais 30

5 Migração de Petróleo 31

5.1 Migração Primária 32 5.2 Migração Secundária 33

6 Bibliografia 34

Almi Cabral Pacheco – Engenharia de Minas UFBA

2

INTRODUÇÃO À GEOLOGIA DO PETRÓLEO

1. ORIGEM DO PETRÓLEO

A origem do petróleo é um dos mistérios mais bem guardados pela natureza,

existindo duas linhas teóricas para a explicação de sua gênese.

1.1 TEORIA INORGÂNICA

Postula uma origem sem intervenção de organismos vivos. A teoria de Porfirev

enuncia que, sob altas pressões e temperaturas na parte superior do manto,

formam-se rochas ultramáficas que contêm óxidos de ferro, compostos voláteis

(H2O, CO) e compostos orgânicos equivalentes ao petróleo que podem existir em

equilíbrio com o meio circulante.

Os principais argumentos para suportar esta teoria são:

� acumulações comerciais de hidrocarbonetos em rochas cristalinas;

� presença de hidrocarbonetos em gases vulcânicos;

� presença de hidrocarbonetos em meteoritos;

� existência de campos gigantes;

� existência de falhas profundas.

1.2 TEORIA ORGÂNICA

Postula a intervenção de organismos vivos na formação do petróleo. A matéria

orgânica depositada com os sedimentos é convertida, por processos bioquímicos

durante o soterramento, num polímero complexo denominado querogênio, que, por

sua vez, é transformado em hidrocarbonetos por craqueamento térmico a grandes

profundidades, sob pressões e temperaturas adequadas.

As evidências que suportam esta teoria são:

• mais de 99% das acumulações de petróleo encontram-se em rochas

sedimentares;

Introdução à Geologia do Petróleo

3

• possibilidade de produzir hidrocarbonetos em laboratório, a partir de matéria orgânica;

• a sintetização de hidrocarbonetos a partir de rochas ricas em matéria orgânica;

• disseminação de hidrocarbonetos em rochas geradoras; • indicação de origem bioquímica para alguns compostos do petróleo; • petróleo possui a propriedade de ser oticamente ativo, fato inerente aos

compostos orgânicos; • a razão isotópica C12/Cl3 nos hidrocarbonetos é mais próxima daquela

encontrada na matéria orgânica do que da encontrada na atmosfera ou nos carbonatos;

• petróleo só ocorre em reservatórios que estão, de alguma forma, em contato com folhelhos ou carbonatos ricos em matéria orgânica (rochas geradoras).

Atualmente, no mundo ocidental, a teoria orgânica é a que possui maior

aceitação entre os geólogos e outros cientistas.

2. COMPOSIÇÃO E PROPRIEDADES DO PETRÓLEO

O petróleo é formado por uma mistura complexa de hidrocarbonetos e heterocompostos (não hidrocarbonetos).

Hidrocarbonetos são compostos formados exclusivamente de hidrogênio e carbono. A maioria dos petróleos contém mais de 90% de hidrocarbonetos.

Parafinas são hidrocarbonetos em que os átomos de carbono estão ligados entre si por uma valência simples. No petróleo são encontradas parafinas normais, isoparafinas (ramificadas) e cicloparafinas ou naftenos (cadeia fechada).

As parafinas normais podem conter desde 1 até mais de 70 átomos de carbono, porém as com mais de 33 átomos ocorrem em pequena proporção.

As isoparafinas mais importantes do petróleo são os isoprenóides (pristano, fitano, farnesano, etc.).

O ciclopentano e o ciclohexano são os naftenos mais importantes do petróleo.

Os únicos hidrocarbonetos não saturados encontrados no petróleo são os aromáticos, assim denominados porque muitos de seus membros possuem um forte odor. O benzeno e seus derivados (tolueno, xileno, etc.) são os mais importantes.

A proporção de hidrocarbonetos aromáticos nos petróleos é normalmente baixa, em torno de 10%, porém pode atingir até 40%, como no caso dos petróleos de Bornéu.

Não hidrocarbonetos entram na composição do petróleo em proporções variáveis. Todos os petróleos contêm asfaltos, compostos de enxofre, compostos oxigenados, compostos nitrogenados e elementos metálicos.


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O asfalto entra na composição do petróleo em proporções que variam entre menos do que 5% até pouco mais de 40%. Pouco se conhece da composição química dos asfaltos, porém três classes de substâncias foram identificadas por suas propriedades físicas: asfaltenos, resinas e ácidos asfaltogênicos (Figura 1).

Figura 2 - Composição da matéria orgânica em rochas sedimentares. Adaptado de Alves et al., 1986.

O conteúdo de enxofre no petróleo varia desde frações centesimais até mais

de 5%. Os petróleos de maior densidade normalmente são mais ricos em enxofre.

Os compostos de enxofre mais comuns são: mercaptans, tiofenos e compostos

inorgânicos (ex. H2S ).

O teor de oxigênio nos petróleos é geralmente inferior a 2% e seus

compostos principais são ácidos carboxílicos e fenóis.

Elementos metálicos são normalmente encontrados no petróleo associados

às porfirinas. Pelo menos quinze já foram identificados, sendo os principais: cálcio,

sódio, magnésio, ferro, vanádio, alumínio, lítio, telúrio, bário, estrôncio, manganês e

cobre.

Matéria orgânica total

?

Querogênio (insolúvel)

Rocha total

?

Minerais

Fração betuminosa

(solúvel em solventes orgânicos) ?

Asfaltenos + Resinas

HC aromático

HC saturado


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2.1 QUEROGÊNIO: COMPOSIÇÃO E CLASSIFICAÇÃO

O querogênio é a fração da matéria orgânica insolúvel em solventes orgânicos, presente nas rochas sedimentares. A porção solúvel é denominada de betume.

Três tipos principais, caracterizados no diagrama de Van Krevelen (H/C, O/C) por seus respectivos estágios de evolução, parecem englobar a maioria dos querogênios existentes (Figura 2).

No querogênio do tipo I, a razão H/C é originalmente alta e o potencial para geração de óleo e gás também é elevado. Este tipo de querogênio é derivado principalmente da matéria orgânica algal lacustre (contém 10 a 70% de lipídios) e da matéria orgânica enriquecida em lipídios por ação microbiana.

No querogênio do tipo II, a razão H/C e o potencial de geração de óleo e gás são mais baixos do que os observados no querogênio do tipo I, embora ainda sejam bastante significativos. É usualmente relacionado com a matéria orgânica marinha depositada em ambientes redutores.

No querogênío do tipo III, a razão H/C é baixa e o potencial de geração de óleo é insignificante, mas pode ainda gerar gás quando submetido a temperaturas muito elevadas. A matéria orgânica é principalmente derivada de plantas terrestres superiores, composta basicamente por celulose e lignina que são extremamente deficientes em hídrogênio.

DIAGRAMA DE VAN KREVELEN

I - Derivado de matéria orgânica amorfa (algas planctônicas); + 50% lipídios; elevado potencial para gerar HC líquido.

II - Derivado de matéria orgânica herbácea (polens, esporos); + 40% lipídios; regular/bom potencial para gerar HC líquido.

III - Derivado de matéria orgânica lenhosa (vegetais superiores); potencial desprezível para gerar óleo; grandes profundidades. Possui alto potencial gerador de gás. As setas indicam diminuição do percentual de hidrogênio na matéria orgânica.

Figura 2 – Diagrama de Van Krevelen. Fonte: Santos, 1984.


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3. TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA Os três principais estágios da transformação da matéria orgânica (Figura 3)

nos sedimentos são: � diagênese; � catagênese; � metagênese.

Figura 3 A transformação termoquímica da matéria orgânica e a geração do petróleo. Fonte: (Adaptado de Tissot & Welt, 1978)

A diagênese começa em sedimentos recentemente depositados, onde a

atividade microbiana é um dos principais agentes de transformação. Rearranjos

químicos ocorrem a pequenas profundidades. No final desta fase, a matéria

orgânica consiste principalmente de querogênio. Do ponto de vista da exploração do

petróleo, as rochas geradoras são consideradas imaturas.

A catagênese resulta do aumento da temperatura, durante a história de

soterramento dos sedimentos. A degradação termal do querogênio é responsável

pela geração da maioria dos hidrocarbonetos. É a principal fase de formação de

óleo e gás úmido. As rochas geradoras são consideradas maturas.

A metagênese é alcançada a grandes profundidades, onde há destruição

dos hidrocarbonetos líquidos, sendo preservado apenas o gás seco. As rochas


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geradoras são consideradas senis ou supermaturas. Este estágio começa mais

cedo que o metamorfismo da fase mineral.

4. REQUISITOS PARA ACUMULAÇÃO DE PETRÓLEO

Para que se forme uma acumulação petrolífera são necessários cinco

requisitos básicos (Figuras 4 e 5):

� presença de rochas geradoras;

� presença de rochas-reservatório;

� presença de rochas capeadoras;

� trapas;

� relações temporais adequadas.

Figura 4 - Condições necessárias para acumulação de petróleo numa bacia sedimentar. Fonte: Alves et al., 1986.


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Figura 6 - Os fatores geológicos necessários para a ocorrência de acumulações de petróleo. Fonte: Alves et al., 1986.

Figura 7: Relação entre elementos tectônicos e estratigráficos com acumulação de petróleo


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4.1 ROCHAS GERADORAS

São rochas de granulação fina (folhelhos e calcários), cuja matéria orgânica,

sob condições termoquímicas adequadas, se transforma em petróleo.

A identificação de rochas geradoras constitui um dos objetivos da

Geoquímica do Petróleo e da Organopalinologia.

A teoria orgânica moderna postula que o petróleo se origina da matéria

orgânica depositada juntamente com os sedimentos numa bacia sedimentar. Como

essa matéria orgânica é produzida e quais as condições para a sua preservação nas

rochas sedimentares?

O petróleo, do mesmo modo que o carvão, jamais teria existido caso não

ocorresse a fotossíntese nos vegetais que viveram no passado.

A fotossíntese é um processo biológico que se deve à ação da clorofila

(Figura 9). Este pigmento é encontrado em organelas microscópicas de certas

células vegetais. Embora o processo da fotossíntese ainda não seja perfeitamente

conhecido, sabe-se que seu ponto de partida é a excitação da clorofila pela ação da

luz.

A energia das moléculas de clorofila é utilizada para sintetizar

monossacarídeos (açúcares simples, ex.: glucose) e polissacarídeos (ex.: celulose),

fundamentais para as sínteses mais complexas de matéria orgânica nas células

vegetais.

A fotossíntese pode ser representada pela equação:

12 H20 + 6 CO2 + 674 kcal C6H1206 + 6 02 + H20

Assinala-se que somente plantas clorofiladas podem sintetizar matéria viva

(orgânica) a partir de matéria inerte (inorgânica). Os animais (seres heterotróficos)

necessitam de alimentos já elaborados pelas plantas clorofiladas (seres

autotróficos).

clorofila


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Figura 9 - Fotossíntese e processos que envolvem o elemento carbono. A maior parte do carbono da Terra está concentrada nos sedimentos, sendo que 18% é orgânico e 82% estão nos carbonatos. A maior parte do carbono orgânico produzido é rapidamente oxidado para CO2 e reciclado para a atmosfera e hidrosfera. Adaptado de Tissot & Welt 1978.

O mar é a principal fonte de matéria orgânica, que aí é sintetizada

principalmente por algas microscópicas do tipo diatomáceas e dinoflageladas (Figura 10).

As algas do grupo das diatomáceas são, atualmente, as responsáveis pela

maior parte da fotossíntese realizada na Terra, fato que as torna as maiores

produtoras de matéria orgânica neste planeta - matéria orgânica potencialmente

geradora de petróleo. Essas algas são encontradas, atualmente, em todas as

regiões do globo terrestre: no mar, nos lagos, nos rios e nos solos úmidos.

As algas diatomáceas contêm 5 a 10% de lipídios, matéria-prima a partir da

qual a maior parte do petróleo é originado.


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DIATOMÁCEAS

DINOFLAGELADAS

Figura 10 - Algas microscópicas típicas: A - diatomáceas e B - dinoflageladas. Fonte: Ferreira, 1989.

Os animais marinhos, inclusive os planctônicos, são pouco importantes do

ponto de vista de produção de matéria orgânica potencialmente geradora de

petróleo. Esses organismos são decompostos com facilidade, antes de serem

incorporados aos sedimentos, não participando significativamente na gênese do

petróleo.

As plantas terrestres também não contribuem de maneira notável para a

gênese do petróleo. Calcula-se que, atualmente, a matéria orgânica trazida pelos

rios representa menos que 1% das substâncias orgânicas dos oceanos. Aliás, é fato

bem conhecido que quantidades substanciais de petróleo foram geradas, no

passado, antes do aparecimento das plantas terrestres. São encontradas grandes

acumulações de petróleo em rochas devonianas e mesmo mais antigas, muito

embora as primeiras plantas terrestres só tenham surgido no final do Devoniano.

4.1.1 FATORES QUE CONTROLAM A PRODUÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA

Nas áreas continentais, o fator mais importante no processo de produção de

matéria orgânica é o clima. Nas regiões desérticas, a produtividade é mínima, ao

passo que, nas regiões de clima favorável, onde se desenvolvem florestas

exuberantes, a produtividade é máxima.

Nos mares, a produtividade orgânica é controlada pela luz, pela temperatura

e pelo teor de nutrientes dissolvidos na água.


12

A produção de matéria orgânica primária está restrita à zona eufótica (zona

em que há penetração da luz solar), isto é, até a profundidade de aproximadamente

100 metros.

O clima, principalmente no que se refere à temperatura, tem efeito

significativo na produção de matéria orgânica nos mares. As regiões polares

apresentam baixa produtividade, bem como as regiões equatoriais. O máximo de

produtividade é encontrado nas regiões de clima temperado.

O fitoplâncton, para se desenvolver, necessita de nutrientes (nitrogênio,

fósforo, sílica, ferro, etc.). A concentração destes elementos, sob a forma de sais

dissolvidos, é, em geral, muito baixa nas águas superficiais, pois a atividade

biológica que aí se desenvolve é muito intensa.

Os grandes rios também podem levar para os oceanos uma quantidade

significativa de nutrientes nas imediações dos seus estuários.

4.1.2 FATORES QUE CONTROLAM A PRESERVAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA

Condições para a preservação de quantidades significativas de matéria

orgânica só existem no meio aquático. O ar atmosférico é um fluido altamente

oxidante, já que contém cerca de 21% de oxigênio. Ele difunde-se facilmente nos

sedimentos continentais, destruindo rapidamente a matéria orgânica que neles

porventura exista.

Por outro lado, o conteúdo de oxigênio nas águas é muito baixo (menor que

1%) e a água circula mais lentamente através dos sedimentos do que o ar,

permitindo, assim, uma melhor preservação da matéria orgânica. Os sedimentos

marinhos e lacustres são, por isso, os únicos aptos a se tornarem rochas

potencialmente geradoras de petróleo.

Uma percentagem elevada da matéria orgânica produzida na zona eufótica é

destruída antes mesmo de atingir o fundo da bacia de sedimentação. Se a

profundidade for muito grande, praticamente nenhuma matéria orgânica atinge o

fundo. Por outro lado, a profundidade do mar na área de sedimentação da matéria

orgânica não deve ser muito pequena. As águas superficiais são muito ricas em

oxigênio, normalmente supersaturadas.


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A zona mais favorável para a preservação da matéria orgânica está,

geralmente, entre 200 e 800 metros de profundidade. É entre estes limites de

profundidade que se encontra a zona de concentração mínima de oxigênio. A baixa

concentração de oxigênio nessa zona deve-se aos fenômenos respiratórios que aí

se processam e às fermentações oxidativas, ambos consumidores de oxigênio. As

águas profundas são ricas em oxigênio devido às correntes submarinas que trazem

águas saturadas em oxigênio das regiões polares. A maior riqueza em oxigênio nas

águas profundas do Atlântico deve-se ao fato de que suas águas provêem de

ambos os pólos.

Em certas áreas de circulação restrita, as águas profundas podem tornar-se

totalmente depletadas em oxigênio, isto é, tornam-se anóxicas. Como exemplos,

podemos citar o Mar Negro, o Golfo de Caríaco (Mar das Caraíbas), algumas bacias

oceânicas profundas e muitos fiordes da Noruega e da Colúmbia Britânica.

Na ausência de oxigênio, organismos anaeróbicos (que podem viver na

ausência de oxigênio) atacam os nitratos e os sulfatos para obter o oxigênio que

necessitam para os seus processos metabólicos, liberando amônia, nitrogênio e gás

sulfídrico.

A decomposição da matéria orgânica ocorre muito lentamente em condições

anóxicas, o que permite a formação de rochas particularmente ricas em matéria

orgânica. No Mar Negro, as águas abaixo de 200 metros não contêm oxigênio e os

sedimentos do fundo são muito ricos em matéria orgânica.

Nos lagos, condições anóxicas muito favoráveis à preservação da matéria

orgânica são freqüentemente encontradas. Os sedimentos lacustres podem conter

10% ou mais de matéria orgânica.

4.1.3 ROCHAS GERADORAS DE PETRÓLEO

Partindo do princípio estabelecido por James Hutton de que "o presente é a

chave do passado", discutimos nos itens anteriores as condições atuais de

produção e preservação da matéria orgânica incorporada aos sedimentos.

Condições idênticas devem ter existido no passado, acarretando a formação de

rochas potencialmente geradoras de petróleo.


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Para ser classificada como geradora (Figuras 11 e 12), uma rocha deve

conter matéria orgânica em quantidade suficiente e esta matéria deve ser adequada

à geração de hidrocarbonetos. Além disso, a rocha deve ter sido submetida a

condições termoquímicas adequadas ao processo de transformação da matéria

orgânica em petróleo. A temperatura mínima é estimada em 65 oC e a temperatura

máxima em 160 oC, pois a esta temperatura, num tempo geológico, todo o petróleo

líquido é destruído.

Deve ser observado que o processo de migração do petróleo produzido nas rochas geradoras, para as rochas armazenadoras, é muito ineficiente. Somente 1% do petróleo gerado em determinada rocha contribui para o total conhecido numa acumulação petrolífera.

Deve ser lembrado que apenas uma pequena parte da matéria orgânica da rocha geradora transforma-se em petróleo (2 a 5%). Outro dado interessante é que, do petróleo acumulado nos reservatórios geológicos, o homem só pode aproveitar 20 a 30% por recuperação primária, sendo que, em alguns casos, a recuperação é inferior a 10%.

Figuras 11 – Testemunho de uma rocha geradora de petróleo da Formação Candeias (folhelho rico em matéria orgânica), Bacia do Recôncavo.

Figura 12 – Rocha potencialmente geradora de petróleo observada ao microscópio (folhelho). Fonte: Adans, 1984.

4.1.4 QUANTIDADE DE MATÉRIA ORGÂNICA

É intuitivo que, sob condições idênticas, uma rocha mais rica em matéria

orgânica gerará quantidade maior de petróleo que outra onde os teores de matéria

orgânica são menores. Entretanto, foi observado pelos geoquímicos que uma


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rocha, para ceder aos reservatórios o óleo eventualmente gerado, deve conter um

teor mínimo de matéria orgânica. Qual é esse mínimo?

Acredita-se que foi Ronov (1958), num trabalho que se tomou clássico em

Geoquímica do Petróleo, quem primeiro chamou a atenção para este fato. Afirma

este autor que os folhelhos das regiões petrolíferas contêm, em média, 1,37% de

carbono orgânico e que os folhelhos das regiões não petrolíferas apenas 0,42%.

Esses resultados, de acordo com Ronov, indicam que existe um mínimo de matéria

orgânica abaixo do qual não se formam acumulações comerciais de petróleo. Este

mínimo situar-se-ia entre 1,4 e 0,4%. Na opinião de Ronov, o teor mínimo encontra-

se mais próximo de 1,4% do que de 0,4%.

Atualmente, acredita-se que uma rocha, para ser classificada como geradora,

deve conter, pelo menos, 1% de carbono orgânico. As boas geradoras, entretanto,

devem apresentar um teor muito mais elevado.

4.1.5 QUALIDADE DA MATÉRIA ORGÂNICA

A maior parte do petróleo resulta do craqueamento do querogênio, polímero

poliaromático de alto peso molecular, originário da matéria orgânica depositada

juntamente com os sedimentos, numa bacia sedimentar.

Ao microscópio observam-se três tipos de matéria orgânica: amorfa,

herbácea e lenhosa.

A matéria orgânica amorfa apresenta-se na forma subcoloidal. Resulta da

decomposição de algas microscópicas e de bactérias, cujos restos podem ser

identificados em lâminas delgadas. É a matéria orgânica mais adequada para a

geração de óleo e gás. Possui elevado teor de hidrogênio e baixo teor de oxigênio.

Na matéria orgânica herbácea, distinguem-se cutículas vegetais, polens,

esporos, etc. Este material, proveniente de vegetais superiores, também dá origem

a óleo e gás, porém óleos com abundância de parafinas pesadas. Contém menor

teor de hidrogênio e maior teor de oxigênio que a matéria amorfa.

Na matéria orgânica lenhosa, são identificadas, em lâminas delgadas,

partículas com aspecto lenhoso, muitas vezes com vasos condutores de seiva bem


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preservados. Este tipo de matéria gera somente gás, mas apenas sob condições

severas de temperatura. Tem baixo teor de hidrogênio e alto teor de oxigênio.

A conversão da matéria orgânica (querogênio) em petróleo é quase que

diretamente proporcional ao seu conteúdo de hidrogênio. A melhor matéria orgânica

contém mais de 10% de hidrogênio, sendo o teor mínimo, de acordo com Momper

(1978), em torno de 7%.

4.1.6 MATURAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA

Quanto à maturação, as rochas potencialmente geradoras de petróleo podem

ser classificadas como:

• Rochas Imaturas - as condições termoquímicas foram inadequadas à

geração de quantidades significativas de petróleo. As rochas imaturas

podem gerar gás seco (metano, de origem bioquímica) e pequenas

quantidades de óleo imaturo. Eventualmente, podem conter

hidrocarbonetos migrados de horizontes mais profundos.

• Rochas Maturas - as condições termoquímicas foram adequadas à

geração de quantidades substanciais de petróleo.

• Rochas Senis - a paleotemperatura máxima foi excessiva, tendo

destruído o petróleo líquido eventualmente gerado. Somente acumulações

de gás (principalmente metano) podem ser esperadas de rochas senis.

4.2 ROCHAS-RESERVATÓRIO

Dá-se o nome de rocha-reservatório a qualquer rocha porosa e permeável capaz de

armazenar o petróleo expulso das rochas geradoras durante o processo de

compactação. Pode ser ígnea, metamórfica ou sedimentar.

A maior parte do petróleo até hoje descoberto encontra-se em arenitos

(Figuras 13 e 14) e calcários (Figura 15). Isto deve-se ao fato de que estas rochas

porosas e permeáveis são as mais comuns nas bacias sedimentares.

Para que uma rocha seja classificada como boa rocha-reservatório, é

necessário que possua porosidade e permeabilidade adequadas.


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Figura 13 – Testemunho de uma rocha-reservatório (arenito portador de petróleo), Bacia do Recôncavo.

Figura 14 – Arenito observado ao microscópio. Fonte: Adans, 1984.

O Campo de Ghawar, na Arábia Saudita, que é o maior campo petrolífero do

mundo, produz de calcários. O Campo de Burgan, no Kuwait, o segundo em

reservas de óleo, produz de arenitos do Cretáceo.

Figura 15 - Calcarenito observado ao microscópio. Fonte: Adans, 1984.

4.2.1 POROSIDADE


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É a percentagem de vazios (espaços porosos) das rochas (Figura 16).

Quando todos os poros são levados em consideração, tem-se a porosidade

absoluta.

Se apenas os poros conectados entre si são considerados, tem-se a

porosidade efetiva. Todas as rochas-reservatório têm uma certa proporção de poros

não conectados.

POROSIDADE (Ø) = (Volume de poros / Volume da Amostra) x

100

A porosidade dos reservatórios varia tanto vertical como horizontalmente.

A maioria dos reservatórios apresenta porosidade entre 10 e 20%. Uma rocha

menos porosa pode ser explorada, desde que sua espessura seja grande.

A porosidade deve ter continuidade lateral, para que o volume de óleo

armazenado seja comercialmente explotável. Alguns arenitos apresentam boa

porosidade em caráter regional, outros têm porosidade extremamente variada.

Figura 16 - Distribuição dos fluidos nos poros de uma rocha-reservatório. Do volume total do óleo existente somente um pequeno percentual é recuperável, neste caso 30%. Fonte: Alves et al., 1986.

A classificação das rochas-reservatório quanto à porosidade, pode ser visualizada na

tabela 4:


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Tabela 4 – Classificação das rochas reservatório quanto à porosidade.

Porosidade (%) Fechada 0 - 9 Regular 9 - 15 Boa 15 - 20 Excelente 20 - 25

Denomina-se porosidade primária aquela controlada pelo ambiente de

sedimentação. Ou seja, o material detrítico ou orgânico pode acumular-se de tal

forma que espaços vazios (poros) são deixados entre os grãos de areia ou

fragmentos de conchas, por exemplo.

A porosidade primária é a porosidade mais importante em arenitos. Por outro

lado, a porosidade secundária desenvolve-se como resultado de algum processo

geológico após a rocha-reservatório ter sido litificada (consolidada). A porosidade

secundária desempenha importante papel em calcários. O tamanho dos poros varia

desde milimétricos até cavernas, no caso de porosidade secundária desenvolvida

pela dissolução da rocha carbonática original.

Compactação, cimentação e recristalização são processos geológicos que

diminuem ou até mesmo destroem a porosidade das rochas-reservatório.

Grãos soltos de areia transformam-se em arenitos através da compactação e

cimentação. Caso a cimentação seja completa, toda a porosidade é destruída. Na

maioria dos casos, entretanto, a porosidade deixada é suficiente para acumular

volumes consideráveis de água, óleo ou gás.

A porosidade pode ser estimada visualmente ou com o auxílio de lupas ou

microscópios. Valores quantitativos são obtidos através de perfis ou através de

ensaios petrofísicos em testemunhos.

A disposição (Figura 17), a classificação, o arredondamento dos grãos e a

proporção de cimento e matriz são os principais fatores que afetam a porosidade.


20

Figura 17 - A disposição dos grãos afeta sensivelmente a porosidade.

As rochas-reservatório são estudadas em laboratórios de petrofísica,

principalmente através de testemunho. São obtidos dados quantitativos não só da

porosidade e da permeabilidade, mas também da saturação dos fluidos presentes.

4.2.2 PERMEABILIDADE

É a medida da capacidade de uma rocha de permitir fluxo de fluidos. É

normalmente expressa em Darcy (D). Como esta unidade é muito grande, na prática

utiliza-se o milidarcy (mD). Diz-se que uma rocha tem permeabilidade (k) de 1 Darcy

quando transmite um fluido de 1 cp (centipoise) de viscosidade através de uma

seção de 1 cm2, à razão de 1 cm3 por segundo, sob um gradiente de pressão de

uma atmosfera.

A permeabilidade é determinada em aparelhos denominados

permeabilímetros.

A classificação das rochas-reservatório quanto à permeabilidade pode ser

visualizada na tabela 5:

Tabela 5 – Classificação das rochas reservatório quanto à permeabilidade.

Permeabilidade (mD) Baixa Menor que 1 Regular 1 – 10 Boa 10 – 100 Muito boa 100 – 1000 Excelente Maior que 1000

Normalmente, a permeabilidade encontrada nos reservatórios varia entre 5 e

1000 mD. Verifica-se, na figura 18, que rochas com a mesma porosidade podem ter

permeabilidades bastante diferentes.

Uma rocha pode ser muito porosa, porém não permeável, como é o caso dos

folhelhos.

O fraturamento da rocha pode aumentar consideravelmente sua

permeabilidade.


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Figura 18 – Foto de rochas-reservatório ao microscópio mostrando uma grande variação da permeabilidade para porosidades semelhantes. Fonte: Schlumberger/CMR.

A maioria dos campos petrolíferos brasileiros produz de arenitos: campos de

Miranga, Água Grande, Araçás e Buracica na Bacia do Recôncavo; Roncador,

Marlim, Albacora e Vermelho na Bacia de Campos e Canto do Amaro, Estreito,

Fazenda Belém na Bacia Potiguar.

Rochas com baixa ou nenhuma permeabilidade original podem, através de

fraturamento hidráulico, tornar-se boas produtoras de petróleo. Nos Estados Unidos

(Kentucky), existe um campo com 3.800 poços produtores em folhelhos fraturados.

No Campo de Candeias, no Recôncavo Baiano, também há produção em folhelhos

fraturados, estando neste campo o poço com maior produção acumulada de

petróleo da Bahia. Na Califórnia (EUA), existe um campo que produz em sílex

fraturado. No México, Irã e Iraque também existem campos produtores em calcários

fraturados.

Rochas do embasamento cristalino, em diversas partes do mundo, também

funcionam como rochas-reservatório quando fraturadas. Podemos citar os campos

de Rice Country (Texas) e Carmópolis (Sergipe).

4.3 ROCHAS CAPEADORAS


22

A rocha-reservatório é um recipiente onde o petróleo se acumula. Um

reservatório qualquer só pode conter fluidos se suas paredes forem relativamente

impermeáveis.

No caso dos reservatórios geológicos, as paredes do recipiente são as rochas

ditas capeadoras (Figura 19).

Figura 19 - Seção esquemática de uma acumulação de petróleo, numa trapa estrutural.

Uma boa rocha capeadora deve ser mais ou menos plástica, pois as rochas

mais rígidas são mais fraturáveis, deixando escapar o petróleo. Os calcários,

quando puros, são muito quebradiços e, portanto, inadequados como rochas

capeadoras. Quando impuros, entretanto, podem ter esta função (Figura 20). No

Campo de Burgan, no Kuwait, as rochas capeadoras são calcários impuros e

folhelhos.

Camadas de anidrita (Figura 21) são excelentes capeadores. A anidrita é

impermeável e plástica. Como exemplo, cita-se o Campo de Kirkuk, no Iraque.

Nenhum material é completamente impermeável. O capeamento, freqüentemente, é imperfeito, o que acarreta a presença de exsudações na superfície.


23

Figura 20 – Dolomito. Fonte: Adans, 1984.

Figura 21 – Cristais de gipsita e anidrita de fina granulação. Fonte: Adans, 1984.

Alguns arenitos (Figura 24) e siltitos têm permeabilidade tão baixa que podem

funcionar como rochas capeadoras. Entretanto, fraturam-se com facilidade devido aos movimentos da crosta terrestre. Conglomerados também são excelentes rochas capeadoras (Figura 25).

Figura 22 – Testemunho de arenito com camadas impermeáveis, Bacia do Recôncavo.

Figura 23 – Conglomerado. Fonte: Adans, 1984.

Existe um grande número de diápiros de sal no mundo, sendo que no Golfo

do México ocorrem notáveis campos produtores de petróleo a eles associados

(Figura 24).


24

Diápiros são corpos cilíndricos de sal, circulares ou elípticos em planta, com

diâmetro variando entre 800 a 6.500 metros.

Os mais rasos estão invariavelmente cobertos por uma cap rock. A cap rock é

um corpo discóide, com espessura variando entre 100 e 300 metros.

Cerca de 28 minerais e variedades foram descritos nas cap rocks dos

diápiros do Golfo do México, porém os mais importantes são a anidrita, a gipsita, a

calcita e o enxofre.

Os diápiros dão origem a uma grande variedade de trapas:

• nas cap rocks;

• em rochas sedimentares nos flancos da intrusão;

• nas rochas arqueadas acima da intrusão.

Figura 24 - Domos de sal perfurantes evidenciados por levantamento sísmico em área offshore, Galveston, Texas. Fonte: TGS/GECO.

No Brasil, já foram encontrados domos de sal em diversas bacias: Campos,

Espírito Santo, Camamu, Sergipe-Alagoas, etc.

Na figura 25 temos um resumo das relações entre o tipo de rocha e sua

função numa acumulação de petróleo.

FOLHELHOS GERADORES E SELANTES *

RESERVATÓRIOS ARENITOS

GERADORES E SELANTES * CALCÁRIOS

RESERVATÓRIOS


25

Figura 25 - Relação rochas x função em uma acumulação de petróleo. Fonte: Alves et al., 1986.

4.4 TRAPAS

São situações estruturais ou estratigráficas que propiciam condições para a

existência de acumulações petrolíferas.

De um modo geral, as trapas podem ser classificadas, segundo Levorsen

(1958), em três tipos principais: estruturais, estratigráficas e combinadas.

4.4.1 TRAPAS ESTRUTURAIS

São trapas formadas por alguma deformação local, como resultado de

falhamentos e de dobramentos (Figura 25), sendo as mais evidentes nos

mapeamentos geológicos de superfície e as mais rapidamente localizadas em

subsuperfície. Pode-se identificar uma trapa estrutural por geologia de superfície,

perfurações estruturais, geologia de subsuperfície, por métodos geofísicos ou por

combinação destes métodos.

A estrutura geralmente estende-se verticalmente por uma espessura

considerável, acarretando trapas em todos os reservatórios por ela afetados.

Um bom exemplo é o Campo de Santa Fé Springs, na Califórnia. Trata-se de

um domo estrutural contendo vinte e um reservatórios com óleo.


26

Figura 25 - Tipos mais comuns de trapas estruturais. Alves et al., 1986.

4.4.2 TRAPAS ESTRATIGRÁFICAS

São as trapas formadas por alguma variação na estratigrafia, na litologia ou

em ambas (Figura 26). Podem ser primárias ou secundárias.


27

Figura 26 - Trapas estratigráficas e trapas associadas a discordâncias paleogeomórficas. Fonte: Modificado de Alves et al., 1986.

4.4.2.1 Trapas Estratigráficas Primárias

São produtos diretos do ambiente de sedimentação. São também

denominadas trapas deposicionais ou trapas diagenéticas.

Como exemplos, podemos citar as lentes de arenito em seções espessas de

folhelhos (Figura 27), zonas porosas em carbonatos, etc. Barras de areia e

preenchimentos de antigos canais ou rios por areia também dão origem a trapas

estratigráficas. Campos petrolíferos são comuns nestes ambientes.

Figura 27 - Trapas estratigráficas primárias. Fonte: Ferreira, 1989.

Zonas porosas locais em carbonatos dão origem a excelentes trapas deste

tipo. Os recifes geralmente são ótimos reservatórios de petróleo. Como exemplo

podemos citar o poço Potrero del Llano, no Distrito de Golden Lane, no México, que

apresentou produção inicial de 100.000 barris/dia.

4.4.2.2 Trapas Estratigráficas Secundárias São as que desenvolveram-se após a deposição e diagênese da rocha reservatório

(Figura 28). Estas trapas estão freqüentemente associadas a discordâncias.


28

Figura 28 - Trapas estratigráficas secundárias. Fonte: Ferreira, 1989.

Diversos tipos de trapas podem ser formadas sobre ou sob planos de discordância (Figura 29).

Figura 32 – Trapas paleogeomórficas (trapas estratigráficas secundárias associadas a discordâncias). Fonte: Alves et al., 1986.

Às vezes é difícil identificar discordância a partir de dados obtidos em poços.

Os perfis elétricos, radiativos e de mergulho (dipmeter), juntamente com as

descrições litológicas e as seções sísmicas, permitem seu mapeamento com

alguma precisão.

4.4.3 TRAPAS COMBINADAS

São as trapas formadas pela combinação de fatores estruturais e

estratigráficos em proporção aproximadamente igual.

Trapas combinadas típicas são formadas quando uma falha corta um arenito

próximo à sua mudança de fácies para folhelho (Figura 30) ou quando este mesmo

arenito é dobrado.


29

Figura 30 - Trapa combinada. Fonte: Ferreira, 1989.

O Campo de Poza Rica, no México, é um bom exemplo. Um anticlinal afeta

os limites de permeabilidade do Calcário Tamabra (mudança de dolomita permeável

para calcário denso e impermeável).

Quase todos os grandes campos do mundo estão associados a anticlinais.

Estas dobras da crosta terrestre podem ter várias origens: efeito de um relevo

soterrado, diápiros de sal, esforços de compressão, etc.

Os dois maiores campos de petróleo conhecidos, Ghawar (Arábia Saudita) e

Burgan (Kuwait), produzem de anticlinais alongados.

As mesmas forças que acarretam dobras na crosta terrestre podem dar

origem a falhas.

Os planos de falha, na maioria das vezes, constituem barreiras à migração,

dando origem a trapas petrolíferas. Em alguns casos, podem funcionar como

condutos, permitindo uma migração para reservatórios mais rasos ou mesmo para

superfície originando exsudações.

A maioria dos campos da Bacia do Recôncavo estão associados a falhas

normais (Araçás, Água Grande e Dom João).


30

4.5 RELAÇÕES TEMPORAIS

Uma acumulação comercial de petróleo só ocorre após uma seqüência

predeterminada de eventos. Por exemplo, se uma trapa se formar após a migração

do petróleo, ela será seca. Conseqüentemente, uma trapa formada muito tarde na

história de uma bacia não é atrativa do ponto de vista exploratório.

Figura 31 – Exemplo de uma seção geológica passando por uma acumulação de petróleo.


31


32

5. MIGRAÇÃO DE PETRÓLEO A saída dos hidrocarbonetos a partir do querogênio e o seu transporte dentro

e através dos capilares e poros estreitos de uma rocha geradora constitui o

mecanismo denominado de migração primária. O movimento do petróleo, depois

da sua expulsão da rocha geradora, através de fraturas, falhas, discordâncias e das

rochas permeáveis, constitui a migração secundária (Figura 35).

Figura 35 - Representação esquemática das migrações primária e secundária em estágios inicial e avançado de evolução de bacia. Fonte: Tissot & Welt, 1978.

5.1 MIGRAÇÃO PRIMÁRIA

Do ponto de vista teórico, a migração primária pode ocorrer através de

gotículas de óleo ou bolhas de gás, soluções micelares ou coloidais ou, ainda,

através de soluções moleculares.

Considerações físico-químicas, geoquímicas e geológicas postulam ser

altamente improvável que gotículas, bolhas, soluções micelares e coloidais

constituam um meio efetivo de transporte durante a migração primária.


33

O aspecto mais importante na migração primária é o movimento da fase

hidrocarboneto, induzido por pressão. A geração de hidrocarbonetos, a partir da

atuação da temperatura sobre o querogênio, aumenta continuamente o volume de

querogênio, com a criação de centros de alta pressão dentro das rochas geradoras.

Aumento de pressão, microfraturas, subseqüente liberação de pressão,

expansão dos fluidos e, finalmente, transporte, são processos descontínuos que

devem se repetir muitas vezes nas rochas geradoras, a fim de produzir a movimentação de

uma quantidade significativa de óleo ou gás. O movimento da fase hidrocarboneto pode

funcionar em todas as espécies de rochas geradoras, independentemente da litologia.

5.2 MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA

É controlada por quatro parâmetros: flutuação de óleo e gás na água que satura os

poros das rocha, diferencial de pressão, diferencial de concentração e fluxo hidrodinâmico.

Enquanto os fluidos aquosos nos poros das rochas em subsuperfície estiverem

estacionários, a única força condutora para a migração secundária é a flutuação.

Os glóbulos de óleo ou bolhas de gás sofrem distorções antes de serem espremidos

através dos poros das rochas. A tensão interfacial entre o óleo ou gás e a água oferece uma

forte resistência a essa distorção. A pressão capilar é a força que faz com que as gotas de

petróleo e as bolhas de gás preencham os espaços porosos da rocha. Sempre que as pressões

capilares são muito altas ou os poros das rochas são muito reduzidos, o óleo em migração é

trapeado. O petróleo trapeado num reservatório representa um estágio de equilíbrio entre as

forças condutoras que movimentam o petróleo e as pressões capilares que resistem a este

movimento.

O estágio final da formação de acumulações de petróleo é a concentração (segregação)

nas porções mais elevadas disponíveis na trapa. A rocha capeadora ou barreira de

permeabilidade é que paralisa a movimentação do petróleo, em virtude de um decréscimo

geral no diâmetro dos poros, exercendo, por isso, pressões capilares maiores que as forças

condutoras. Estima-se que as distâncias cobertas pela migração secundária sejam da ordem de

10 a 100 quilômetros.


34

6. BIBLIOGRAFIA

ADAMS, A. E.; MACKENZIE, W. S.; GUILFORD, C. 1984. Atlas of sedimentary rocks under the microscope. Great Britain, William Cloves Ltd.

ALVES, A. C. et al. 1986. Geologia do Petróleo. Natal, Petrobras / UFRN. (Apostila) FERREIRA, J. C. 1989. Geologia do petróleo. Rio de Janeiro, Petrobras. (Apostila) PETROBRÁS. 1993. Annual Report 1993. Rio de Janeiro. PETROBRÁS. 2001. Banco de Imagens. Rio de Janeiro. SANTOS, A. S. 1984. Qualidade da matéria orgânica. In Geoquímica do Petróleo.

Rio de Janeiro, Petrobras, pp. 85-92. SCHLUMBERGER [Folders técnicos de ferramentas de perfilagem da companhia].

Schlumberger, 1990-1999. STUMPF, V. J. 1983. Noções básicas de geologia do petróleo. Aracaju, Petrobras.

(Apostila)

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