geologia do petróleo-final

Departamento de Geologia da SEAPETRO – Angelo J. Nascimento / Portugal Jr. / Rodrigo

Geologia do Petróleo

Wallace Augusto de A Costa

Serviço de Aprendizagem em Petróleo

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.

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.

TEORIA INORGÂNICA

Os principais argumentos para suportar esta teoria são:

- acumulações comerciais de h/c em rochas cristalinas;- presença de hidrocarbonetos em gases vulcânicos;- presença de hidrocarbonetos em meteoritos;- existência de campos gigantes;- existência de falhas profundas.

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.

TEORIA ORGÂNICA

Os evidências para suportar esta teoria são:

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

TEORIA ORGÂNICA

Mais evidências que suportam esta teoria são:

- indicação de origem bioquímica para alguns compostos do petróleo;- petróleo possui a propriedade de ser oticamente ativo, fato inerente aos compostos orgânicos;- petróleo só ocorre em reservatórios que estão, de alguma forma, em contato com folhelhos ou carbonatos ricos em matéria orgânica (rochas geradoras).

TEORIA ORGÂNICA

Atualmente, no mundo ocidental, a teoria orgânica é a que possui maior aceitação entre os geólogos e outros cientistas.

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.

Hidrocarbonetos parafinicos normais (alcanos)

Possuem formula geral CnH2n+2, sendo os nomes desses alcanos formados pelo prefixo(numero de carbonos) e do sufixo ano.Exemplo deles é o metano, constituído por apenas um átomo de carbono ligados a quatro átomos de hidrogênio.

Hidrocarbonetos parafinas ramificadas (isoparafinas ou isoalcanos)

Podem apresentar ramificações em um ou mais átomos de carbono, tendo a mesma formula geral dos alcanos:

Hidrocarbonetos parafinicos cíclicos (naftênicos)

Os átomos de carbono são dispostos na forma de anéis, podem apresentar radicais parafinicos normais ou ramificados ligados ao anel ou outro hidrocarboneto ciclico. A nomenclatura utilizada é as mesma dos parafinicos agora com prefixo ciclo.

Hidrocarbonetos insaturados (olefina, diolefinas ou triolefinas)

Os mais comuns são os alcenos, com formula geral CnH2n, aonde o prefixo especifica o numero de carbonos e o sufixo é eno, quando ocorre uma tripla ligação carbono-carbono, os hidrocarbonetos insaturados são denominados de alcinos , e o sufixo é ino

Hidrocarbonetos aromáticos

São formados por ligações duplas e simples que se alternam em anéis com seis átomos de carbono, sendo o mais simples o benzeno, que possui considerável instabilidade, e devido ao seu pronunciado odor todos são conhecidos como hidrocarbonetos aromáticos.

A tabela abaixo demonstra as principais características das famílias dos hidrocarbonetos:

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.

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, pelo menos quinze já foram identificados, sendo os principais: cálcio, sódio, magnésio, ferro, vanádio, alumínio, lítio, telúrio, bário, estrôncio, manganês e

cobre.

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).

DIAGRAMA DE VAN KREVELEN

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.

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; Possui alto potencial gerador de gás.

TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA

Transformação termoquímica de matéria orgânica e a geração de petróleo:

- Organismos vivos principalmente plânctons, plantas e bactérias vão morrendo e seus restos se depositando em conjunto com o material carreado pelos rios, em mares e lagos.

- A matéria orgânica contém gorduras, proteínas e carboidratos. As gorduras não são facilmente atacáveis pelas bactérias anaeróbicas. Algumas áreas em fundos de mares e lagos são calmas. Sem renovação, acabam ficando desprovidas de Oxigênio.

- Formação do sapropel: lama putrefata.

- Cerca de 10% desta lama se transforma em menos de um milhão de anos em betume. Os restantes 90% com poucos milhões de anos se transformam em biopolímeros, depois em biomonômeros, depois em geopolímeros (querogênio) e finalmente em petróleo.

Os três principais estágios da transformação da matéria orgânica nos

sedimentos são:

-diagênese;

-catagênese;

- metagênese

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 geradoras são consideradas senis ou supermaturas. Este estágio começa mais cedo que o metamorfismo da fase mineral.

-Até 65ºC Diagênese - Atividade bacteriana que provoca a reorganização celular e transforma a matéria orgânica em querogênio. O produto gerado é o metano bioquímico ou biogênico.

- De 65ºC até 165ºC Catagênese - Quebra das moléculas de querogênio. O produto gerado é hidrocarbonetos líquidos e gás.

-De 165ºC até 210ºC Metagênese - Quebra das moléculas de hidrocarbonetos líquidos. O produto gerado é gás leve.

- Ultrapassando 210ºC Metamorfismo - Degradação do hidrocarboneto gerado deixando como remanescente gás carbônico e algum resíduo de gás metano.

REQUISITOS PARA ACUMULAÇÃO DE PETRÓLEO

Para que se forme uma acumulação petrolífera são necessários cinco requisitos básicos:

- presença de rochas geradoras;- presença de rochas-reservatório;- presença de rochas capeadoras;- trapas;- relações temporais adequadas.

GeraçãoRequeridos: matéria orgânica em quantidade suficiente,

temperatura e tempoMigração

Requeridos: momento adequado e rota de migração adequadaMigração primária

Migração secundáriaAcumulação

Requeridos: porosidade e permeabilidade adequadas e selo

Pode ser até a superfície ou formando outros reservatórios de petróleo

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

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

ROCHAS GERADORAS

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

adequadas, se transforma em petróleo.A teoria orgânica moderna postula que o petróleo se

origina da matéria orgânica depositada juntamente com os sedimentos numa bacia sedimentar.

Como essa matériaorgânica é produzida e quais as condições para a sua preservação nas rochas sedimentares?

ROCHAS GERADORAS

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 11).

ROCHAS GERADORAS

Figura 6 - 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.

ROCHAS GERADORAS

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.

ROCHAS GERADORAS

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

algas microscópicas do tipo diatomáceas e dinoflageladas (Figura 12).

Figura 7 - Algas microscópicas típicas: A - diatomáceas e B -dinoflageladas. Fonte: Ferreira, 1989.

ROCHAS GERADORAS

As algas do grupo das diatomáceas são, atualmente, as responsáveis pela maior parteda 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 amaior parte do petróleo é originado.

ROCHAS GERADORAS

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

vista de produção de matéria orgânica potencialmente geradora de petróleo. Esses

organismossão decompostos com facilidade, antes de serem

incorporados aos sedimentos, nãoparticipando significativamente na gênese do

petróleo.As plantas terrestres também não contribuem

de maneira notável para a gênese dopetróleo. Calcula-se que, atualmente, a matéria orgânica trazida pelos rios representa menosque 1% das substâncias orgânicas dos oceanos.

FATORES QUE CONTROLAM A PRODUÇÃO DA MATÉRIA

ORGÂNICANas 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 émáxima.

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

peloteor de nutrientes dissolvidos na água.

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,

destruindorapidamente a matéria orgânica que neles

porventura exista.

ORGÂNICA

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, osúnicos aptos a se tornarem rochas

potencialmente geradoras de petróleo.

ORGÂNICA

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, ambosconsumidores de oxigênio. As águas profundas são ricas em oxigênio devido às correntessubmarinas que trazem águas saturadas em

oxigênio das regiões polares.

ROCHA GERADORA E PETRÓLEO

Para ser classificada como geradora, 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 temperaturamínima é estimada em 65 C e a temperatura máxima em 160 C, pois a esta temperatura,

num tempo geológico, todo o petróleo líquido é destruído.

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%, sendo que, em alguns casos, a recuperação é inferior a 10%.

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

Figura 9 – Rocha potencialmente geradora de petróleo observada ao microscópio (folhelho). Fonte: Adans, 1984.

- 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.

QUALIDADE DA MATÉRIA ORGÂNICA

Craqueamento

- Derivado do verbo em inglês to crack: quebrar, dividir.É como se denominam vários processos químicos na indústria, principalmente na indústria do petróleo, onde um composto é dividido em partes menores

pela ação de calor.Exemplos:

C2H6 → C2H4 + H2 Exemplo da produção de eteno, importante matéria-

prima para a produção de plásticos.

Ao microscópio observam-se três tipos de matéria orgânica: amorfa, herbácea e lenhosa.

- A matéria orgânica amorfa 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 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.

MATURAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA

Quanto a maturação da matéria orgânica, as rochas podem ser:

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.

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.

MATURAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA

ROCHA RESERVATÓRIO

- Trata-se de 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.

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

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

ROCHA RESERVATÓRIO

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

ROCHA RESERVATÓRIO

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, produzde arenitos do Cretáceo

POROSIDADE

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

ROCHA RESERVATÓRIO

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.

ROCHA RESERVATÓRIO

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.

ROCHA RESERVATÓRIO

A classificação das rochas-reservatório quanto à porosidade, pode ser visualizada na tabela 4:

Tabela 4 – Classificação das rochas reservatório quanto à porosidade.

Porosidade (%)

Fechada 0 - 9

Regular 9 - 15

Boa 15 - 20

Excelente 20 - 25

ROCHA RESERVATÓRIO

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.

ROCHA RESERVATÓRIO

A porosidade secundária desenvolve-se como resultado de algum processo geológico após a

rocha-reservatório ter sido litificada (consolidada). A porosidade secundária

desempenhaimportante papel em calcários. O tamanho dos poros varia desde milimétricos até cavernas,

no caso de porosidade secundária desenvolvida pela dissolução da rocha

carbonática original.

ROCHA RESERVATÓRIO

Figura 14 - A disposição dos grãos afeta sensivelmente a porosidade

A disposição (Figura 14), a classificação, o arredondamento dos grãos e a proporção de cimento e matriz são os principais fatores que afetam 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

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.

ROCHA RESERVATÓRIO

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

ROCHA RESERVATÓRIO

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.

ROCHA RESERVATÓRIO

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

ROCHA RESERVATÓRIO

A maioria dos campos 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. 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.

ROCHA RESERVATÓRIO

ROCHAS CAPEADORAS

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).

ROCHAS CAPEADORAS

Figura 16 - Seção esquemática de uma acumulação de petróleo, numa trapa estrutural. Fonte: Ferreira, 1989.

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.. No Campo de Burgan, no Kuwait, as rochas capeadoras

são calcários impuros e folhelhos.

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

ROCHAS CAPEADORAS

Alguns arenitos 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 23 – Conglomerado. Fonte: Adans, 1984

ROCHAS CAPEADORAS

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 21).

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 umcorpo discóide, com espessura variando entre

100 e 300 metros.

ROCHAS CAPEADORAS

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.

Figura 21 - Domos de sal perfurantes evidenciados por levantamento sísmico em área offshore, Galveston, Texas. Fonte: TGS/GECO

Na figura 25 temos um resumo das relações entre o tipo de rocha e sua função numa acumulação de petróleo.

FOLHELHOS GERADORES E SELANTES *

RESERVATÓRIOSARENITOS

GERADORES E SELANTES *CALCÁRIOS

EVAPORITOS

RESERVATÓRIOS

SELANTES

* RESERVATÓRIO QUANDO FRATURADOS

ROCHAS CAPEADORAS

TRAPAS ou ARMADILHAS

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.

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.

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

ESTRATIGRÁFICAS

São as trapas formadas por alguma variação na estratigrafia, na litologia ou em ambas (Figura 26). Podem ser primárias ou secundárias.

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

Trapas Estratigráficas Primárias

São produtos diretos do ambiente de sedimentação. São também denominadas trapas deposicionais.

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

Trapas Estratigráficas secundária

São as que desenvolveram-se após a deposição e diagênese da rocha reservatório (Figura 28). Estas trapas estão freqüentemente associadas a discordâncias.

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

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.

TRAPAS COMBINADAS

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

TRAPAS COMBINADAS

Figura 27 - Trapa combinada. Fonte: Ferreira, 1989

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.

RELAÇÕES TEMPORAIS

MIGRAÇÃO DO 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 da migrações primária e secundária. Fonte: Tissot & Welt, 1978.

MIGRAÇÃO DO PETRÓLEO

MIGRAÇÃO PRIMÁRIA DO PETRÓLEO

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.

MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA DO PETRÓLEO

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.

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 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.

EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO

O geólogo pode afirmar que, em certas áreas, não existe possibilidade de ocorrer petróleo; o inverso é muito mais difícil, porque não se tem meios seguros de prever a existência de petróleo, podendo-se dizer somente da possibilidade de sua presença. A confirmação da sua existência só é possível com a perfuração de um poço.

Podemos agrupar em dois grandes conjuntos, os métodos empregados na exploração de petróleo, quais sejam: geológicos e geofísicos.

MÉTODOS GEOLÓGICOS E GEOFÍSICOS

MÉTODOS GEOLÓGICOS:Geologia de Superfície

Mapeamento das rochas aflorantes, para delimitação das bacias sedimentares e das maiores

estruturas possíveis de acumular petróleo.Aerofotogrametria

Consiste em fotografar o terreno utilizando-se de um avião, com altitude, direção e velocidade

monitoradas. Fotogeologia

É a determinação das feições geológicas a partir de fotografias aéreas. Grandes feições, como

dobras, falhas e mergulho das acamadas, podem ser visualizados.

Geologia de subsuperficieÉ o estudo dos dados obtidos com a perfuração de

poços em uma área ou bacia, com os quais podemos definir estruturas favoráveis ao trapeamento do petróleo.

Os métodos de subsuperficie mais utilizados são:Descrição da litologia: caracterização das amostras

de calha e testemunhos obtidos durante a perfuração de um poço.

7.1.5. PaleontologiaCiência que trata da identificação e datação dos

fosseis.

Mapeamento estrutural: técnica de representação gráfica que mostra, em planta, tanto a distribuição em área quanto a configuração atual de uma unidade estratigráfica ou um

horizonte de interesse (figura 30).

Secção estrutural: representação gráfica que mostra um corte transversal do terreno, tomando como base, dados de afloramentos ou de poços (figura 31).

fosseis.

PaleontologiaCiência que trata da identificação e datação dos

fosseis.

MÉTODOS GEOFÍSICOS:

A Geofísica trata do estudo da Terra através de suas propriedades físicas.

A exploração geofísica iniciou-se na década de 20, com o objetivo de detectar

variações, má distribuição de algumas propriedades físicas interna das rochas, tais como a gravidade, magnetismo, resposta sísmica, eletricidade e radiatividade. Os principais na industria de petróleo são:

. GravimetriaConjunto de técnicas que mede pequenas variações na

gravidade com base nas mudanças laterais da densidade das rochas, utilizando-se de um aparelho chamado Gravímetro. A aquisição destes dados visa, principalmente, estabelecer o

arcabouço estrutural de uma bacia sedimentar, seus limites e a ocorrência de domos salinos.

. MagnetometriaMede pequenas variações na intensidade do campo

magnético terrestre, em conseqüência da distribuição irregular das rochas magnetizadas em subsuperfície. É utilizada,

principalmente, para delimitação das bordas de bacias, de intrusões ígneas e de altos estruturais do embasamento.

SísmicaEste método utiliza a propagação de ondas de choque na crosta terrestre originadas por explosão de cargas de dinamite ou vibração através de Vibrosseis. Estas

ondas de choque, refratadas e refletidas pelas camadas sedimentares, são captadas pelos sismógrafos e posteriormente processadas e

interpretadas pelos geofísicos.

MÉTODOS GEOFÍSICOS: Sísmica

ACOMPANHAMENTO GEOLÓGICO DE POÇO

A real existência do petróleo só pode ser comprovada com a perfuração de poços,

através da correta obtenção e aproveitamento das informações obtidas na boca do poço.

As tarefas desenvolvidas no acompanhamento geológico do poço são:

ACOMPANHAMENTO GEOLÓGICO DE POÇO

- Descrição de amostras de calha e testemunhos;

- Identificação imediata dos indícios de hidrocarbonetos em amostras de calha, detector de gás e fluido de perfuração;

- Confecção gráfica de perfis de acompanhamento;

- Execução de operação de perfilagem e teste de formação a poço aberto;

- Transmissão de informação de rotina;- Confecção de relatórios.

AMOSTRAS DE CALHA

As amostras de calha são fragmentos de rocha resultantes da ação mecânica da broca, que vem à

superfície transportada pelo fluido de perfuração que circula no poço.

São as informações mais aproximadas da realidade, função direta da criteriosidade do encarregado da coleta e da lavagem. Uma boa coleta é o primeiro passo para

uma boa amostragem.O intervalo de coleta das amostras é dependente da

finalidade do poço. Desta forma, em um poço pioneiro, faz-se a amostragem de três em três metros. Onde a

estratigrafia é mais conhecida, a amostragem é feita a cada nove metros.

AMOSTRAS DE CALHA

Características observadas nas amostras de calha:

Tipo de rocha;Percentual de ocorrência de cadatipo litológico;Cor e tonalidade;Granulometria;Arredondamento de grãos;Seleção de grãos;Composição principal e acessóriadas rochas;Matriz/cimento;Estrutura;Porosidade;Indícios de hidrocarbonetos (fluorescência, corte e mancha);Outros atributos, tais como dureza, compactação, tipo de fratura, etc.

AMOSTRAS DE CALHA

TESTEMUNHOS

A testemunhagem é um processo de amostragem direta, que consiste na obtenção de uma seção

representativa da rocha em subsuperfície, na sua exata profundidade.

Há dois tipos de testemunhos: o convencional (obtido durante a perfuração) e a amostragem lateral

(obtida após a conclusão do poço em zonas pré-selecionadas através de perfis).

No primeiro tipo, pode-se adquirir qualquer metragem de testemunhos, enquanto no segundo, apenas

pequenos plugues da ordem de uma polegada de comprimento por meia polegada de largura.

TESTEMUNHOS

A testemunhagem é realizada para:

Avaliação de indícios;

Obtenção de dados paleontológicos;

Estudos estratigráficos e sedimentares;

Estudos de reservatório;

Determinação dos parâmetros petrofísicos da rocha.

TESTEMUNHOS

INDÍCIOS DE HIDROCARBONETOS

O principal objetivo do geólogo de poço é a detecção, em tempo hábil, de hidrocarbonetos nos reservatórios perfurados, através de amostras de calha, testemunhos, detector de gás e fluido de perfuração, identificados através de fluorescência, corte e manchas de óleo.

Caracterização de indícios em amostras de calha e testemunhos

Fluorescência – é o fenômeno da emissão de ondas eletromagnéticas por algumas substancias, quando submetidas à ação da luz ultravioleta.

Corte – é a disseminação do hidrocarboneto dos poros da rocha, quando em contato com um solvente orgânico (ex.: tricloretano).

Caracterização de indícios em amostras de calha e testemunhos

Figura 33 – Fluoroscópio utilizado na observação de indícios de HC em amostras de calha.

Mancha de óleo – pode ser observada tanto nos poros da rocha quanto na superfície dos grãos. A cor da mancha da uma idéia quanto ao tipo de óleo contido no reservatório.

Detector de Gás e Cromatógrafo

São equipamentos de grande utilidade, podendo prevenir kick e blow-out,detectar hidrocarbonetos não influenciáveis

pela luz ultravioleta, ajudar a interpretação de perfis e identificar gases leves (ex.: metano) e totais.

Os tipos de detectores utilizados na Petrobras são:DG-100 – usado principalmente em terra. Determina os

valores de UGT (unidades de gases totais) e UGP (unidades de gases pesados);

Analysts – usado em plataformas. Alem de determinar os valores UGT e UGP, consegue definir as quantidades

relativas dos principais componentes gasosos (metano, etano, propano, isobutano e butano), quando acoplado ao

cromatógrafo.

PERFIL DE ACOMPANHAMENTO GEOLÓGICO

À proporção que o poço é perfurado, o geólogo registra uma enorme variedade de dados em um gráfico de profundidade que é

denominado perfil de acompanhamento geológico ou strip-log.Estes dados são:

Tempo de penetração da broca – muito útil na interpretação geológica, marcando o topos de formações e definição de

intervalos porosos para teste de formação;Litologia percentual e descrição sumária;

Litologia interpretada;Informações sobre a perfuração e outras operações – tipo,

diâmetro e profundidade de entrada da broca, avanço, revestimento, cimentação, etc.Registros do detector de gás;

Resumo de testes de formação e perfilagem;Resultados de testemunhagens.

AVALIAÇÃO DE FORMAÇÃO

Durante a perfuração de um poço, torna-se necessário identificar os vários tipos de rochas atravessadas pela

broca, localizar aquelas que possam conter hidrocarbonetos e avaliar seu significado comercial. Os

resultados obtidos através destes procedimentos se constituem em uma avaliação de formação.

Para que uma avaliação possa ser perfeita, ela deve ser iniciada desde os primeiros metros perfurados, realizando-

se em duas etapas, quais sejam:

AVALIAÇÃO DE FORMAÇÃO

Avaliação exploratória ou geológicaDurante a perfuração do poço: amostras de calhas

testemunhosanomalias em detectores de gás

kicks de água ou gásDurante ou após a perfuração do poço: perfilagem

teste de formação a poço abertoamostras laterais

Avaliação exploratória ou de produçãoTeste de formação a poço revestido (semelhante a teste de

formação a poço aberto).Na realidade, os métodos de avaliação exploratória baseiam-se, principalmente, na perfilagem de poços e em testes de

formação.

PERFILAGEM

Perfil é a representação gráfica continua de uma ou mais características ou propriedades das rochas

atravessadas por um poço em relação à profundidade.Os perfis podem ser confeccionados manualmente

(ex.: perfil de acompanhamento, granulométrico, de tempo de penetração, etc.) ou eletronicamente. Estes

são ditos perfis elétricos, permitem inferir certas propriedades físicas (elétricas, acústicas, radioativas,

entre outras) das rochas atravessadas, caracterizando-as e possibilitando correlações entre poços.

RELAÇAO ENTRE OS PARAMETROS MEDIDOS PELOS PERFISMAIS UTILIZADOS E AS PROPRIEDADES DAS ROCHAS

PERFIL PARAMETRO(s) MEDIDO(s) RESPOSTAS

Potencial Espontâneo (SP)

Potencial elétrico natural entre o poço e a superfície

Argilosidade, litologia, permeabilidade e indicação qualitativa da salinidade da água de formação.

Elétrico-indução (IEL, ISF), Lateroperfil (DLL) e Duploindução (DIT)

Resistividade da zona mais afastada da parede do poço

Resistividade

Microperfil (ML, MSFL)

Resistividade da zona próxima à parede do poço

Resistividade

Raios gama (GR) Radioatividade natural e total da formação

Litologia e argilosidade

Raios Gama Espectral (NGT)

Conteúdo radioativo total e parcial da formação devido aos elementos U, Th, e K, isoladamente.

Litologia, argilosidade e identificação do tipo de argila da rocha.

Sônico (BHC, BCS) Tempo de propagação de uma onda acústica ao longo das paredes do poço.

Porosidade, velocidade acústica das rochas e identificação litológica.

Densidade (CDL) Quantidade de elétrons por unidade de volume de rocha

Porosidade, densidade e identificação litológica.

Litodensidade (LDT) Efeito fotoelétrico das rochas Porosidade, densidade e identificação litológica.

Neutrônico (CNL, CNS)

Concentração de hidrogênio por unidade de volume da rocha.

Porosidade, identificação litológica e de fluido.

TESTE DE FORMAÇÃO A POÇO ABERTO

A operação de teste de formação tem por finalidade o reconhecimento dos fluidos das formações e as suas

características de produção dos reservatórios. Para tanto, a pressão da formação é colocada, temporariamente, em contato com a pressão atmosférica, através de uma coluna testadora

conectada a DC´s. HW´s e DP´s.O intervalo a ser testado é isolado através de obturadores

constituídos por borrachas que se expandem pela aplicação de peso na coluna, assentando nas paredes do poço.

A coluna é descida vazia para permitir que, após a abertura da válvula hidráulica no fundo, a formação possa produzir para a

coluna testadora.Se o intervalo testado for de boa permeabilidade, poderá

ocorrer surgência de fluido (gás, óleo ou água).

SIGLAS E NUMERAÇÃO DOS POÇOS

Os poços perfurados em terra recebem denominação de acidentes geográficos (rios, vales, lagoas, etc.) ou de localidades

próximas (vilas, povoados, fazendas, etc.).Os poços perfurados em áreas marítimas pioneiras recebem o

nome do estado da federação a que pertencem acrescido de S (referencia à palavra submarino), como, por exemplo, BAS (Bahia

Submarino). Já os campos marítimos são batizados com nomes populares de peixes acompanhados da sigla do estado e S.

O prefixo numérico do poço indica qual a sua principal finalidade, sendo constituídos de quatro partes, unidas entre si por um traço de

união (hífen), a saber:

SIGLAS E NUMERAÇÃO DOS POÇOS

EXEMPLO 7-AG-15-BA

CLASSIFICAÇÃOREFENCIAL NOMINAL

(SIGLA)NUMERO SEQUENCIALESTADO DA FEDERAÇÃO

PREFIXO FINALIDADE

EXPLORATÓRIOS

1 Pioneiro

2 Estratigráfico

3 Extensão

4 Pioneiro adjacente

5 Jazida mais rasa

6 Jazida mais profunda

EXPLOTATÓRIOS 7 Desenvolvimento ou lavra

8 Injeção

9 Especial

Tabela 4 – Nomenclatura de poço.

Reservatórios

A engenharia de reservatórios se preocupa basicamente com a retirada dos fluidos do interior das rochas, de modo que eles possam ser conduzidos até a superfície.

São estudadas na engenharia de reservatórios a caracterização das jazidas, as propriedades das rochas, as propriedades dos fluidos nelas contidos, a maneira como estes fluidos interagem dentro da rocha e as leis físicas que regem o movimento dos fluidos no seu interior, com o objetivo de maximizar a produção de hidrocarbonetos com o menor custo possível.

Permeabilidade absoluta

• A medida da capacidade de uma rocha permitir o fluxo de fluidos é chamada permeabilidade.

• Quando existe apenas um único fluido saturando a rocha, esta propriedade recebe o nome de permeabilidade absoluta.

Permeabilidade efetiva

Quando existe mais de um fluido, a facilidade com que cada um se move é chamada permeabilidade efetiva ao fluido considerado.

Classificação dos reservatórios

A classificação de um reservatório de petróleo é feita de acordo com o comportamento da mistura de hidrocarbonetos nele contida e das condições de pressão e temperatura a que estiver submetida.

Tipos de reservatórios

- Óleo

- Gás

Reservatório de óleo

Ao chegar à superfície a mistura gasosa é submetida a processos nos quais os componentes mais pesados são separados dos mais leves. Caso ocorra uma certa produção de líquido este recebe o nome de reservatório de gás úmido, caso contrário recebe o nome de reservatório de gás seco.

Reservatórios de gás

Fluidos produzidos

Um comportamento padrão esperado para um reservatório de óleo é que ele produza óleo, gás natural e água.

Produção de óleo

O óleo é a parte dos hidrocarbonetos que permanece no estado líquido quando a mistura é levada a superfície.

Mecanismos de Produção

• Gás em Solução• Capa de Gás• Influxo de Agua• Combinado

Gás em Solução

Capa de Gás

Influxo de água

Combinado

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