bacia potiguar

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Universidade Federal do Espírito SantoCentro Universitário do Norte do Espírito Santo

Departamento de Ciências da NaturezaCurso de Engenharia de Petróleo

MURILO CEZARI GUIDI

THIAGO COSTA SOUTO

BACIA POTIGUAR

SÃO MATEUS2014

Centro Universitário Norte do Espírito Santo Rodovia BR 101 Norte, Km. 60 – Bairro Litorâneo, CEP 29.932-540 – Tel.: +55 (27) 3312-1511

Avenida João XXIII, 1.544 – Bairro: Boa Vista, CEP 29.931-220 (Pólo Universitário) – Tel.: +55 (27) 3763-8500São Mateus – ES

Sítio eletrônico: http://www.ceunes.ufes.br

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MURILO CEZARI GUIDI

THIAGO COSTA SOUTO

BACIA POTIGUAR

Projeto desenvolvido durante a disciplina de Geologia do Petróleo como parte da avaliação referente ao semestre seletivo de 2013/2.

Orientador: Prof. Carlos Freire

SÃO MATEUS

2014




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1. INTRODUÇÃO

A Bacia Potiguar localiza-se ao longo do estado do Rio Grande do Norte e Ceará.

Conta com uma área de aproximadamente 94.043 Km², destas, 31.354 Km² de área

submersa e 62.690 km² submersa. Seus limites são representados por

embasamento a sul, leste e oeste, na parte emersa e na área submersa pelo Alto de

fortaleza a oeste e Alto de Touros, a leste.

Tal Bacia formou-se a partir do fraturamento do super continente Gondwana,

resultando num rifte Neocomiano NE-SW, coberto principalmente por neocretáceos

e terciários.

A porção marítma da Bacia Potiguar é classificada como fronteira exploratória,

contudo bastante promissora devido aos vários campos petrolíferos produtores em

águas rasas de óleo leve. No ano de 2001, foi tida como a maior produção de óleo

em terra.

Com um total de 5.503 poços perfurados até março de 2003, Potiguar possuía em

2002 um volume in place de óleo de 833 MM m³ e 66,46 BB m³ de gás natural. Teve

sua primeira exploração em terra no ano de 1956 e em mar em 1971.

Além de falarmos da Bacia Potiguar propriamente dita, abordaremos neste

presente trabalho um estudo de caso, que venha a enriquecer as informações já

apresentadas no decorrer do trabalho.




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4

2. HISTÓRICO

A Bacia Potiguar localiza-se no extremo leste da Margem Equatorial

Brasileira, compreendendo um segmento emerso e outro submerso, ao longo dos

Estados do Rio Grande do Norte e do Ceará.

O Alto de Fortaleza define seu limite oeste com a Bacia do Ceará, enquanto

que o Alto de Touros define seu limite leste com a Bacia de Pernambuco-Paraíba.

Essa bacia ocupa uma área de 94.043 km², sendo que dessa área 31.354 km²

estão localizadas na porção emersa e 62.690 km² estão na porção submersa, vale

ressaltar que a profundidade máxima encontrada nessa área é de 3000 m. Abaixo

se tem a localização em um mapa da Bacia Potiguar.




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Figura 1: Localização da Bacia Potiguar. Fonte: ANP. Acesso em 19 fev. 2014.

A exploração na bacia se iniciou em 1956, essa foi feita inicialmente

exclusivamente pela PETROBRAS. Em 1973 se descobriu o primeiro poço offshore

da bacia, o Campo de Ubarana. Em 1979 se descobriu o primeiro poço onshore, o

Campo de Mossoró. Em 1985 foi descoberto um dos principais campos da bacia, o

Campo de Santo Amaro. Abaixo está esquematizada toda a cronologia da bacia

desde o começo da exploração:




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Figura 2: Histórico da Bacia Potiguar. Fonte: ANP. Acesso em 19 fev. 2014




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3. CONTEXTO GEOLÓGICO

Bacia Potiguar representa um rifte intracontinental em sua porção emersa e

uma bacia do tipo pull-apart em sua porção submersa. A Bacia Potiguar faz parte do

Sistema de Riftes do Nordeste brasileiro, conjuntamente com as bacias do

Recôncavo, Tucano, Jatobá, Araripe, Rio do Peixe e Sergipe-Alagoas.

3.1.ARCABOUÇO TECTONO-ESTRATIGRÁFICO DA BACIA POTIGUAR

Evolução tectônica

A Bacia Potiguar está situada no limite entre as margens leste e equatorial

brasileiras, estando a sua origem diretamente ligada à evolução destes dois

segmentos da Placa sul-americana. A história tectônica da Bacia teve início no

Neocomiano e pode ser dividida em três fase distintas, identificadas por Bertani et

al. (1990), quais sejam, rifte, transicional e deriva continental. O pre-enchimento

sedimentar da bacia durante cada uma destas fases tectônicas foi caracterizado,

respectivamente, pela deposição das megassequências continental, transicional e

marinha (Chang & Kowsmann,1987, Chang et al 1992)




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Fase Rifte (Neocomiano-Eoaptiano)

Caracteriza-se por um regime tectônico rúptil distensivo, com afinamento

crustal e formação de grábens assimétricos controlados por grandes falhas normais

e de transferência (Matos 1987, 1992). Ao longo destes grábens implantou-se uma

sedimentação continental constituída de folhelhos lacustres, arenitos flúvio-deltaicos

e depósitos de planície aluvial/planície de inundação. O preenchimento da bacia

durante esta fase é representado pela megassequência continental, constituída

pelos depósitos das formações Pendência e Pescada. Essa fase é síncrona em

várias bacias do nordeste brasileiro, como demonstrado por Matos (1987, 1992),

sendo caracterizada por um regime tectônico com altas taxas de subsidência e

extensão litosférica (Chang & Kowsmann 1987, Chang et al 1992).

Fase Transicional (Neoaptiano-Eoalbiano)

Este estágio foi marcado por um regime tectônico de relativa quietude,

caracterizado por subsidência termal devida ao início do processo de resfriamento

da litosfera previamente distendida e aquecida na fase rifte. Depositaram-se nesta

fase os folhelhos e calcários lagunares, com influência marinha, intercalados por

arenitos deltaicos, que caracterizam a megassequência transicional representada

pelos sedimentos da Formação Alagamar. A seção superior desta unidade

representa a primeira entrada marinha na Bacia Potiguar, registrada nos calcilutitos

algálicos e ostracoidais das Camadas Ponta do Tubarão (CPT) (Vasconcelos 1995).




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Fase de Deriva (Albiano – Holoceno)

Corresponde à fase de deriva continental, caracterizada por uma

sedimentação marinha franca. O regime tectônico controlador desta fase é o de

subsidência termal e compensação isostática (Chang & Kowsmann 1987, Chang et

al. 1992), típico do contexto de margem passiva.

A megassequência marinha que corresponde ao preenchimento sedimentar

desta fase compreende a maior parte da sedimentação ocorrida durante a fase de

subsidência térmica plena da bacia, podendo ser dividida em dois conjuntos de

sequências de 2ª ordem: transgressivas e regressivas. As sequências transgressivas

são caracterizadas por uma sedimentação de sistemas fluviais a de ambiente

marinho profundo, passando por sistemas carbonáticos de plataforma, implantados

entre o Albiano e o Eocampaniano. Estas sequências englobam rochas das

formações Açu, Ponta do Mel, Jandaíra e Quebradas cujo máximo transgressivo

correspondente aos folhelhos neocenomanianos conhecidos como Membro Porto do

Mangue, da Formação Quebradas.

As sequências regressivas consistem de sistemas de leques costeiros e

bancos carbonáticos progradantes atuantes na bacia a partir do Neocampaniano e

que se estendem até os dias atuais. Individualizam-se pelo menos três sequências

neste intervalo, limitadas por discordâncias bem marcadas em seções sísmicas,

quebras nos perfis elétricos e descontinuidades bioestratigráficas em poços. A

sequência mais antiga, de idade Neocampaniano-Neopaleoceno, preserva ainda

delgadas relíquias de uma plataforma carbonática e principalmente fácies de talude

e bacia. Uma sequência intermediária, de idade Neopaleoceno-Eomioceno, está

representada em quase toda a bacia por uma cunha sedimentar, também composta

de resquícios de plataforma carbonática, fácies de talude e bacia oceânica. Essa

sequência é limitada no topo por outro importante evento erosivo, datado como

eomiocênico.




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A última sequência regressiva, objeto deste trabalho, que apresenta um

grande deslocamento de fácies em direção à bacia oceânica, marcado pela

implantação de carbonatos de plataforma rasa discordantemente sobre fácies de

talude das sequências pretéritas. Esta megassequência é reconhecida em quase

todas as bacias da margem continental brasileira, cujos principais eventos erosivos

são correlacionáveis em escala regional.

Figura 3: Sequências Deposicionais da Bacia Potiguar. Fonte ANP. Acesso em 20 fev. 2014.




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3.2.ARCABOUÇO ESTRUTURAL E ESTRATIGRAFIA

Em relação às unidades litoestratigráficas, estão presentes no bloco os

Grupos Areia Branca, Apodi e Agulha. A Coluna Estratigráfica da Bacia Potiguar é

apresentada na Figura 4, sendo a descrição abaixo baseada em Souza (1982) e

Araripe e Feijó (1994).

Figura 4: Coluna Estratigráfica da Bacia Potiguar. Fonte ANP. Acesso em 19 fev. 2014.




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O Grupo Areia Branca engloba as formações Pendência, Pescada e

Alagamar. A Formação Pendência é caracterizada pela presença de arenito fino,

médio e grosso, de coloração cinza-esbranquiçada, com camadas de folhelho e

siltito cinzento, com idades Neo-Rio da Serra à Jiquiá. Esta unidade se sobrepõe de

forma discordante ao embasamento e está sotoposta também de forma discordante

às seções clásticas e carbonáticas da Formação Alagamar.

A Formação Pescada corresponde a uma cunha clástica sintectônica, e seus

contatos inferior e superior são discordantes com as Formações Pendência e

Alagamar. Tem idade Neoalagoas, com depósitos espessos e uniformes.

A Formação Alagamar tem contato inferior discordante sobre as Formações

Pendência e Pescada. É uma seção areno-carbonática sotoposta de forma

discordante à Formação Açu (Grupo Apodi). Tem idade Neoalagoas e é formada

pelos membros Upanema (basal) e Aracati, com o primeiro sendo constituído de

arenito fino e grosso, cinzento, e folhelho cinza-esverdeado.

Os membros Upanema e Aracati são separados pela seção carbonática

Camadas da Ponta do Tubarão, representada por três sistemas deposicionais:

Galinhos (nerítico), Ponta do Tubarão (lagunar) e Upanema (flúvio-deltaico).

O Grupo Apodi apresenta grande concentração de rochas carbonáticas e

engloba as formações Açu, Quebradas, Ponta do Mel e Jandaíra.

A Formação Açu caracteriza-se por camadas espessas de arenito médio a

muito grosso, de cor esbranquiçada, com intercalações de folhelho e argilito verde

claro e siltito castanho-avermelhado. Interdigita-se com as formações Ponta do Mel

e Quebradas, estando sotoposta de forma concordante à Formação Jandaíra e tem

contato inferior disco rdante com a Formação Alagamar.

A Formação Ponta do Mel recobre de forma concordante a Formação Açu e

está recoberta concordantemente pela Formação Quebradas. Apresenta calcarenito




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oolítico, doloespatito castanho-claro, calcilutito branco e camadas de folhelho verde-

claro. Tem idade Neoalbiana.

A Formação Quebradas tem contato inferior discordante com a Formação

Ponta do Mel e contato superior concordante com a Formação Jandaíra. Apresenta

o Membro Redonda, formado por arenito, folhelho e siltito, e Porto do Mangue, com

folhelho e arenito, e é de idade Cenomaniana.

A Formação Jandaíra representa a seção carbonática sobreposta aos

arenitos da Formação Açu. Apresenta calcarenito bioclástico, com foraminíferos

bentônicos. Interdigita-se com a parte inferior da Formação Ubarana. Seu contato

inferior é concordante com a Formação Açu. Tem idade Turoniana a

Mesocampaniana.

O Grupo Agulha engloba as Formações Guamaré, Ubarana e Tibau. A

Formação Tibau caracteriza-se por arenito grosso hialino, interdigitando-se com as

formações Guamaré e Barreiras. O ambiente deposicional é de leques costeiros.

A Formação Guamaré tem idade do Neocampaniano ao Holoceno,

caracterizando-se pela presença de calcarenitos bioclásticos creme e calcilutito,

depositados em talude e plataforma carbonáticos.

A Formação Ubarana caracteriza-se por espessa camada de folhelhos e

argilitos cinzentos, intercalada com camadas finas de arenito grosso a muito grosso.

Essas rochas estão interdigitadas com as do Grupo Apodi (em direção ao

continente) e com a Formação Guamaré e têm idade do Albiano ao Holoceno.

4. ASPECTO DOS HIDROCARBONETOS




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Esta seção dará ênfase às características do óleo dessa bacia, quais

formações são melhores reservatórios, selantes ou geradoras. As melhores rochas

geradoras que possuem como característica principal uma boa porosidade, elas

estão localizadas nas Formações Pendência e Alagamar, eles possuem COT

(Carbono Orgânico Total) entre 6 e 4 por cento em média.

As rochas reservatórios possuem como características básicas bons níveis de

porosidade e permeabilidade. As melhores rochas reservatórios se localização na

Formação Açu, ela possui porosidade variando de 19 a 30 por cento e

permeabilidade média entre 200 e 500 micro Darcy. Geralmente as rochas são

arenitos flúvio-deltaicos e turbidíticos.

As rochas selantes são rochas com baixas porosidades. Nessa bacia são

representados por folhelhos sobrepostos ou intercalados e calcilutitos. As trapas são

estruturas que permitem a migração do fluido até a rocha reservatório. A Bacia

Potiguar possui trapas estruturais, estratigráficas e mistas. As trapas estruturais são

o resultado de atividade tectônica, estando relacionadas a falhas, dobras ou

diápiros. Já as trapas estratigráficas são resultantes de variações litológicas,

podendo ser de origem deposicional ou pós-deposicional. As trapas mistas são

combinações dos dois tipos citados acima.

A migração ocorre nos planos de falha ou no contato direto entre rocha

geradora e a rocha reservatório.

Existem três principais sequências deposicionais: Rifte, Transicional e Drifte.

A Sequência Rifte é observada na Formação Pendência, ela possui potencial

gerador com COT igual a 4% e matéria orgânica do tipo I. A Sequência Transicional,

por sua vez, é observada na Formação Alagamar também possui potencial gerador

com COT igual a 6% e matéria orgânica do tipo I e II. Já a Sequência Drifte possui

potencial reservatório, nela são encontrados 85% do óleo de toda Bacia Potiguar.Centro Universitário Norte do Espírito Santo

Rodovia BR 101 Norte, Km. 60 – Bairro Litorâneo, CEP 29.932-540 – Tel.: +55 (27) 3312-1511Avenida João XXIII, 1.544 – Bairro: Boa Vista, CEP 29.931-220 (Pólo Universitário) – Tel.: +55 (27) 3763-8500

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Os principais campos produtores são:

Canto do Amaro;

Estreito;

Alto do Rodrigues;

Ubarana;

Fazenda Pocinho;

Fazenda Belém.

Em relação ao grau API (American Petroleum Institute), essa bacia possui

como tem como característica poços onshore com baixo grau API, como o da

Fazenda Belém, que gira em torno de 14ºAPI. Já na porção offshore o óleo

encontrado geralmente é leve, como o do campo de Ubarana, que possui em média

34ºAPI. Abaixo se tem uma tabela que mostra a classificação do óleo de cada

campo e sua localização:




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Figura 5: Classificação quanto ao grau API. Fonte: ANP. Acesso em 19 fev. 2014

A produção atual da Bacia Potiguar é pequena nacionalmente, porém essa

situação já foi diferente. Em 2001 a bacia foi responsável por uma das maiores

produções de prospectos no Brasil. O declínio dessa produção ocorre devido a

maioria dos campos da bacia já terem atingido o seu pico. No gráfico abaixo

podemos observar o declínio dessa produção.




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Figura 6: Evolução da exploração no mar e na terra. Fonte ANP. Acesso em 19 fev. 2014

Figura 7: Produção da Bacia Potiguar no cenário nacional. Fonte ANP. Acesso em 19 fev. 2014




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Podemos observar que a Bacia Potiguar representa apenas 3% de toda

produção nacional de óleo e 1,9% de todo o gás natural. A Bacia Potiguar se

encontra localizada entre o Rio Grande do Norte e o Ceará, mas o Rio Grande do

Norte é responsável pela maior parte da produção de óleo e gás, isso é mostrado no

gráfico abaixo:

Figura 8:

Divisão de Produção na Bacia Potiguar. Fonte ANP. Acesso em 19 fev. 2014

A próxima tabela mensura as quantidades de óleo e gás presentes na Bacia

Potiguar:




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Tabela 1: Quantificação de óleo e gás natural em Potiguar. Fonte ANP. Acesso em 19 fev. 2014

Pode-se observar que a porção onshore possui maior quantidade de óleo e a

parte offshore possui maior quantidade de gás natural. Na Bacia Potiguar existem 98

campos de óleo e gás em desenvolvimento, sendo que 84 localizam-se na terra e 14

no mar.

Estima-se que a produção acumulada de óleo será em torno de 793 milhões

de barris de petróleo e 26 bilhões de metros cúbicos de gás natural. Essa produção

desse campo mesmo pequena, quando comparada aos grandes produtores no

Brasil, já esclarece o porquê do investimento na Bacia Potiguar.

O principal campo produtor de óleo no Rio Grande do Norte é o campo de

Canto do Amaro, enquanto o campo de Ubarana é o maior produtor de gás natural.

No Ceará a Fazenda Belém se destaca na produção de óleo, porém quase não

representa nada da produção de gás natural. Abaixo se tem os gráficos da produção

de óleo e gás no Rio Grande do Norte (RN) e Ceará (CE).




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Figura 9: Produção de hidrocarbonetos no estado do RN. Fonte ANP. Acesso em 19 fev. 2014

Figura 10: Produção de hidrocarbonetos no estado do Ceará. Fonte ANP. Acesso em 19 fev. 2014

5. IMPLICAÇÕES ECONÔMICAS




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De acordo com a Lei 9478/97 “Pertencem à União os depósitos de petróleo,

gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos existentes no território nacional, nele

compreendidos a parte terrestre, o mar territorial, a plataforma continental e a zona

econômica exclusiva.”, disposto isto, a lei afirma também que após os estudos,

licitações e assinatura do contrato de concessão para que a atividade extrativista

possa entrar na fase de execução, este último deve dispor sobre as seguintes

participações governamentais, outrora previstas no edital de licitação, e são nessas

participações que podemos encontrar disposições sobre os royalties do petróleo,

como visto neste trecho:

“Os royalties constituem compensação financeira devida pelos concessionários de

exploração e produção de petróleo ou gás natural, e serão pagos mensalmente, com

relação a cada campo, a partir do mês em que ocorrer a respectiva data de início da

produção.” Decreto nº 2.705/1998 - Art. 11º.

Desde 1973, quando foi encontrado o primeiro campo de petróleo no Rio

Grande do Norte (Ubarana), a região que compreende a Bacia Potiguar,

principalmente o estado do Rio Grande do Norte, que representa 87,8% da produção

da Bacia, veio se destacando nessa atividade tão significativa no que diz respeito à

geração de emprego e renda e crescimento do PIB nacional. Os principais

municípios potiguares da área de influência são Alto do Rodrigues, Apodi, Areia

Branca, Assu, Caraúbas, Carnaubais, Felipe Guerra, Governador Dix-Sept Rosado,

Guamaré, Macau, Mossoró, Pendências, Porto do Mangue, Serra do Mel e

Upunema.

Em dezembro de 2013, a atividade de exploração e produção de petróleo e

gás natural no estado do Rio Grande do Norte rendeu R$ 23.513.258,87. O repasse

dos royalties do petróleo para os municípios constituem sua principal fonte de renda.

O valor pago pela Petrobrás é utilizado no desenvolvimento das cidades e tal fato

pode ser comprovado pelo nível de desenvolvimento que estas cidades apresentam

em comparação com outros municípios que não são produtores.




22

A Petrobrás também fomenta nesses municípios projetos sociais, beneficiando

boa parte da população, como Integração Petrobras Comunidades, criada em 2008,

que visa complementar os programas corporativos de patrocínio da companhia, tais

como o Programa Petrobras Desenvolvimento & Cidadania. Esta seleção é voltada

exclusivamente para projetos desenvolvidos em comunidades localizadas no

entorno de unidades da Petrobras.

Atualmente, a Petrobras mantem 36 plataformas de produção na Bacia

Potiguar, mas a situação do setor petrolífero na região não é das melhores. O

estado vem apresentando nos últimos anos uma queda em sua produção, pois

muitos dos seus poços já estão em produção há algum tempo e deste modo já

atingiram seu pico de produção. Apesar disso, de acordo com o boletim da produção

de petróleo e gás natural, edição de abril de 2012, o Rio Grande do Norte voltou a

liderar a produção de petróleo em terra. No nordeste, o estado ocupa a segunda

posição quando somados a produção de petróleo e gás natural.

Apesar do Rio Grande do Norte enfrentar um declínio em sua produção anual,

a Petrobras vem investindo pesado para tentar recuperar a produção em terra e a

produção em mar já é apontada como uma alternativa. Nos últimos anos, robustos

investimentos têm sido aplicados a fim de descobrir novos poços.

Em maio de 2013 a Agência Nacional do Petróleo realizou a 11ª rodada de

leilão de áreas, sendo que 18 blocos exploratórios foram arrematados e renderam

mais de R$ 226 milhões de bônus de assinatura (valor pago pelas empresas quando

da assinatura dos contratos de concessão). As operadoras terão entre cinco a sete

anos para procurar petróleo e gás na Bacia Potiguar, e outros 27 anos para produzir.

Além disso, no dia 18 de Dezembro de 2013, a Petrobrás comunicou a

descoberta de uma acumulação de petróleo na concessão BM-POT-17, a primeira

em águas profundas da Bacia Potiguar, na sua porção localizada no estado do Rio

Grande do Norte. A descoberta ocorreu durante a perfuração do poço 1-BRS-A-




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1205-RNS (1-RNS-158), informalmente conhecido como Pitu, em profundidade de

água de 1.731 metros e localizado a cerca de 55 km da costa do estado do Rio

Grande do Norte.

O intervalo portador de petróleo líquido foi constatado por meio de perfis e

amostragens de fluido que serão caracterizados por análise de laboratório. O poço

ainda está sendo perfurado a uma profundidade de 4.197 metros e a perfuração

prosseguirá até 5.028 metros.

A Petrobras é a operadora da concessão BM-POT-17, com 80% de

participação, em consórcio com a empresa Petrogal Brasil S.A., que detém 20%.

Em decorrência de processo de Farm-out, em andamento, e depois de obtida a

aprovação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP),

a BP Energy do Brasil Ltda passará a atuar como concessionária e as participações

das consorciadas no BM-POT-17 serão: Petrobras (40%), BP Energy do Brasil Ltda

(40%) e Petrogal Brasil S.A (20%).

O consórcio dará continuidade às operações para concluir o projeto de

perfuração do poço até a profundidade prevista, verificar a extensão da nova

descoberta e caracterizar as condições dos reservatórios encontrados. Essa

descoberta recuperou um novo fôlego para a região e a expectativa é que a partir de

2015, o incremento de recursos acarrete em geração de emprego e aquisição de

bens e serviços. O montante de capital, segundo analistas do mercado, pode

duplicar a partir das operações chegando a mais de meio bilhão de reais.

5.1. INDICADORES SOCIOECONÔMICOS NA REGIÃO DOS MUNICÍPIOS PRODUTORES




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Perspectiva Populacional: A taxa média de crescimento da população

estudada foi de 1,35, podendo significar pouca existência de êxodo rural. A taxa de

fecundidade média foi de 2,64, o que demonstra que ainda há pouca preocupação

com o planejamento familiar na região.

Perspectiva de Trabalho e Rendimento: A implementação de políticas e ações

de desenvolvimento de outras atividades econômicas, equalizando ou aproximando

a distribuição de riquezas seria ideal. O indicador Rendimento Familiar per capita

demonstra que em quase metade da população residente nos municípios estudados

(48,09%) a renda é menor que um salário mínimo. A situação apresenta-se melhor

do que a média nacional, mas pior do que a estadual, demonstrando grande

diferença na distribuição de renda local.

Perspectiva da Saúde: Os dados da Esperança de Vida ao Nascer

encontrados para a região estipularam que a idade média máxima dos indivíduos no

local é de 65,26 anos. Então se faz necessária a adoção de medidas de melhoria

nas condições ambientais, sanitárias e de saúde. A taxa de mortalidade infantil dos

municípios produtores de petróleo e gás do RN foi de 50,42 mortes para cada 1000

nascidos vivos, um valor alto e alarmante, expressando a necessidade de medidas

de melhorias na saúde.

Perspectiva Educacional: A taxa de alfabetização de adultos encontrada para

os municípios em estudo foi de 66,0%, valor bem menor do que o valor nacional e

também menor do que a média estadual, dado alarmante que demonstra uma

quantidade muito pequena de pessoas com capacidade de ler e escrever. Faz-se

necessária de forma urgente a implementação de programas de educação e de

alfabetização para a população.

Perspectiva Habitacional: O dado da porcentagem de pessoas que vivem em

domicílios com mais de duas pessoas por dormitório para os municípios em estudo

(17,21%) foi bastante próximo da média estadual (19,98%) e da média nacional

(18,7%), mas que ainda é considerado um valor alto, fazendo-se necessária a




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revisão das políticas habitacionais tanto locais quanto de todo o país, tendo em vista

a melhor qualidade de vida da população.

Perspectiva da Segurança: Quanto à segurança, o indicador coeficiente de

mortalidade por homicídios demonstra que a quantidade no Estado é razoavelmente

baixa, havendo relativa segurança.

Segue abaixo, uma tabela comparando e explicitando os indicadores acima

estudados nas regiões dos municípios produtores.




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Tabela 2: Indicadores Socioeconômicos do estado do Rio Grande do Norte. Fonte: Dados da Pesquisa (2009). Acesso em 19 fev. 2014.

A análise da dimensão social dos indicadores de sustentabilidade mostrou

que os municípios ainda apresentam situação precária em aspectos básicos de

infraestrutura, como educação e saúde, apesar da quantidade de royalties

recebidos.

Há de se programar uma aplicação eficiente dos recursos gerados pelas

participações governamentais advindas do petróleo gastas pelos administradores

públicos, em especial os royalties, visto que é realizada a exploração e produção de

um recurso limitado e extremamente relevante para o cenário econômico local. Os

investimentos destes recursos, quando bem realizados, podem e devem




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desenvolver as regiões que abrigam essas atividades mudando para melhor seus

cenários socioeconômicos.

Infraestrutura

A região possui uma rede com estrutura de recebimento, armazenamento e

distribuição de derivados de petróleo, composta por terminais, bases e armazéns,

distribuídos estrategicamente para atender a demanda por combustíveis de toda

região. Para permitir o escoamento de derivados no estado, a infraestrutura terrestre

e marítima do terminal de Guamaré também será ampliada visando à movimentação

de gasolina, diesel e nafta. Será construído um duto de derivados claros (diesel e

naftas) para entrada e saída de produtos pelo Terminal Aquaviário de Guamaré,

além de tanques e bombas necessários para a movimentação.

Principais instalações da indústria petrolífera na região da Bacia Potiguar:

Refinaria Potiguar Clara Camarão: Situada no Polo Industrial Petrobras de

Guamaré, a Refinaria Potiguar Clara Camarão produz diesel, nafta

petroquímica, querosene de aviação e, desde setembro de 2010, gasolina

automotiva, o que tornou o Rio Grande do Norte o único estado do país

autossuficiente na produção de todos os tipos de derivados do petróleo.

Tem Capacidade: 6.000 m3/dia, contando com duas unidades de destilação

atmosféricas: U-260 e U-270 (diesel e QAV), uma unidade de tratamento

cáustico regenerativo: U-280 e uma unidade de produção de gasolina: UGG -

U-280-A.

Terminal Aquaviário de Natal: Escoa os derivados de petróleo recebidos por

navios e caminhões-tanque para suprir as demandas energéticas do próprio Centro Universitário Norte do Espírito Santo



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estado e de áreas de abrangência. Terminal operado pelas subsidiárias

Transpetro e Petrobras Distribuidora.

Terminal Aquaviário de Guamaré: Serve, principalmente, como ponto de

armazenamento e escoamento, por cabotagem ou viagens de longo curso,

para a produção de petróleo oriundo dos campos de terra do estado do Rio

Grande do Norte. Terminal operado pela subsidiária Transpetro.

Gasodutos:

o Gasfor: Tem um trecho de 213 km que liga Guamaré a Aracati e outro

de 171 km, ligando Aracati a Pecém.

o Nordestão: Percorre 424 km entre Guamaré e Cabo. Além do Rio

Grande do Norte, passa por Paraíba e Pernambuco.

o Gasoduto Serra do Mel-Açu: Tem um trecho de 32 km que liga o

Gasfor a Usina Termelétrica Jesus Soares Pereira, ambos no Rio

Grande do Norte.

6. ESTUDO DE CASO

“Assinaturas magnéticas e gravimétricas do arcabouço estrutural da bacia Potiguar emersa, NE do Brasil”

Nilo Costa Pedrosa Jr.I, II; David Lopes de CastroIII; João Paulo Lopes de MatosI, II

6.1. RESUMO

Apresenta-se nesse trabalho uma interpretação qualitativa das assinaturas

aeromagnética e gravimétrica do arcabouço estrutural da Bacia Potiguar emersa,

situada na porção setentrional da Província Borborema. O embasamento pré-




30

cambriano consiste da amalgamação de blocos crustais arqueanos e proterozóicos,

formados por diversas sequências litoestratigráficas de rochas ígneas e

metamórficas.

Estas unidades geológicas são parcialmente recobertas por um expressivo

pacote sedimentar cretáceo, de até 6000 m de espessura, da Bacia. O contexto

geotectônico regional encontra-se condicionado por extensas zonas de cisalhamento

reativadas por esforços distensionais.

A interpretação integrada dos dados geofísicos permitiu a caracterização de

seis domínios magnéticos e gravimétricos distintos para o arcabouço regional da

Bacia Potiguar. Foi possível identificar descontinuidades nos lineamentos

magnéticos e gravimétricos, que fornecem novas evidencias para o controle

estrutural do embasamento sobre a distribuição de falhas normais e de

transferência, que afetaram as rochas sedimentares meso-cenozóicas da bacia.

Neste sentido, o objetivo principal da presente pesquisa é caracterizar o

arcabouço estrutural da Bacia Potiguar emersa, com base nas assinaturas

magnética e gravimétrica e, em especial, interpretar de forma integrada as unidades

e os lineamentos geofísicos, com vistas ao estudo da evolução geotectônica da

região. Os resultados obtidos fornecem importantes subsídios para determinar as

relações estruturais entre os processos geotectônicos que geraram a bacia e a

herança estrutural pré-rifte.




31




32

Figura 11: Mapa Geológico da porção emersa da Bacia Potiguar. Fonte: Revista Brasileira de Geofísica (2010). Disponível em: <http://www.scielo.br/scielo.php?pid=S0102-261X2010000200010&script=sci_arttext&tlng=pt> Acesso em 18 fev. 2014.

6.2. MAGNETOMETRIA

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) cedeu

os dados aeromagnéticos que foram utilizados neste estudo, na forma de arquivos

digitais. Tais dados foram levantados no âmbito do Projeto Bacia Potiguar pela

Petrobras, entre dezembro de 1986 e fevereiro de 1987. Foi voado um total de

26.537 km de linhas geofísicas, com intervalo de amostragem de 100 m e com uma

altitude média em relação ao terreno de 500 m. As linhas de voo têm direção N20ºW

e estão espaçadas de 2 km e 4 km. Já as linhas de controle de qualidade do

levantamento foram voadas na direção N70ºE e possuem um espaçamento de 5 e

10 km, conforme figura abaixo:




http://www.scielo.br/scielo.php?pid=S0102-261X2010000200010&script=sci_arttext&tlng=pt


http://www.scielo.br/scielo.php?script=sci_serial&pid=0102-261X&lng=en&nrm=iso


33

Figura 12: Mapa das linhas de voo do levantamento do Projeto Bacia Potiguar. Fonte: Revista Brasileira de Geofísica (2010). Disponível em: <http://www.scielo.br/scielo.php?pid=S0102-261X2010000200010&script=sci_arttext&tlng=pt> Acesso em 18 fev. 2014.

O processamento dos dados magnéticos consistiu em uma análise da

qualidade e consistência dos registros do campo geomagnético, sendo excluídas as

linhas de controle do levantamento. O mapa do campo magnético após a retirada da

componente principal do campo geomagnético (International Geomagnetic

Reference Field- IGRF) foi gerado através de uma malha regular de 500 m, usando

o método de interpolação Kriging. Após esse procedimento, foram aplicadas

diversas técnicas de filtragem, com intuito de aumentar a relação sinal/ruído e

realçar características específicas das fontes magnéticas, entre elas os filtros

cosseno direcional, redução ao polo e sinal analítico 3-D.







34

O filtro cosseno direcional é utilizado quando surge nos dados interpolados

um ruído direcional devido a alta concentração de informações ao longo das linhas

de voo do aerolevantamento, interferindo na resposta magnética das fontes (Cordell

et al., 1992). Usou-se a seguinte fórmula no cálculo do filtro cosseno direcional:

onde "L" é o valor do filtro, dado em coordenadas geográficas, "α" é o grau de

suavização, α é a direção da feição e θ é a direção do filtro.

A redução ao polo magnético consiste em fazer com que a anomalia

magnética de uma fonte geológica local seja independente da direção da indução do

campo geomagnético (Telford et al., 1998). Para a aplicação desse filtro, é

necessário conhecer a inclinação e declinação do campo geomagnético da região na

época do levantamento, cujos valores, para o Projeto Bacia Potiguar são de -11

º13'36" e -21 º47'10", respectivamente.

A amplitude do sinal analítico e expressa por um vetor de adição das

derivadas de segunda ordem das componentes reais nas direções x e y e na

componente imaginária na direção z, que realiza um processo de varredura para

localizar contatos magnéticos e suas profundidades,

onde A á a amplitude do sinal analítico, T o

campo geomagnético, e ∂x, ∂y e ∂z são as derivadas parciais de segunda ordem nas

direções ortogonais x, y e z, respectivamente (Reynolds, 1997).

A fase do sinal analítico é definida pelo ângulo formado entre os vetores

imaginários da segunda derivada em z e os vetores reais das segundas derivadas

em x e y.

Essa expressão permite estimar o mergulho e o contraste de susceptibilidade

magnética das fontes causadoras de anomalias. A fase do sinal analítico é dada por




35

6.3. ASSINATURA MAGNÉTICA DA BACIA POTIGUAR

A assinatura magnética do arcabouço estrutural da Bacia Potiguar mostra

uma configuração complexa com extensos alinhamentos principais de direção NE-

SW e subordinados na direção E-W. Anomalias com valores negativos e de maior

comprimento de onda (>50 km) ocorrem associadas às feições estruturais de caráter

mais profundo, como por exemplo, o gráben principal da bacia, situado na parte

centro-norte da área. A amplitude do sinal analítico 3-D foi utilizada para a

determinação de domínios magnéticos, enquanto que os lineamentos magnéticos

foram traçados com base nos mapas de amplitude e fase do sinal analítico.




36

Figura 13: Mapa de anomalias magnéticas reduzidas ao topo. Fonte: Revista Brasileira de

Geofísica (2010). Disponível em: <http://www.scielo.br/scielo.php?pid=S0102-

261X2010000200010&script=sci_arttext&tlng=pt> Acesso em 18 fev. 2014

Os principais domínios magnéticos são:

Domínio Magnético Óros (DMO) localiza-se na porção NW da área,

apresentando um relevo magnético com amplitudes elevadas (200 nT).

Anomalias positivas de forma alongada ocorrem segundo a direção NE-SW.

No extremo NW da área, notam-se fortes picos magnéticos de grande

amplitude que estão relacionados a rochas.








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Domínio Magnético Jaguaribe (DMJ) apresenta anomalias positivas e

negativas de curto comprimento de onda e formas assimétricas, orientadas

segundo a direção NE-SW, mais a norte, e inflexões de E-W para NW-SE, a

sudeste do Rifte Potiguar. Esse domínio esta inserido na borda oeste da

Bacia Potiguar, conhecida como Plataforma de Aracati e onde afloram,

principalmente, as rochas calcárias e arenitos das formações Jandáira e Açu,

respectivamente.

Domínio Magnético Rifte Potiguar (DMRP) compreende toda porção rifte da

bacia. Possui relevo magnético bem suave, com um padrão de anomalias de

médio a longo comprimento de onda, de direção preferencial NE-SW e leves

descontinuidades que são associadas a lineamentos de direção NW-SE. Na

parte mais central, os principais grábens do Rifte Potiguar destacam-se por

apresentar anomalias negativas de comprimento de onda de médio a longo,

orientadas segundo direções NE-SW e E-W associadas aos espessos

pacotes sedimentares no interior da bacia (depocentros). Merecem destaque,

ainda, expressivos picos magnéticos de grande amplitude.

Domínio Magnético São José do Campestre (DMJC), representado por

anomalias magnéticas essencialmente negativas de amplitudes médias a

altas (-50 a -200 nT) e com direção preferencial para NE-SW e E-W. Esse

domínio recobre as porções aflorantes da Faixa Serido e do Complexo

Gnaissico-Migmatítico.




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6.4. GRAVIMETRIA

Os dados gravimétricos terrestres utilizados nesta pesquisa provêm de vários

levantamentos independentes realizados por diversas universidades (UFC, UFRN,

USP), instituições de pesquisa e órgãos governamentais (Petrobras, CPRM, IBGE,

ON). Na parte submersa da bacia, os dados gravimétricos são oriundos do banco de

dados geofísicos GEODAS (Geophysical Data System-NOAA), bem como do Projeto

EQUANTI (Petrobras/OregonState University- OSU).

O mapa de anomalias Bouguer foi confeccionado através da interpolação dos

dados gravimétricos em uma malha regular de 1,0 km, utilizando o

método kriging. As anomalias Bouguer apresentam um expressivo gradiente

gravimétrico da ordem de 1,2 mGal/km, cujos valores variam de -15 mGal, no interior




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do continente, a 160 mGal, nas regiões oceânicas mais profundas, aumentando de

sudoeste para nordeste.

Figura 14: Mapa de Anomalias Bouguer. Fonte: Revista Brasileira de Geofísica (2010). Disponível em: <http://www.scielo.br/scielo.php?pid=S0102-261X2010000200010&script=sci_arttext&tlng=pt> Acesso em 18 fev. 2014.

As componentes regional e residual do campo gravimétrico foram separadas

através de um filtro de separação regional-residual, que baseia-se na distribuição

gaussiana das fontes gravimétricas em função de suas profundidades. Este filtro

consiste de um operador matemático que atua como passa-baixa ou passa-alta das

frequências do sinal escolhido no domínio do número de ondas. O espectro de

potência do sinal gravimétrico foi gerado afim de que se pudessem obter melhores

resultados no que diz respeito à separação espectral das fontes rasas e profundas,

causativas das anomalias gravimétricas.







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Figura 15: Mapa de anomalias residuais. Fonte: Revista Brasileira de Geofísica (2010). Disponível em: <http://www.scielo.br/scielo.php?pid=S0102-261X2010000200010&script=sci_arttext&tlng=pt> Acesso em 18 fev. 2014.








41

O mapa de anomalias gravimétricas residuais (rever figura 6 acima) foi usado

na interpretação da assinatura gravimétrica do arcabouço estrutural da BP. Seis

domínios gravimétricos podem ser individualizados com base em suas respostas

gravimétricas como descritos abaixo:

Domínio Gravimétrico Óros (DGO), a região N-NW, é dominada por

anomalias de médio comprimento de onda, com valores baixos a

intermediários, variando entre -6 a 2 mGal. A porcão sul desse doménio

corresponde a uma extensa faixa anômala, com altos valores de gravidade

(10 a 15 mGal), disposta de forma alongada, na direção 40ºAz

Domínio Gravimétrico Jaguaribe (DGJ) apresenta relevo gravimétrico

bastante acidentado com anomalias de grandes amplitudes (-10 a 15 mGal),

com destaque para um expressivo míximo gravimétrico (15 mGal) no extremo

norte desse. Anomalias magnéticas de grande amplitude ocorrem na região.

A geologia local de superfície diz respeito a rochas supracrustais da Faixa

Jaguaribe, mais a sul, que estão recobertas pelas rochas sedimentares da

Formação Barreiras e sedimentos recentes, na região anômala.

Domínio Gravimótrico Rifte Potiguar (DGRP) é representado por uma

assinatura gravimétrica bastante acentuada, com anomalias negativas e

positivas, variando de -10 a 10 mGal e com direção principal para NE-SW.

Esse domínio é limitado por expressivos lineamentos gravimétricos positivos,

variando entre 5 e 10 mGal, a oeste e 8 a 15 mGal a leste, respectivamente.

Domínio Gravimétrico Carnaubais (DGC) diz respeito a um marcante

lineamento gravimétrico de forma alongada na direção 60ºAz, com valores

máximos de 15 mGal, que está associado à ZCPA, no limite sul da bacia, e o




42

seu prolongamento para NE ao longo do SFC. Mais a sul, anomalias

negativas de longo comprimento de onda (30 km) estão relacionadas ao

Complexo Gnáissico-Migmatítico e corpos intrusivos de suítes alcalinas.

Domínio Gravimétrico Seridó (DGS) está associado aos litotipos da sequência

supracrustal da Faixa Seridó, suítes granitoides e rochas do Complexo

Gnássico-Migmatítico localizados na região sul e sudeste da área. E marcado

por anomalias gravimétricas negativas nas direções N-S, NE-SW e NW-SE.

Seu contato leste encontra-se bem definido por um alinhamento gravimétrico

positivo de direção N-S.

Domínio Gravimétrico São José do Campestre (DGJC) representa uma

expressiva faixa de anomalias positivas de direção N-S, com valores em torno

de 8 mGal. Marca o contato entre dois tipos litológicos distintos, a sequência

de rochas supracrustais da Faixa Serido e os litotipos de alto grau

metamórfico do Complexo Gnáissico-Migmatítico.




43

6.5. INTEGRAÇÃO DE DADOS GEOFÍSICOS E GEOLÓGICOS

Os mapas da figura 7 apresentam a integração das assinaturas magnéticas e

gravimétricas com dados geológicos de superfície, além dos principais alinhamentos

estruturais. Observa-se uma notável coincidência entre os lineamentos geofísicos e

os principais trends estruturais, bem como as extensas zonas de cisalhamento

brasilianas e seus prolongamentos no interior da bacia. A transição entre os

domínios magnéticos e gravimétricos Orós (DMO e DGO) e Jaguaribe (DMJ e DGJ)

representam, provavelmente, a região limítrofe entre os dois blocos crustais dos

domínios Ceará Central (DCC) e Rio Grande do Norte (DRN). Nessa porção,

destacam-se dois fortes alinhamentos magnético positivo e gravimétrico negativo de

direção 30ºAz, associados à Zona de Cisalhamento Jaguaribe. O extremo NE do

DCC e marcado por um relevo magnético elevado, com anomalias dispostas na

direção NE-SW.

Ao longo de toda borda leste do gráben principal da Bacia Potiguar, vários

afloramentos atestam para um padrão estrutural bastante complexo e variado, com

medidas de falhamentos de direção NE-SW, E-W e NW-SE, sendo a maioria, falhas

normais com componentes dextrais (Almeida, 2003; Aquino, 2006). Todas essas

feições pontuais estão associadas ao extenso lineamento magnético e gravimétrico

positivo de direção principal N60ºE, que representa o Sistema de Falhas

Carnaubais, através do prolongamento da ZCPA. A grande quantidade de

falhamentos nos pacotes sedimentares do Grupo Apodi e a evidência principal de

reativações das zonas de cisalhamentos brasilianas, ocorridas desde o fim do

Mesozáico atá o recente. E são essas regiães, as de maior interesse na prospecção

de petróleo e gás na Bacia Potiguar, visto que tais estruturas servem como

armadilhas geológicas para o seu armazenamento.




44

Figura 16: Mapa de anomalias magnéticas reduzidas ao topo (a) e mapa de anomalias gravimétricas residuais (b). Fonte: Fonte: Revista Brasileira de Geofísica (2010). Disponível em: <http://www.scielo.br/scielo.php?pid=S0102-261X2010000200010&script=sci_arttext&tlng=pt> Acesso em 18 fev. 2014.

Os mapas geofísicos evidenciam muito bem os limites estruturais entre o

gráben principal da bacia e o seu embasamento cristalino por anomalias positivas

alongadas na direção NE-SW. A porção central do gráben é marcada por anomalias

negativas de médio comprimento de onda, onde os máximos negativos

correspondem aos depocentros principais da bacia, e ainda, é realçada por picos Centro Universitário Norte do Espírito Santo






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positivos de grande amplitude que indicam, possivelmente, altos estruturais e,

localmente, intrusões básicas e corpos basálticos não aflorantes (Milani & Latgá,

1987; de Castro et al., 1998).

Nos domínios gravimétricos Jaguaribe (DGJ) e Rifte Potiguar (DGRP), as

anomalias gravimétricas apresentam uma distribuição dos lineamentos geofísicos

em forma de leque, sendo seus limites laterais representados pelas zonas de

cisalhamento Jaguaribe, a oeste, e Portalegre e sua continuação ao longo do

Sistema de Falhas Carnaubais, a leste. Nessa região, ocorreu a instalação do Rifte

Potiguar. Por sua vez, o limite sul do rifte é marcado pela inflexão de anomalias

magnéticas e gravimétricas na direção NW-SE.




46

6.6. RESULTADOS

A interpretação qualitativa dos mapas de anomalias magnéticas reduzidas ao

polo, amplitude e fase do sinal analítico 3-D e anomalias gravimétricas residuais

mostram uma complexa estruturação regional de direção NE-SW que condicionou a

implantação do Rifte Potiguar.

A fase do sinal analítico revela o predomínio da direção NE-SW na trama

estrutural do embasamento com inflexões sigmodais E-W e NW-SE, se estendendo

pelo interior da bacia.

As anomalias gravimétricas Bouguer e regionais são dominadas por um

marcante gradiente gravimétrico do continente para o oceano, no sentido SW para

NE, seguindo grosseiramente a linha de costa da região, revelando o típico

afinamento crustal da margem passiva continental do nordeste brasileiro.

Expressivos lineamentos magnéticos e gravimétricos correspondem às

megazonas de cisalhamento brasilianas. Os prolongamentos dos trends geofísicos

nas porções rifte e pós-rifte da Bacia Potiguar corroboram a assertiva de que estas

feições sofreram importantes reativações durante o Cretáceo Inferior, na forma de

falhas normais de direção NE-SW e de transferência ou acomodação, com direção

preferencial para NW-SE.

Os espessos pacotes sedimentares do gráben principal da Bacia Potiguar

estão caracterizados por anomalias magnéticas e gravimétricas negativas de curto

comprimento de onda, com direções E-W e NE-SW. Os depocentros estão

associados a valores mínimos que chegam a atingir -180 nano Teslas e -10 mGal,

respectivamente, caracterizados pelo baixo conteúdo magnético e baixa densidade

do pacote sedimentar.




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7. CONCLUSÃO

Com campos em águas rasas e campos terrestres, a região da Bacia Potiguar

é uma das maiores produtoras de petróleo onshore do Brasil. Sua produção de

petróleo é bastante antiga e a maioria dos seus poços já atingiram seus picos de

produção. Porém, a Petrobrás, que é detentora da maioria absoluta dos poços no

Rio Grande do Norte, está trabalhando para mudar essa situação.

A pesquisa por novos poços em mar e a busca para recuperar o pico de

produção em terra tem feito com que o estado não sinta um impacto tão grande em

sua economia. No entanto, a análise dos indicadores socioeconômicos mostrou que

os municípios ainda apresentam situações precárias em aspectos básicos de

infraestrutura, como educação e saúde, apesar da quantidade de royalties

recebidos.

Porém, a descoberta da primeira acumulação de petróleo em águas profundas

da Bacia Potiguar, ocorrida recentemente, prometem mudar este cenário, alavancando

de vez a economia da região.

8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICASCentro Universitário Norte do Espírito Santo



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bacia potiguar

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