17. BACIAS SEDIMENTARES BRASILEIRAS

Classificação

Diversas classificações de bacias sedimentares têm sido propostas, com base em tectônica formadora e deformadora, estilo estrutural, preenchimento sedimentar, etc. Uma delas é a de Klemme (1980), que se baseou no posicionamento dinâmico das bacias em relação às placas tectônicas:

I. INTERIOR SIMPLES

II. INTERIOR COMPOSTA

III. RIFT

IV. PEQUENAS BACIAS OCEÂNICAS

V. MARGENS PASSIVAS ( PULL-APART)

VI. SUBDUCÇÃO

VII. MEDIANA

VIII. DELTAS (TERCIÁRIOS)

Em azul, os tipos de bacias existentes no Brasil. Das interiores, pode-se destacar as grandes bacias do Solimões, Amazonas, Parnaíba, São Francisco e Paraná. O tipo interior composta está representado no Brasil pela Bacia do Acre. As principais bacias do tipo rift são Tacutu, Marajó, São Luís, Potiguar, Alagoas, Jatobá, Tucano e Recôncavo. A margem passiva comporta-se como bacia sedimentar de modo praticamente ininterrupto de norte a sul: Amapá, Pará, Maranhão, Barreirinhas, Ceará, Potiguar, Paraíba, Pernambuco, Alagoas, Sergipe, Jacuípe, Camamu, Almada, Jequitinhonha, Cumuruxatiba, Mucuri, Espírito Santo, Campos, Santos e Pelotas (Figura 17-1). Pode-se considerar a Foz do Amazonas como exemplo de delta terciário, embora submerso.

Características em resumo

De um modo geral, as bacias interiores no Brasil são muito maiores e bem mais rasas que as demais. As bacias mais profundas, alongadas e estreitas são as ligadas a tafrogenia (rift). As bacias da margem passiva não são as maiores nem as mais profundas, mas são as mais prolíficas, com amplo destaque para a Bacia de Campos (Tabela 12).

Tabela 12: Resumo das características dos principais tipos de bacias sedimentares no Brasil

BACIAS INTRACRATÔNICAS RIFT M ARGEM PASSIVA

FORM ATO ARREDONDADO ALONGADO QUADRANGULAR

ÁREA 600.000 – 1.000.000 km2 20.000 – 40.000 km2 100.000 – 200.000

km2

ESPESSURA DO PREENCHIMENTO 5.000 m 8.000 m 6.000 m

ROCHAS PREDOMINANTES

SILICICLÁSTICAS, ÍGNEAS,

EVAPORÍTICAS SILICICLÁSTICAS

SILICICLÁSTICAS, CARBONÁTICAS, EVAPORÍTICAS

IDADE PALEOZÓICA E MESOZÓICA MESOZÓICA MESOZÓICA E

CENOZÓICA

ÓLEO 1,7% 3,0% 95,3%

GÁS 26,9% 18,0% 55,1%

Figura 17-1: Mapa com a localização das principais bacias sedimentares no Brasil.

Bacias interiores

Também chamadas de intracratônicas, por se desenvolverem em cima de uma porção relativamente estável da placa, o kraton. São normalmente muito extensas, com área superior a 500.000 km2, e pouco espessas, com menos de 5.000 m de sedimentos. A maior parte das rochas sedimentares destas bacias é de idade paleozóica, daí a designação popular de “Bacias Paleozóicas”, mas elas também contêm rochas ígneas e sedimentares mesozóicas e terciárias, como no Solimões, Amazonas e Paraná, e proterozóicas, como no São Francisco. A seguir alguns comentários sobre as bacias do Solimões e Paraná.

Bacia do Solimões

A bacia paleozóica do Solimões ocupa uma área mais ou menos quadrangular de 400.000 km2, entre os escudos das Guianas e Brasileiro, e entre os arcos de Iquitos e Purus (Figura 17-2). Sobre as rochas sedimentares paleozóicas há uma espessa cobertura mesozóica e cenozóica, com o que a profundidade do embasamento alcança um máximo de 3.800 m. Duas sub-bacias podem ser individualizadas, Jandiatuba e Juruá (Figura 17-3), sendo que esta última tem se revelado produtora mais prolífica de petróleo, com os campos de Juruá (gás) e Urucu (óleo, gás e condensado).

Figura 17-2: Mapa da Região Norte, com a localização das bacias do Acre, Solimões e Amazonas.

Figura 17-3: Mapa da Bacia dos Solimões, destacando as sub-bacias do Jandiatuba e Juruá, onde se localizam os campos de Juruá e Urucu..

Figura 17-4: Carta estratigráfica da Bacia do Solimões, destacando seis seqüências de segunda ordem.

(Eiras et al, 1994).

Figura 17-5: Seção geológica esquemática oeste-leste na Bacia do Solimões, mostrando o Arco de Carauari e as sub-bacias de Jandiatuba e Juruá (Eiras, 1996) Na província do Urucu são visíveis representações das dobras associadas a blocos altos de falhas reversas.

• Na Bacia do Solimões podem ser individualizadas seis seqüências de segunda ordem (Eiras et al., 1994): 1) folhelhos e arenitos marinhos ordovicianos; 2) folhelhos e arenitos marinhos siluro-devonianos, 3) folhelhos, arenitos e silexitos glacio-marinhos devoniano-mississipianos; 4) arenitos flúvio-eólicos, carbonatos e evaporitos marinhos restritos permo-pensilvanianos; 5) arenitos fluviais cretáceos e 6) pelitos e arenitos flúvio-lacustres terciários (Figura 17-4).

• Os principais reservatórios são os arenitos flúvio-eólicos da Formação Juruá, na base da Seqüência Permo-pensilvaniana.

• As principais geradoras são os folhelhos marinhos devonianos da Formação Jandiatuba, compondo assim o sistema petrolífero Jandiatuba-Juruá (!).

• Os plays mais expressivos estão em dobras associadas a blocos altos de falhas reversas, formadas pelos esforços compressivos do tectonismo juro-cretáceo Juruá (Figura 17-5).

A exploração do petróleo amazônico vem dos anos 1920, intensificando-se a partir dos anos 1950, mas limitado à beira dos rios, único meio de transporte viável para a maquinaria pesada das sondas. Além das dificuldades logísticas, a exploração ainda teve que enfrentar as dificuldades de registro sísmico e de perfuração interpostas pelas espessas soleiras de diabásio juro-triássico intrudidas na seção paleozóica. Em 1975 tiveram início os levantamentos sísmicos e a perfuração de poços pioneiros no meio da selva, utilizando-se sondas leves helitransportadas. O total de 170 poços exploratórios levou à descoberta de 22 acumulações, com destaque para o gás em Juruá (1978) e óleo, gás e condensado em Urucu (1985). Com volumes de quase dois bilhões de metros cúbicos de óleo-equivalente in place, a Bacia do Solimões é a única bacia interior produtora no Brasil (Milani et al., 2003).

Bacia do Paraná

A Bacia do Paraná estende-se por mais de 1.000.000 de km2 pelo centro e sul do Brasil, com mais 400.000 km2 no Paraguai, Uruguai e Argentina. É uma sinéclise oval alongada no sentido NNE-SSW, com um máximo de 7000 m de espessura de rochas sedimentares e magmáticas (Figura 17-6).

Figura 17-6: Mapa geológico simplificado da Bacia do Paraná, mostrando as faixas de afloramentos paleozóicos e mesozóicos, a cobertura basáltica e sedimentar cretácea e o embasamento pré-cambriano.

www.abas.org.br/index.php?PG=aguas_subterraneas&SPG=aguas_subterraneas_as

Na Bacia do Paraná podem ser individualizadas seis seqüências de segunda ordem: 1) arenitos e pelitos glacio-marinhos ordoviciano-silurianos; 2) arenitos flúvio-neríticos e pelitos marinhos devonianos; 3) arenitos, pelitos, diamictitos e carbonatos pensilvaniano-permiano-eotriássicos, de glacio-marinho a flúvio-lacustres; 4) arenitos e pelitos flúvio-lacustres neotriássicos; 5) arenitos eólicos e basaltos juro-cretáceos; 6) arenitos e conglomerados alúvio-flúvio-eólicos neocretáceos (Figura 17-7).

A exploração petrolífera na Bacia do Paraná vem dos primórdios da atividade no Brasil, no início do século XX. A partir da criação da Petrobras em 1954, diversas campanhas de perfuração tiveram por base geologia de superfície, fundada no fácil acesso à extensa faixa de afloramentos, fotointerpretação estrutural na cobertura basáltica e dados sísmicos 2D a partir dos anos 1970. Até 2002 foram perfurados 127 poços exploratórios. Os prospectos tradicionalmente pesquisados buscavam acumulações nos arenitos costeiros e deltaicos eopermianos da Formação Rio Bonito, tendo como geradores os folhelhos pirobetuminosos neopermianos da Formação Irati. Relativo sucesso foi alcançado em 1996 com a ocorrência de gás em Barra Bonita – PR, em arenitos eopermianos da Formação Campo Mourão, gerado nos folhelhos neodevonianos da Formação Ponta

Grossa. O campo de Barra Bonita contém 1,1 bilhões de m3 de gás, com aproveitamento comercial ainda a ser definido (Milani et al., 2003).

Figura 17-7: Carta estratigráfica da Bacia do Paraná, destacando seis seqüências de segunda ordem (Milani et al, 1994).

Figura 17-8: Seção geológica esquemática NW-SE da Bacia do Paraná, mostrando grande monotonia estratigráfica e estrutural (Raffaelli et al., 1996).

Bacias rift

Este termo vem do norueguês e significa fosso ou depressão acentuada, tendo sido inicialmente aplicado nas bacias terciárias expostas no oeste africano (Figuras 17-9 e 17-10). Geradas a partir de esforços distensionais e transtensionais, as bacias rift são normalmente muito profundas, assimétricas, longas e estreitas. A ruptura formadora do rift pode prosseguir até a separação total dos dois lados, separando continentes e acrescentando crosta oceânica entre eles. Foi o que ocorreu na costa leste brasileira, onde a fase rift que precedeu a separação Brasil-África é bastante expressiva sob as seqüências da fase marinha passiva, com exceção das bacias de Paraíba e Pernambuco. Quando sua evolução cessa após algum tempo, tem-se o chamado rift abortado, como nas bacias de Recôncavo, Tucano e Jatobá, e no graben de Pendência, na Bacia Potiguar. Comumente os sistemas de rifts se desenvolvem em três ramos, formando um aulacógeno, dos quais um é abandonado ou abortado (Figuras 17-9, 17-10 e 17-11).

Figura 17-9: Mapa generalizado dos rift-valleys do leste africano, que junto com o Golfo de Aden e o Mar Vermelho compõem um aulacógeno.

www.ictp.trieste.it/~attia/intr-tectonics.htm

Figura 17-10: Fotografia de satélite do aulacógeno da Eritréia, para onde convergem os rift-valleys do leste africano, do Mar Vermelho e do Golfo de Aden.

Figura 17-11: Os rift-valleys onde se instalaram as bacias do Recôncavo, Tucano e Jatobá compõem um aulacógeno com o ramo sul do rift atlântico, na Bacia de Camamu, e o ramo nordeste, na Bacia de Sergipe.

Figura 17-12: Mapa com os maiores campos produtores de petróleo da Bacia do Recôncavo, orientados de acordo com as direções NE e NW, mostrando o forte controle estrutural das acumulações conhecidas.

Bacia do Recôncavo

As bacias rifts são em geral grabens assimétricos, limitados lateralmente por falhas com rejeitos muito distintos. No caso do graben do Recôncavo, o limite sudeste se dá pela grande falha de Salvador, enquanto que o limite noroeste é na falha bem menor de Maragogi (Figura 17-13). Mesmo os grabens menores dentro da bacia mantêm o caráter assimétrico, em geral mergulhando para sudeste (Figura 17-14). As bacias rift constituem em última análise espaço aberto no embasamento por esforços tensionais e transtensionais que atuam ao longo de toda a sua história, afetando profundamente a distribuição de fácies e a deformação das rochas sedimentares. Ao longo das falhas limite de maior rejeito, é regra geral haver espessos pacotes de leques aluviais conglomeráticos, que gradam lateralmente para sistemas fluviais entrelaçados, deltaicos e lacustres (Figura 19-13). A continuação dos esforços transtensionais provoca nas rochas sedimentares já depositadas falhas e dobras em padrão previsível, que com freqüência se traduzem em campos produtores de petróleo (Figura 19-12).

Figura 17-13: Seções geológicas NW-SE ao longo da bacia do Recôncavo, mostrando o caráter assimétrico, com falhas bem maiores do lado SE, e a rápida variação de fácies, dos conglomerados de borda aos arenitos e folhelhos da bacia. Os falhamentos colocam as rochas geradoras nos blocos baixos em contato direto com os reservatórios nos blocos altos.

Figura 17-14: Seção sísmica 2D NW-SE na Bacia do Recôncavo, mostrando o caráter assimétrico e rotacionado dos blocos falhados.

Figura 17-15: Carta estratigráfica da Bacia do Recôncavo, mostrando as seqüências de terceira ordem permo-carbonífera, juro-berriasiana, berriasiana, valanginiana-hauteriviana, barremiana e neoaptiana (Caixeta et al., 1994).

• Na Bacia do Recôncavo podem ser reconhecidas seis seqüências de terceira ordem (Caixeta et al., 1994): 1) Arenitos, pelitos e evaporitos marinhos restritos permo-carboníferos; 2) Arenitos flúvio-eólicos e pelitos lacustres juro-berriasianos; 3) Conglomerados aluviais e pelitos lacustres berriasianos; 4) Conglomerados aluviais, arenitos de frente deltaica e pelitos lacustres valanginiano-hauterivianos; 5) Conglomerados aluviais, arenitos fluviais entrelaçados e deltas barremianos; 6) Leques aluviais arenosos neoaptianos (Figura 17-15). Considera-se as duas primeiras seqüências como tendo sido depositadas em uma grande região abatida que precedeu a instalação do rift, a Depressão Afro-Brasileira (Asmus e Ponte, 1973). As seqüências 3, 4 e 5 representam a plena atuação do rift, e a seqüência 6 resulta dos processos finais da tafrogenia.

• A Bacia do Recôncavo foi durante décadas a maior produtora de petróleo do Brasil, a partir de quatro reservatórios principais (Figura 17-15):

o Arenitos flúvio-eólicos neojurássicos da Formação Sergi;

o Arenitos flúvio-eólicos eoberriasianos da Formação Água Grande;

o Arenitos de frente deltaica neovalanginianos da Formação Marfim;

o Arenitos de frente deltaica hauterivianos e eobarremianos da Formação Pojuca.

• As principais rochas geradoras atuantes na Bacia do Recôncavo são os folhelhos lacustres berriasianos da Formação Candeias, Membro Tauá, compondo então os sistemas petrolíferos Tauá - Sergi (!), Tauá - Água Grande (!), Tauá - Marfim (!), e Tauá - Pojuca (!).

• O plays mais numerosos na Bacia do Recôncavo estão ligados a falhamentos e dobramentos provocados pelos esforços transtensionais tardios do rift (Figura 17-16). A posição dos folhelhos do Membro Tauá, abaixo das rochas-reservatório das formações Marfim e Pojuca, favorece os processos de migração secundária. Contudo, a migração secundária para os reservatórios estratigraficamente inferiores das formações Sergi e Água Grande necessita um contato por falha (Figura 17-16).

Um dos campos produtores no Recôncavo é o de Dom João (Figura 17-17). Exemplo clássico de acumulação com controle estrutural, no caso um anticlinal fechado com expressão em superfície. Foi descoberto em 1947, tendo a locação pioneira 1-DJ-1-BA sido gerada por mapeamento de superfície conduzido por Pedro de Moura. Os reservatórios são os arenitos flúvio-eólicos neojurássicos da Formação Sergi, e o capeamento é suprido pelos folhelhos berriasianos da Formação Itaparica.

Figura 17-16: Seção geológica NW-SE na Bacia do Recôncavo, mostrando as variações de fácies, desde os conglomerados aluviais junto à falha principal até os sistemas flúvio-deltaicos e lacustres. As falhas exercem papel essencial na migração secundária do óleo gerado nos folhelhos Tauá para os arenitos Sergi e Água Grande (Penteado, 1999).

Figura 17-17: Seção esquemática do Campo de Dom João, no Recôncavo. Os reservatórios, arenitos fluviais da Formação Sergi, formam uma armadilha estrutural descoberta pelo 1-DJ-1-BA em 1947.

A exploração nos 11.000 km2 da Bacia do Recôncavo vem dos anos 1930, tendo ali ocorrido o marco histórico da primeira descoberta de petróleo no Brasil, em Lobato (1939), que na verdade se revelaria subcomercial. A primeira descoberta verdadeira foi o campo de Candeias, em 1942, a partir de levantamento geológico de superfície. Nos 60 anos seguintes foram perfurados mais de mil poços exploratórios, com base em geologia de superfície, fotointerpretação, sísmica analógica, sísmica digital 2D e 3D, resultando na incorporação de 730 milhões de metros cúbicos de óleo-equivalente de reservas (Milani et al., 2003).

Bacias da margem passiva

Ao longo da costa brasileira, acumulou-se durante o Cretáceo e o Cenozóico uma cunha sedimentar e vulcânica de espessura extremamente variável, dos quase 20.000 metros na Foz do Amazonas, passando pelos 500 metros na Paraíba e chegando a 10.000 metros na Bacia de Santos. Mesmo truncado por importantes discordâncias, que certamente influem na espessura total, o registro sedimentar é razoavelmente contínuo ao longo de toda a costa. A divisão em bacias origina-se em geral de projeções de feições estruturais expostas em terra, como altos do embasamento.

As bacias da costa leste surgiram a partir de esforços transtensionais, com graus variáveis de cisalhamento (Szatmari et al., 1985). Já as bacias da costa equatorial resultam dos esforços transpressionais dextrógiros, marcadamente cisalhantes, de uma margem transformante (Zalan, 1985; Szatmari et al., 1987). Em conseqüência, desenvolveram-se nesta última parcela das bacias costeiras discordâncias de grande porte, como a que omite um pacote sedimentar equivalente a 60 milhões de anos na sub-bacia de Piauí/Camocim (Beltrami et al., 1994).

Os movimentos tectônicos formadores das bacias marginais começaram com uma fase de intumescência e depressões pré-rift, uma fase rift de ruptura da crosta continental, uma fase transicional proto-oceânica e a fase de margem passiva em oceano aberto (Asmus e Ponte, 1973). A quebra do Gondwana e a subseqüente abertura do Oceano Atlântico foram fenômenos notavelmente diácronos ao longo da margem divergente da América do Sul, distribuindo-se em um intervalo de mais de 90 m.a. A ruptura aconteceu durante o Neotriássico na costa do Amapá (Brandão e Feijó, 1994), no Eojurássico na porção sul da Argentina, no Neocomiano ao longo da maior parte da margem leste brasileira (Dias, 1991; Chang et al., 1992) e no Aptiano no Atlântico Equatorial (Matos e Waick, 1998; Milani et al., 2003). A região de Pernambuco-Paraíba é reconhecida como o último setor da margem divergente a submeter-se à ruptura, no Neoaptiano (Feijó, 1994).

O registro sedimentar preservado e amostrado ao longo das bacias marginais brasileiras pode ser sumarizado como na Figura 17-18.

Neste quadro pode-se constatar a presença de rochas sedimentares pré-rift, de idade neojurássica-berriasiana, na parte mais central da futura ruptura, onde hoje estão as bacias de Alagoas, Sergipe, Camamu e Almada. A fase rift propriamente dita, representada por rochas sedimentares grossas associadas a falhamentos, começou no Berriasiano nas bacias de Almada e Cumuruxatiba, logo alcançando o Espírito Santo, Camamu e Potiguar. Mais tarde, no Hauteriviano, já há sedimentos rift em Sergipe e Alagoas, enquanto que a depressão rift em Santos e Campos é preenchida por rochas vulcânicas.

O rift hauteriviano e barremiano é vulcano-clástico em Pelotas e no Espírito Santo, propagando-se com preenchimento essencialmente clástico de sul para norte ao longo do Aptiano, tornando-se cada vez mais jovem, alcançando o Eoalbiano em Alagoas, Barreirinhas e Pará.

Quadro resumo estratigráfico das bacias marginais b rasileiras

CCRR

OONN

OO

FFOO

ZZ

PPAA

RRÁÁ

BBAA

RRRR

EEII RR

II NNHH

AASS

PPII AA

UUÍÍ

CCEE

AARR

ÁÁ

PPOO

TTII GG

UUAA

RR

PPEE

RRNN

AAMM

BBUU

CCOO

AALL

AAGG

OOAA

SS

SSEE

RRGG

II PPEE

JJ AA

CCUU

ÍÍ PPEE

CCAA

MMAA

MMUU

AALL

MMAA

DDAA

JJ EE

QQUU

II TTII NN

HHOO

NNHH

NEOG SUP CR

NEOG INF

CCR CCR CCR

PALEOG SUP CCT

CCR

V

CCR CCR CCR CCR

PALEOG INF

CCR CCR

CCR

CA-MA CCR

CCR

CT

TU-CO-SA

CT CA

CR

CT CT CT CT

CENOM

CT

ALB SUP

CCR

CCR

CCT CC

CCT

ALB INF RC RC

CT

CA CC

CCT CC CCT

APT SUP C

C RVC CE E E E

APT INF

RVC

RC RC

C C RCBARREM

RC

HAUTER

RC RC

VALANG

RC

RC

BERRIA

RC

JUR SUP

C C

C C

JUR INF TRIAS RVC

Figura 17-18: Quadro resumo estratigráfico. C=Clástico; CR=Clástico Regressivo; CT=Clástico Transgressivo; CC=Clástico-Carbonático; CCR=Clástico-Carbonático Regressivo; CCT=Clástico-Carbonático Transgressivo; CA=Carbonático; E=Evaporítico; V=Vulcânico VE=Vulcânico-Evaporítico; CE=Clástico-Evaporítico; RC=Rift Clástico; RVC=Rift Vulcano-Clástico.

A ruptura continental se dá através de uma série de rifts, que partindo de braços tríplices (Figura 17-19), propagam-se deixando para trás trechos abandonados, os aulacógenos, ou dando origem a falhas transformantes (Ingersoll & Busby, 1995).

Já no Neoaptiano instalava-se de Santos a Sergipe uma extensa série de bacias evaporíticas (Figura 17-20), ocasionando a precipitação de gigantescos depósitos de halita e anidrita, chegando em casos extremos, como na Bacia de Sergipe, a expressivos bolsões com carnalita, silvinita e taquidrita.

Figura 17-19: Modelo de ruptura continental a partir da propagação de segmentos de rifts.

Figura 17-20: Reconstrução paleogeográfica do Aptiano (~117 m.a.), mostrando a posição relativa da África e América do Sul e o proto-oceano Atlântico, onde se desenvolveram as bacias evaporíticas (Oba, 2001).

A partir do fim do Aptiano, os continentes africano e sul-americano estavam definitivamente separados, formando-se entre eles um Oceano Atlântico progressivamente mais amplo (Figura 17-21). Em clima sub-equatorial, o ambiente marinho quente, de águas limpas e com alta energia propiciou a construção de extensas plataformas carbonáticas a oncolitos e oolitos, associadas também a lagunas e taludes carbonáticos de mais baixa energia. Em parte intercalada com sistemas costeiros siliciclásticos, a seqüência carbonática estendeu-se pelo Albiano de Pelotas à Bacia Potiguar, prosseguindo até o Cenomaniano de Cumuruxatiba a Pernambuco, e alcançando o Santoniano nas bacias de Sergipe e Potiguar (Figura 17-18).

O desenvolvimento tectônico sedimentar da margem equatorial, com forte influência de esforços transpressionais e cisalhantes ao longo de boa parte do Neocretáceo, levou à construção de cunhas clástico-carbonáticas transgressivas ou regressivas desde o Neoalbiano em Barreirinhas e na Foz do Amazonas, ou mesmo à ausência de todo o Cretáceo Superior nas sub-bacias de Piauí e Camocim. Na margem leste, o Cretáceo Superior e o Paleogeno Inferior são marcados pela presença de sistemas clásticos finos transgressivos, com a notável exceção da Bacia de Santos, onde expressivos pacotes regressivos de arenitos grossos se formaram em função do soerguimento da Serra do Mar. A partir do Paleogeno e ao longo do Neogeno e do Quaternário, todas as bacias costeiras estão dominadas por sistemas clástico-carbonáticos regressivos.

A seguir um resumo sobre estratigrafia e sistemas petrolíferos das bacias da Foz do Amazonas, Potiguar, Alagoas, Sergipe, Espírito Santo, Campos e Santos.

Figura 17-21: Reconstrução paleogeográfica do Albiano (110 m.a.), mostrando em azul os limites da plataforma continental (http://www.ig.utexas.edu/research/projects/plates/plates.htm).

Figura 17-22: Reconstituição de etapas da abertura do Atlântico e conseqüentes esforços predominantes (Szatmari et al., 1985). Os esforços compressivos concentram-se na margem equatorial.

Figura 17-23: Reconstituição da abertura do Atlântico Sul (Françolin & Peixoto 2000).

Bacia da Foz do Amazonas

Situada no extremo norte da costa brasileira, ocupa 230.000 km2 ao longo das costas do Amapá e Pará. Nesta bacia, podem ser reconhecidas cinco fases de preenchimento sedimentar, com vulcânicas subordinadas (Brandão e Feijó, 1994; Figura 17-26): 1) Sedimentos vermelhos continentais triássicos Calçoene, intercalados com rochas vulcânicas toleíticas (222-186 m.a.), representando a tafrogenia relacionada à abertura do Oceano Atlântico Norte; 2) Arenitos e folhelhos albo-aptianos Caciporé preenchendo rift ligado à abertura do Atlântico Sul e Equatorial, resultando na deposição de 7 km de rochas sedimentares; 3) Clásticos marinhos transgressivos-regressivos neocretáceos Limoeiro; 4) Espessa plataforma carbonática paleogênica e eoneogênica Amapá, e clásticos proximais e bacinais associados; 5) Sistema clástico regressivo neoneogênico do Grupo Pará, com gigantescas falhas lístricas de crescimento e diápiros de folhelho associados às grandes espessuras das fácies argilosas (Figuras 17-24 e 17-25).

Ao longo dos anos 1970, 80 e 90 a Bacia da Foz do Amazonas foi alvo da perfuração de 96 poços, resultando na descoberta de duas acumulações subcomerciais que não alcançam 20 milhões de metros cúbicos de óleo-equivalente (Milani et al., 2003).

Figura 17-24: Seção geológica esquemática SW-NE ao longo da Bacia da Foz do Amazonas. A duas fases rift triássica e eocretácea (Caciporé/Calçoene) seguem-se sedimentos clásticos grossos neocretáceos (Limoeiro), uma plataforma carbonática paleogênica (Amapá) e muito espessos sedimentos finos neogênicos (Pará), onde se desenvolvem gigantescas falhas de crescimento, com dobras em rollover.

Figura 17-25: Seção sísmica dip regional na Bacia da Foz do Amazonas, destacando a plataforma carbonática terciária Amapá e as gigantescas falhas de crescimento com roll-over da área do cone.

Figura 17-26: Carta estratigráfica da Bacia da Foz do Amazonas, mostrando cinco fases de preenchimento vulcano-sedimentar (Brandão e Feijó, 1994).

Bacia Potiguar

A Bacia Potiguar ocupa 50.000 km2 em terra e mar, nos estados do Rio Grande do Norte e Ceará (Figura 17-27). Nesta bacia existe um notável sistema de grabens assimétricos basculados para SE, a exemplo da Bacia do Recôncavo, apenas diferindo por não aflorarem (Figura 17-28). As rochas sedimentares da fase rift, que preenchem os grabens, estão recobertas pelas unidades transicionais e marinhas mais jovens.

Figura 17-27: Mapa geral da Bacia Potiguar, terra e mar, destacando os grabens de Apodi, Umbuzeiro, Boa Vista e Macau.

Figura 17-28: Seção geológica NW-SE na porção terrestre da Bacia Potiguar, mostrando os grabens assimétricos limitados por áreas mais rasas, as plataformas Leste e de Aracati.

Figura 17-29: Seção geológica esquemática SSW-NNE, de terra para o mar, na Bacia Potiguar. As rochas sedimentares da fase rift estão recobertas pelas seqüências transicionais e marinhas regressivas do Cretáceo Superior e Terciário.

• Na Bacia Potiguar podem ser reconhecidas cinco fases de preenchimento distintas (Figura 17-30): 1) Conglomerados aluviais, arenitos fluviais e folhelhos neocomianos e barremianos Pendência, preenchendo os grabens da fase rift; 2) Conglomerados aluviais, arenitos flúvio-deltaicos e folhelhos lagunares aptianos transicionais Pescada e Alagamar; 3) Arenitos fluviais e de planície de maré albo-cenomanianos Açu; 4) Carbonatos lagunares Jandaíra e folhelhos batiais Ubarana, do Turoniano ao Santoniano; 5) Conjunto regressivo de arenitos fluviais, carbonatos de plataforma e folhelhos batiais com turbiditos, do Campaniano ao Recente. Nesta última seqüência inserem-se as rochas vulcânicas neopaleogênicas Macau.

• As principais rochas-reservatório são os arenitos fluviais e de maré albo-cenomanianos da Formação Açu, e os arenitos flúvio-deltaicos neocomianos da Formação Pendência.

• As melhores rochas geradoras são os pelitos lagunares aptianos Alagamar, formando o sistema petrolífero Alagamar - Açu (!), e os folhelhos lacustres neocomianos Pendência, formando o sistema petrolífero Pendência - Pendência (!).

A exploração da Bacia Potiguar em terra data dos anos 1950 e 1960, sem sucesso. Em 1973, o Campo de Ubarana foi descoberto na plataforma continental através da perfuração do 1-RNS-3, seguindo-se seis campos de menor porte nos anos seguintes. A exploração em terra experimentou impulso decisivo em 1979, com a descoberta acidental de petróleo quando se perfurava para água nas obras de um hotel em Mossoró. Identificados os trends estruturais NE-SW nos blocos altos das falhas de Areia Branca e Carnaubais (Figura 17-27), dezenas de campos produtores descobertos nos anos 80 consolidaram a Bacia Potiguar como segunda produtora no Brasil, com volumes descobertos de 635 milhões de metros cúbicos de óleo-equivalente in place, após a perfuração de 975 poços exploratórios ao longo de quarenta anos (Milani et al., 2003).

Figura 17-30: Carta

estratigráfica da Bacia Potiguar, destacando cinco fases de preenchimento sedimentar: rift, transição aptiana, clásticos albo-cenomanianos, carbonatos turoniano-santonianos e regressão pós-campaniana (Araripe e Feijó, 1994).

Bacia de Alagoas

• Nesta bacia estão bem marcadas cinco fases tectono-sedimentares (Figura 17-31): 1) Sinéclise paleozóica, com remanescentes de sedimentos glacio-marinhos carboníferos Batinga e de sedimentos costeiros permianos Aracaré; 2) Depressão pré-rift, representada por folhelhos vermelhos lacustres Bananeiras, arenitos fluviais entrelaçados tithonianos Serraria e os folhelhos mais basais lacustres berriasianos Barra de Itiuba; 3) Rift, inicialmente apenas com arenitos fluviais entrelaçados Penedo e arenitos e folhelhos deltaicos barremianos Barra de Itiuba; posteriormente com espessos conglomerados aluviais Poção, arenitos e folhelhos deltaicos e carbonatos aptianos Coqueiro Seco; 4) Margem passiva inicial, com a parte superior, albiana, dos arenitos deltaicos Maceió e prosseguindo com carbonatos neríticos e batiais neocretáceos; 5) Sistema regressivo com arenitos, carbonatos e folhelhos do Campaniano ao Recente.

• Os principais reservatórios da Bacia de Alagoas são os arenitos continentais eoaptianos Coqueiro Seco, barremianos Barra de Itiuba, berriasianos Serraria e neoaptianos Maceió.

• A maior parte da pequena quantidade de óleo e gás gerado neta bacia provém dos folhelhos eoaptianos da Formação Coqueiro Seco.

• As acumulações mais importantes concentram-se nas áreas estruturalmente altas de São Miguel dos Campos e Pilar.

Uma característica notável da Bacia de Alagoas, servindo para distinguí-la da Bacia de Sergipe, é a grande pujança da fase rift, que gerou espaços capazes de conter mais de 6000 metros de rochas sedimentares (Figura 17-32).

Figura 17-31: Carta estratigráfica da Bacia de Alagoas, mostrando cinco fases de preenchimento tectono-sedimentar (Feijó, 1994).

Figura 17-32: Seção geológica esquemática NW-SE da Bacia de Alagoas, mostrando o grande desenvolvimento da fase rift, se comparado com as demais fases de preenchimento tectono-sedimentar (Aquino & Lana, 1989).

Bacia de Sergipe

• Aqui podem ser reconhecidas seis fases de preenchimento tectono-sedimentar, com destaque para a fase de transição entre o rift e a margem passiva marinha (Figura 17-33): 1) Sinéclise paleozóica, com remanescentes de sedimentos glacio-marinhos carboníferos Batinga e de sedimentos costeiros permianos Aracaré; 2) Depressão pré-rift, representada por folhelhos vermelhos lacustres Bananeiras, arenitos fluviais entrelaçados tithonianos Serraria e os folhelhos mais basais lacustres berriasianos Barra de Itiuba; 3) A fase rift está representada por conglomerados aluviais Rio Pitanga, arenitos fluviais entrelaçados Penedo e deltas barremianos/eoaptianos Barra de Itiuba; 4) A fase de transição consta dos conglomerados e arenitos aluviais, carbonatos e evaporitos neoaptianos Muribeca; 5) A margem passiva começou com um sistema complexo de conglomerados aluviais, calcarenitos oncolíticos e pelitos lagunares e neríticos albianos Riachuelo, prosseguindo por carbonatos de talude cenomanianos e turonianos Cotinguiba; 6) A margem passiva padrão da costa está presente no sistema regressivo de arenitos e carbonatos de plataforma - folhelhos bacinais com turbiditos, das formações Marituba, Mosqueiro e Calumbi, do Campaniano ao Recente.

• Os principais reservatórios da Bacia de Sergipe são os conglomerados e arenitos líticos aptianos do Membro Carmópolis da Formação Muribeca. Também relevantes são os arenitos turbidíticos maestrichtianos e paleogênicos da Formação Calumbi.

• As rochas geradoras mais prolíficas da bacia são os pelitos neoaptianos Muribeca, depositados em ambiente salino. Assim, configuram-se os sistemas petrolíferos Muribeca - Muribeca (!), e Muribeca - Calumbi (!).

• Os conglomerados Carmópolis acumulam nos altos estruturais grande parte do óleo gerado pelos pelitos Muribeca nos baixos, sendo a migração através da Discordância sub-Muribeca. Os turbiditos Calumbi recebem o óleo Muribeca essencialmente por migração através de falhas.

Um dos campos produtores terrestres mais importantes do Brasil é o de Carmópolis (Figura 17-35), descoberto em 1963 após a perfuração do 1-CP-1-SE. Esta locação foi gerada por mapeamento sísmico utilizando dados analógicos, que revelou uma estrutura dômica alongada na direção NE-SW. O capeamento é fornecido pelos pelitos do Membro Ibura, e os reservatórios são arenitos e conglomerados flúvio-aluviais aptianos do Membro Carmópolis da Formação Muribeca, além de arenitos das formações Barra de Itiuba e Serraria, dispostos em discordância angular sob a Discordância sub-Muribeca. Também existe produção de óleo a partir de micaxistos e filitos fraturados do Grupo Vaza-Barris, que constitui o embasamento deste trecho da bacia.

Figura 17-33: Carta estratigráfica da Bacia de Sergipe, mostrando seis fases de desenvolvimento tectono-

sedimentar (Feijó, 1994).

Em contraste com a Bacia de Alagoas, na Bacia de Sergipe observam-se espessuras sedimentares bem maiores nas fases transicional e de margem passiva (Figura 17-34).

Consideradas em conjunto, as bacias de Sergipe e de Alagoas ocupam 35.000 km2 de área costeira e marítima, e contêm o volume conhecido de 720 milhões de metros cúbicos de óleo-equivalente in place, após a perfuração de 1000 poços exploratórios em 50 anos de história (Milani et al., 2003).

Figura 17-34: Seção geológica esquemática NW-SE na Bacia de Sergipe, mostrando o grande desenvolvimento das fases transicional e margem passiva, se comparadas à fase rift.

Taquari 1-CP-1-SE

Figura 17-35: Seção esquemática do Campo de Carmópolis, em Sergipe (Schaller & Campos, 1985). Os reservatórios, arenitos e conglomerados aluviais, mais os micaxistos e filitos fraturados do embasamento, estão em uma armadilha estrutural descoberta pelo 1-CP-1-SE em 1963. Observar também os espessos depósitos evaporíticos na região conhecida como Taquari-Vassouras.

Desde os primeiros trabalhos de geologia de superfície no século XIX, este trecho da costa brasileira é conhecido como Bacia Sergipe-Alagoas. Entretanto, é preferível considerar duas entidades tectono-sedimentares distintas, as bacias de Sergipe e Alagoas, separadas pelo Alto de Japoatã - Penedo (Figuras 17-36 e 17-37, Tabela 13). O comportamento tectônico e o preenchimento sedimentar das duas bacias foram muito similares a princípio, diferindo radicalmente a partir do Hauteriviano. Não há praticamente diferenças apenas quando se analisa os estratos permo-carboníferos das formações Batinga e Aracaré e os estratos pré-rift das formações Bananeiras, Serraria e Barra de Itiuba (inferior).

Andares Bacia de Sergipe Bacia de Alagoas Santoniano-Recente

Sistema regressivo dos arenitos Marituba – carbonatos Mosqueiro – folhelhos Calumbi (com turbiditos) bem desenvolvido.

Sistema regressivo Marituba – Mosqueiro – Calumbi pouco desenvolvido e restrito à porção submersa da bacia.

Cenomaniano-Turoniano

Carbonatos Cotinguiba bem desenvolvidos

Margas Cotinguiba pouco desenvolvidas.

Albiano Conglomerados, carbonatos e pelitos Riachuelo bem desenvolvidos.

Pelitos Riachuelo pouco desenvolvidos.

Aptiano Conglomerados e arenitos Maceió no bloco baixo da linha de charneira; Conglomerados, carbonatos e evaporitos Muribeca com menos de 700 m de espessura.

Conglomerados Poção, arenitos, folhelhos e carbonatos Coqueiro Seco e Maceió com mais de 3000 m de espessura.

Início do rift: Hauteriviano-Barremiano

Conglomerados Rio Pitanga, arenitos Penedo e folhelhos Barra de Itiuba preservados nos baixos estruturais.

Arenitos Penedo e folhelhos Barra de Itiuba bastante espessos.

Tabela 13: Comparação entre os estilos de preenchimento das bacias de Sergipe e de Alagoas.

Figura 17-36: Mapa estrutural generalizado das bacias de Sergipe e Alagoas, separadas pelo Alto de Japoatã-Penedo.

Figura 17-37: Mapa estrutural generalizado do embasamento das bacias de Sergipe e Alagoas, mostrando os principais campos produtores de óleo e de gás (Figueiredo, 1978).

Bacia do Espírito Santo

• Ocupa 220.000 km2 na região costeira e na plataforma continental do Espírito Santo e sul da Bahia, tendo sido preenchida ao longo de quatro fases de desenvolvimento tectono-sedimentares (Figura 17-38): 1) A fase rift está representada por mais de mil metros de conglomerados aluviais, arenitos fluviais e pelitos lacustres valanginianos a eoaptianos Cricaré, associados a basaltos toleiíticos e vulcanoclásticas Cabiúnas; 2) A fase de transição consta de arenitos flúvio-deltaicos, folhelhos lacustrinos e evaporitos neoaptianos Mariricu; 3) A fase de margem passiva inicia pelo conjunto regressivo albiano de arenitos costeiros São Mateus e carbonatos de plataforma Regência; 4) Do Cenomaniano ao Recente empilham-se arenitos costeiros, carbonatos e os pelitos bacinais Urucutuca, com turbiditos eventuais. No Eopaleogeno ocorreu o expressivo episódio vulcânico alcalino Abrolhos.

• Os reservatórios mais importantes são os arenitos albianos São Mateus e os turbiditos neocretáceos e paleogênicos Urucutuca.

• As melhores rochas geradoras estão nos folhelhos lacustrinos neoaptianos Mariricu, resultando nos sistemas petrolíferos Mariricu - São Mateus (!) e Mariricu - Urucutuca (!).

• Todas as seqüências depositadas na Bacia do Espírito Santo estão presentes em sua porção terrestre, embora com espessura reduzida e sem afloramentos. Em terra são muito importantes os prospectos ligados aos canyons de Lagoa Parda e Rio Doce, onde se desenvolvem turbiditos canalizados. Em direção ao mar, ocorre um pronunciado espessamento dos folhelhos da Fm. Urucutuca, em conseqüência do forte mergulho das seqüências inferiores (Figura 17-39). Os depósitos salinos do Membro Itaúnas mostram notável movimentação halocinética, formando domos perfurantes gigantescos.

Desde o início dos trabalhos exploratórios nos anos 1950, 534 poços exploratórios foram perfurados na bacia, resultando em 51 acumulações com volumes da ordem de 467 milhões de metros cúbicos de óleo-equivalente in place (Milani et al., 2003). No início da década de 2000, a porção marítima da Bacia do Espírito Santo foi palco de campanhas exploratórias muito bem sucedidas, resultando na descoberta dos campos de Golfinho, Peroá e Cangoá, entre outros (Figura 17-40).

Figura 17-38: Carta estratigráfica da Bacia do Espírito Santo, mostrando quatro fases de evolução tectono-sedimentar: rift, transição, carbonática albiana e margem passiva transgressiva-regressiva (Vieira et al., 1994)

Figura 17-39: Seção geológica esquemática NW-SE da Bacia do Espírito Santo, mostrando o acentuado mergulho das seções correspondentes à fase rift e início da fase marinha, com conseqüente forte espessamento da Fm. Urucutuca em direção ao mar. Também está ilustrado o diapirismo de sal.

CANGOÁ

PEROÁ

GOLFINHO

Figura 17-40: Mapa da Bacia do Espírito Santo, destacando as recentes descobertas de óleo e gás.

Bacia de Campos

Mesmo sendo de longe a mais prolífica das bacias brasileiras, a Bacia de Campos não mostra diferenças estratigráficas marcantes em relação às bacias vizinhas de Santos e Espírito Santo.

• O preenchimento sedimentar da Bacia de Campos também pode ser sistematizado em quatro pacotes distintos (Figura 17-41): 1) Uma fase rift composta por vulcânicas basálticas hauterivianas Cabiúnas, correlatas à Formação Serra Geral da Bacia do Paraná; conglomerados aluviais, coquinas e folhelhos lacustres barremianos Lagoa Feia; 2) Uma fase de transição formada por clásticos lacustres, anidrita e halita aptianos, ainda da Formação Lagoa Feia; 3) A sedimentação marinha começa pelos calcarenitos oncolíticos e calcilutitos albianos Macaé; 4) A sedimentação marinha prossegue com um conjunto transgressivo-regressivo de arenitos e calcarenitos de plataforma, e pelitos de talude e bacia, do Cenomaniano ao Recente; os pelitos pertencem à Formação Ubatuba, e os expressivos depósitos turbidíticos neles contidos são referidos como Formação Carapebus (Tabela 14).

• Os turbiditos neocretáceos e paleogênicos Carapebus são os principais reservatórios da bacia e do Brasil, contendo quase 90% das reservas de petróleo brasileiras. Na Bacia de Campos também são importantes os calcarenitos albianos Macaé.

• As principais rochas geradoras são os pelitos lacustres e lacustrinos aptianos Lagoa Feia, compondo os sistemas petrolíferos Lagoa Feia - Carapebus (!) e Lagoa Feia - Macaé (!).

A porção terrestre da Bacia de Campos guarda apenas uma parte irrelevante dos arenitos terciários mais proximais. Praticamente todo o preenchimento sedimentar está na plataforma continental, estendendo-se para águas profundas e ultra-profundas (Figura 17-42). A exemplo das bacias vizinhas, os evaporitos aptianos estão remobilizados em expressivos domos e muralhas de sal.

Figura 17-41: Carta estratigráfica da Bacia de Campos, onde se pode distinguir as fases rift, transicional, carbonática albiana e clástica transgressiva-regressiva de margem passiva (Rangel et al., 1994).

Figura 17-42: Seção geológica esquemática NW-SE na Bacia de Campos, mostrando os grabens que compõem a fase rift, os evaporitos fortemente mobilizados da fase transicional, os carbonatos marinhos albianos e a cunha clástica neocretácea-terciária, com os gigantescos depósitos turbidíticos (Rangel et al., 1998).

A perfuração marítima na Bacia de Campos começou em 1970, e o primeiro campo, Garoupa, foi descoberto em 1974. Garoupa produz óleo a partir de calcarenitos oncolíticos albianos organizados em um trap estrutural (Figura 17-43).

A descoberta de Garoupa desencadeou intensa atividade exploratória na Bacia de Campos, com a aquisição de milhares de km de linhas sísmicas e a perfuração de dezenas de poços pioneiros na segunda metade da década de 1970. O resultado foi muito animador, com a descoberta de uma série de importantes campos produtores de óleo e gás em lâmina d´água menor do que 200 m, em uma faixa alongada NE conhecida como “Faixa de Garoupa”. Alguns exemplos são os campos de Namorado, produtor em turbiditos albianos e cenomanianos (Figura 17-44); Bicudo, produtor em turbiditos eocênicos (Figura 17-45); Bonito, produtor em turbiditos eocênicos e oligocênicos (Figura 17-45); Carapeba e Pargo, produtores em turbiditos cretáceos (Figura 17-46); Cherne, produtor em turbiditos cenomanianos e eocênicos (Figura 17-47).

Na década de 1980, a exploração voltou-se decisivamente para águas profundas, com resultados espetaculares na forma de campos gigantes como Albacora e Marlim (Figura 17-48), este em turbiditos oligo-miocênicos com trapeamento essencialmente estratigráfico.

Figura 17-43: Seção esquemática do Campo de Garoupa, na Bacia de Campos. Os reservatórios, calcarenitos albianos de plataforma, formam uma armadilha mista descoberta pelo 1-RJS-9A em 1974.

Figura 17-44: Seção sísmica no Campo de Namorado, na Bacia de Campos. Os reservatórios são turbiditos albianos, formando uma armadilha mista descoberta pelo 1-RJS-19 em 1975.

Figura 17-45: Seção geológica esquemática ao longo dos campos de Bicudo e Bonito, mostrando as acumulações em carbonatos albianos e em turbiditos terciários (Guardado e Arso, 1985).

Figura 17-46: Seção geológica esquemática ao longo dos campos de Carapeba e Pargo, exemplos de acumulações em turbiditos cretáceos.

Figura 17-47: Seção geológica esquemática ao longo dos campos de Cherne e Namorado, exemplos de acumulações em turbiditos albo-cenomanianos.

Figura 17-48: Seção em cubo sísmico 3D no Campo de Marlim, na Bacia de Campos. Os reservatórios são enormes depósitos turbidíticos do Oligo-Mioceno, formando uma armadilha estratigráfica, descoberta quando da perfuração do 1-RJS-382 em 1985.

IDADE CAMPO Oligo/Mioceno, lobos confinados Marlim Oligoceno, complexos de canais Albacora Eoceno Barracuda, Caratinga, Marlim Sul Paleoceno Barracuda Maastrichtiano Roncador Santoniano/Coniaciano Piraúna, Marimbá, Espadarte Turoniano Espadarte Cenomaniano Cherne, Namorado Albiano Namorado, Enchova, Albacora

Tabela 14: Idade de alguns dos principais turbiditos produtores na Bacia de Campos.

Depois de 32 anos de atividades, tinham sido perfurados na Bacia de Campos 932 poços exploratórios, resultando na descoberta de 60 campos de petróleo (Figuras 17-49 e 17-50), com o volume aproximado de 8 bilhões de metros cúbicos de óleo-equivalente (Milani et al., 2003).

Figura 17-49: Mapa da Bacia de Campos com os principais campos produtores em águas rasas e águas profundas, 1974 – 1985.

Figura 17-50: Mapa da Bacia de Campos, destacando as descobertas em águas profundas mais recentes, em 1999 e 2001: Roncador, Jubarte e Cachalote.

Bacia de Santos

O preenchimento sedimentar desta bacia segue o padrão geral das bacias costeiras, guardando apenas a peculiaridade de um espesso pacote arenoso neocretáceo, relacionado ao soerguimento da Serra do Mar (Modica e Brush, 2004) e ausente nas demais (Figura 17-51): 1) Uma fase rift, começando por vulcânicas básicas hauterivianas, correlatas aos derrames basálticos Serra Geral, da Bacia do Paraná, e completando com conglomerados e arenitos fluviais e pelitos lacustres barremianos e eoaptianos Guaratiba; 2) Uma fase transicional, marcada por importantes depósitos de halita neoaptianos Ariri, que se remobilizam em gigantescos domos e muralhas de sal (Figura 17-52); 3) Uma fase marinha inicial de clásticos e carbonatos marinhos albianos Guarujá; 4) Uma fase marinha essencialmente clástica grossa, campaniana-maastrichtiana, relacionada ao soerguimento da Serra do Mar; 5) Uma fase marinha transgressiva-regressiva com sedimentos mais finos, do Paleogeno ao Recente.

Os melhores reservatórios da Bacia de Santos são os turbiditos neocretáceos e os calcarenitos albianos.

De 1970 a 2002, 161 poços exploratórios foram perfurados na Bacia de Santos, resultando na descoberta de oito campos produtores, com destaque para o Campo de Mexilhão (Figura 17-53), com reserva da ordem de 70 bilhões de metros cúbicos de gás (Milani et al., 2003). Resultados extremamente animadores de campanhas exploratórias recentes levaram à criação da UN Bacia de Santos em 2006.

Figura 17-51: Seção geológica esquemática NW-SE ao longo da Bacia de Santos, mostrando marcante halocinese e a grande espessura das seqüências marinhas neocretáceas e terciárias (Pereira & Macedo, 1990).

Figura 17-52: Carta estratigráfica da Bacia de Santos, destacando as fases rift, transicional, marinha carbonática, marinha arenosa e marinha pelítica (Pereira & Feijó, 1994).

Figura 17-53: Mapa da Bacia de Santos, mostrando a província produtora de óleo ao sul, com os campos de

Tubarão, Estrela do Mar, Coral e Caravela; os grandes campos de gás de Mexilhão e Merluza ao centro; e as novas descobertas de óleo leve ao norte (Petrobras 2005).

Resumo da margem leste

• Os principais reservatórios são turbiditos, de idade cretácea e terciária;

• Também são relevantes reservatórios carbonáticos albianos;

• As principais rochas geradoras são da fase transicional, evaporítica, aptiana;

• A migração tem fortes relações com halocinese.

A figura 17-54 é uma montagem, reunindo em uma única ilustração as diferentes fases tectono-sedimentares reconhecidas na margem leste brasileira. Nesta figura estão resumidas seis megaseqüências:

PR – pré-rift continental tithoniano – berriasiano, tendo como paradigma a Bacia do Recôncavo;

R – rift continental valanginiano – eoaptiano, retratando as bacias do Recôncavo, Tucano, Potiguar, Sergipe, Alagoas, Camamu, Almada, Espírito Santo;

T – evaporitos transicionais aptianos, em parte remobilizados por halocinese, presentes em quase todas as bacias costeiras, de Santos a Alagoas;

SC – plataforma carbonática albiana, igualmente representada ao longo de toda a costa, de Pelotas a Pernambuco;

MT – marinho transgressivo do Cenomaniano ao Eopaleogeno, presente em toda a costa;

MR – marinho regressivo, contendo os mais importantes reservatórios turbidíticos, do Neopaleogeno ao Recente, também em toda a costa.

Figura 17-54: Montagem resumindo as diferentes megaseqüências presentes ao longo da margem leste brasileira (Bruhn, 1998).

Bacias não produtoras

Mesmo tendo sido razoavelmente exploradas ao longo de décadas, com a aplicação de diferentes métodos como fotointerpretação, geologia de superfície, gravimetria, magnetometria, sísmica de reflexão e perfuração de alguns poços pioneiros, estas bacias entram em 2006 sem resultados expressivos. Por que motivos?

• Bacia do Acre

• Bacia do Paraná

• Bacia do Parnaíba

• Foz do Amazonas

• Pernambuco-Paraíba

• Bacia de Pelotas

Figura 17-55: Carta estratigráfica da Bacia do Acre (Feijó e Souza, 1994).

Figura 17-56: Seção geológica NW-SE e carta estratigráfica da Bacia do Paraná (Milani et al., 1994)

Figura 17-57: Seção geológica WNW-ESE e carta estratigráfica da Bacia do Parnaíba (Góes et al., 1993).

Figura 17-58: Seção geológica SW-NE e carta estratigráfica da Bacia da Foz do Amazonas (Brandão e Feijó, 1994).

Figura 17-59: Seção geológica NW-SE e carta estratigráfica da Bacia de Pernambuco-Paraíba.

Figura 17-60: Seção geológica NW-SE e carta estratigráfica da Bacia de Pelotas (Dias et al., 1994).