Geologia do Petróleo – Prova da PETROBRÁS

RESUMO

Origem do Petróleo

O petróleo tem origem a partir da matéria orgânica (MO) depositada junto com os

sedimentos. A integração dos fatores – matéria orgânica, sedimento e condições termoquímicas

apropriadas – é fundamental para o início da cadeia de processos que leva à formação do petróleo.

O tipo de Hidrocarboneto (HC) gerado, óleo ou gás, é determinado pela constituição da MO

e pela intensidade do processo térmico atuante sobre ela. A MO marinha (fitoplânctons e algas)

obteve seu apogeu no Pré-Cambriano ao Devoniano e em um outro momento no Jurássico ao

Cretáceo, onde este tipo de MO vai gerar principalmente petróleo líquido (óleo). Já a MO

continental lenhosa vai gerar petróleo gasoso (gás natural).

TEORIAS – as teorias que tratam da origem do petróleo de acordo com os aspectos

relacionados à gênese da matéria prima. Atualmente, a teoria mais aceita advoga que a

matéria prima originária do petróleo é de natureza orgânica. Segue-se:

1. Origem Inorgânica: O principal argumento utilizado por seus defensores diz respeito

à possibilidade de se gerar, em laboratório, HC do tipo metano, etano, acetileno e

benzeno, a partir de fontes inorgânicas. Porém, com a evolução do conhecimento

apresentada pelas descobertas das províncias petrolíferas, fizeram com que essa

hipótese fosse praticamente abandonada. As razões do abandono são o poder de

rotação ótica (restrito a MO).

2. Vulcanismo: Até hoje não se verificou na comunidade geológica nenhuma relação de

causa efeito significante entre o petróleo e os vulcanismos ou suas manifestações,

salvo raras e anômalas situações.

3. Origem Cósmica: Se o petróleo fosse de origem cósmica seria de se esperar uma

ocorrência mais uniformemente distribuída na crosta terrestre, e que o mesmo seria

encontrado com mais freqüência às rochas mais antigas. Também estaria mais

uniformemente distribuído ao longo de toda a coluna geológica, o que não se

observa.

4. Origem Orgânica: Justificada por quatro razões: a) grande quantidade de MO e de

HC que se encontram hoje nos sedimento da terra, e o C e H estão presentes nos

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restos de MO, tanto de origem animal quanto vegetal; b) a quase totalidade dos petróleos

possuem porfirinas e nitrogênio; c) atividade ótica que a maioria dos óleos possui devido

à presença de colesterol e d) ampla variedade de HC.

TERMINOLOGIAS DO PETRÓLEO

Petróleo Líquido: Chamado “petróleo cru” para destinguílo do refinado. Consiste de HC

líquidos, com variáveis de gases dissolvidos, betumes e impurezas;

Petróleo Gasoso: Chamado de “Gás de Petróleo”, mais comumente gás natural. Composto por

HC parafínicos leves, onde o mais abundante é o CH4.

Petróleo Sólido: Chamado também de “asfalto”, “alcatrão” e “betumem”. Composto de HC

cadeia longa.

Análise elementar do petróleo

• HIDROGÊNIO 11 - 14%

• CARBONO 83 - 87%

• ENXOFRE 0,06- 8%

• NITROGÊNIO 0,11-1,7%

• OXIGÊNIO 0,1 - 2%

• METAIS até 0,3%

Origem do Petróleo – Craqueamento da M.O.

A maior parte do petróleo (óleo e gás) encontrado nas bacias sedimentares é formada a partir

da degradação térmica do querogênio, como resultado do soterramento progressivo das rochas

geradoras.

Tipos de Querogênio:

TIPO I: matéria algal estruturada, gera preferencialmente óleo de boa qualidade

TIPO II: matéria orgânica sapropélica (algas, planctons, pólen e esporos), gera óleo e gás.

TIPO III: material húmico de origem terrestre (callinitas, vitrinitas, telinitas), pode gerar óleo mais

preferencialmente gás.

TIPO IV: originário de qualquer fonte, intensa oxidação e alta temperatura.

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Geração do Petróleo em relação aos processos geológicos

Estágio I (Diagênese):faixa de T° 65°C (ver gráfico 1) mais baixas, predomínio de atividades

bacteriana que provoca a reorganização celular e transforma a M.O. em querogênio. O produto

gerado é o metano bioquímico ou biogênico. Ro<0,5% (ver gráfico 2).

Estágio II (Catagênese):principal estágio de formação dos HC líquidos, caracterizada pela

degradação termal (65°-165°C) do querogênio e geração de óleo. 0,5%<Ro<2,0%

Estágio III (Metagênese):zona de stress termal máxima (165°-210°C), quebra das moléculas de HC

líquidos e transformação em gás leve.Apenas o metano, H e frações sólidas ricas em C são estáveis

nessa etapa. 2,0% <Ro<4,0%

OBS: Janela do Óleo 0,5%<Ro<1,3% e Janela do Gás Úmido 1,3% <Ro<2,0%

Estágio IV (Metamorfismo):continuação do incremento da T° degradando o HC gerado, deixando o

grafite, gás carbônico e resíduo de gás metano.

Gráfico 1

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Gráfico 2

Aplicação da Geoquímica na exploração do HC

1º Passo: Identificar a rocha geradora efetiva (quantidade, teor e maturação de M.O.

2º Passo:analisar usando a Pirólise Rock-eval (amostras de rx que são queimadas), TOC, Ro e IAT.

Todos esses parâmetros são indicadores de maturação térmica na rocha geradora.

Rochas Geradoras > o elemento mais importante e fundamental para a ocorrência de petróleo em

quantidades significativas em uma bacia sedimentar. Nela em caso ideal há grandes volumes de MO

de qualidade adequada quando da deposição de certas rx sedimentares assim denominadas que,

submetidas às adequadas T° e pressões geram o petróleo em subsuperfície.

Rochas Geradoras > são normalmente constituídas de material detrítico de granulometria fina, tais

como folhelho ou calcilutitos, representantes de antigos ambientes sedimentares de baixa energia e

que experimentam por motivos diversos, explosões de vida. A MO deve ser rica em H-C (anóxicos)

Rochas Reservatório > rx compostas por material detrítico de granulometria fração areia-seixo,

representantes de antigos ambientes de alta energia, em geral arenitos, calcarenitos e conglomerados

diversos. As mais comuns são areias antigas de dunas, rios, praias, deltas, planícies litorâneas

sujeita a influência de ondas/marés/tempestades e mares e lagos profundos.

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Janela do óleo 0,5% <Ro<1,3%

Janela do gás úmido 1,3%<Ro<2,0

Rochas Selantes > são normalmente de granulometria fina e baixa permeabilidade, cuja

transmissibilidade a fluídos seja inferior à dos reservatórios a elas relacionados. (Ver Figura 01).

Migração Primária e Secundária

Primária: Uma vez gerado o petróleo, passa a ocupar um espaço/volume maior do que o querogênio original na rocha geradora. Esta se torna supersaturada em HC e a pressão excessiva dos mesmos faz com que a rocha-fonte, permita expulsão dos fluidos para zonas de pressão mais baixa. A viagem dos fluidos petrolíferos, através de rotas diversas pela subsuperfície, até à chegada em um local portador de espaço poroso, selado e aprisionado, constitui o fenômeno da migração.

Secundária: Percurso do fluído ao longo de uma rocha porosa e permeável até ser interceptado e contido por uma armadilha geológica.A OCORRÊNCIA DE PETRÓLEO: Rochas Geradoras + Rochas Reservatórios + Rochas + Selantes + Migrações (Figura 01).

Migração Secundária – Evolução do Conhecimento

Teoria Anticlinal (T. Hunt 1861) – O petróleo se desloca em ambiente saturado de água

impulsionado por forças de flutuação, acumulando-se em porções elevadas das anticlinais.

Princípio do aprisionamento diferencial do óleo e gás (Gussow 1954) – explica por que

campos de gás podem ocorrer em posições estruturais mergulho abaixo, enquanto ‘trapas’ situadas

mergulho acima produzem apenas óleo e outras estruturas mais altas podem estar saturadas por

água.

Teoria Hidrodinâmica da Migração (King Hubbert 1953) – considera que a força motora

responsável pelo deslocamento dos HC em subsuperfície é a energia potencial. E que uma trapa se

caracteriza como uma região de baixa energia.

A)óleo e gás se acumulam na trapa mais profunda; B)a armadilha 1 está completamente preenchida com gás; C)representa o estágio mais evoluído do processo.Em C) a trapa 1 está cheia de gás e o excesso se desloca pelo ponto de escape para trapa 2, que agora mostra gás. O óleo vai pra trapa 3, que não mostra ainda gás. (Figura 02).

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Figura 01: Esquema do sistema petrolífero.

Figura 02

Teoria hidráulica generalizada de migração (Tóth 1979) – aborda o processo da migração secundária em escala da bacia. Aqui é levado em consideração o efeito do relevo do nível estático da água da formação.

Principais forças envolvidas: Força de flutuação – surge pela diferença de densidade entre dois fluídos. Quanto maior a =/= de densidade maior a força de flutuação; Forças capilares – Também chamada de força restritiva, se opõem ao deslocamento do óleo e gás. Surge das gargantas dos poros e será tanto maior quanto menor for o raio da garganta dos poros. Força hidrodinâmica – controlam o deslocamento da água nas bacias. Podem ser tanto impulsionadoras como restritivas.

Princípio da formação de armadilhas estratigráficas

Segundo Berg 1975, no processo de migração a força de flutuação é o agente desencadeador

da movimentação do óleo no interior das rochas carreadoras. Contudo, esse fluxo é inibido pelas

forças capilares que tendem a impedir que um glóbulo de óleo passe de um poro a outro através das

gargantas dos poros. (Figura 03).

Assim, o mecanismo/força de flutuação deve ser grande o suficiente para sobrepor o

gradiente de pressão capilar no glóbulo, causado pelo incremento da pressão na garanta do poro.

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Figura 03

Trapeamento ou armadílha do óleo

Uma vez em movimento, os fluídos petrolíferos são dirigidos para zonas de pressão mais baixas que os arredores. Estas zonas que não permitem o escape futuro dos fluídos, obrigando-os a lá se acumularem, chama-se de trapas.Convencionalmente as armadilhas podem ser classificadas em estruturais, estratigráficas, mistas e hidrodinâmicas. (Figura 04).

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Figura 04Trapas Estruturais: Geradas pela ocorrência de dobras e falhas no ambiente onde há HC.Trapas Estratigráficas: Mudança de fácies lateralmente, discordâncias e/ou ausência de sedimentação.Trapas Mistas: Há um somatório de controles estruturais e estratigráficos.Trapas Hidrodinâmicas: É gerada devido ao contato inclinado óleo/água.

Porosidade – Definição

Porosidade: Percentagem ou fração de espaço vazio da rocha ocupado por fluidos (água, gás, óleo, ar) em relação ao volume total da rocha.

CLASSIFICAÇÕES:

Domo de Sal

Falha

Erosão

Pinchout

Anticlinal

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1) Porosidade de acordo com a interligação dos poros ou vazios:Porosidade absoluta – Engloba todos os vazios (interligados ou não).Porosidade efetiva – Exclusivamente poros interconectados entre si. IMPORTANTE PARA ESTUDOS DE RESERVATÓRIOS.

2) Porosidade quanto à origem:Primária:Espaços vazios remanescentes após a sedimentação dos grânulos da matriz, sendo então designada porosidade de matrizSecundária: Contribuição de vazios, vugs, fraturas e outras descontinuidades no volume total da matriz. A contribuição da porosidade secundária à porosidade geral normalmente é pequena, embora possa levar a contribuições significativas na permeabilidade total.

3) Porosidade quanto à morfologia (padrão e tipo de vazios):Intergranular: Espaço poroso entre os grãos Intragranular ou Intrapartícula: grãos foram dissolvidos parcial ou totalmente, deixando espaços vazios. Quando o grão foi totalmente dissolvido, deixando somente o contorno, denomina-se móldica.

MÉTODOS DE OBTENÇÃO DA POROSIDADEPode-se obter a porosidade por:MÉTODOS DIRETOS – Laboratório (testemunhos) – medida no porosímetro, bomba de mercúrio, etc.MÉTODOS INDIRETOS – Perfis: sônico, densidade e neutrão.

Permeabilidade – DefiniçãoDEFINIÇÃO: Medida da capacidade de fluxo de fluidos através de uma rocha. Não há qualquer relação unívoca entre a porosidade de uma rocha e sua permeabilidade (exceto que a rocha deve ter porosidade ¹ 0 para se ter permeabilidade ¹ zero).É medida em milidarcies (md), que é a medida prática, pois a medida definida por Henri Darcy em 1856 (darcy) é muito grande para uso na indústria petrolífera.

TIPOS: PERMEABILIDADE ABSOLUTA; PERMEABILIDADE EFETIVA e PERMEABILIDADE

RELATIVA.

PERMEABILIDADE ABSOLUTA (K)

É a facilidade com que um fluido (geralmente ar ou nitrogênio) atravessa um meio poroso

qualquer, sendo medida com um fluido que satura 100% da rocha.

PERMEABILIDADE EFETIVA

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Permeabilidade de um dado meio em relação a um fluido, quando este fluido está em presença

de outros. Pode ser em relação ao óleo (Ko), gás (Kg), ou água (Kw), de acordo com saturações

parciais.

• é sempre menor que o valor absoluto de permeabilidade da rocha;

• é função da saturação

PERMEABILIDADE RELATIVA:

Relação entre a permeabilidade efetiva a uma saturação qualquer de um dado fluido e a

permeabilidade absoluta do meio.

Sincronísmo

É o fenômeno que faz com que as rochas geradoras, reservatórios, selantes, trapas e migração se originem e desenvolvam em uma escala de tempo adequada para a formação de acumulações de petróleo. Se estes elementos e fenômenos não seguirem uma ordem temporal favorável. (Figura 05).

Figura 05

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