universidade federal da bahia análise estratigráfica e
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UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
CURSO DE GRADUAÇÃO EM GEOLOGIA
MATEUS PIRES FERREIRA
Análise Estratigráfica e Sedimentológica, com Base nos Perfis e Amostra de Calha do campo Bela Vista - Fm.
Água Grande/Sergi (Bacia do Recôncavo).
Salvador 2012
MATEUS PIRES FERREIRA
Análise Estratigráfica e Sedimentológica, com Base nos Perfis e Amostra de Calha do campo Bela Vista - Fm.
Água Grande/Sergi (Bacia do Recôncavo).
Monografia apresentada ao curso de Geologia, do Instituto de Geociências, Universidade Federal da Bahia, como requisito parcial para obtenção do grau de Bacharel em Geologia. Orientador: Prof. Geraldo Girão Nery
Salvador 2012
TERMO DE APROVAÇÃO
AGRADECIMENTOS
Gostaria em primeiro lugar de agradecer à minha mãe, Lucia Maria
Eduardo Cardoso, Murigueto (Muriel), Luc
AGRADECIMENTOS
Salvador, 27 de Junho de 2012
MATEUS PIRES FERREIRA
Análise Estratigráfica e Sedimentológica, com Base nos Perfis e Amostra de Calha do campo Bela Vista - Fm.
Água Grande/Sergi (Bacia do Recôncavo).
Monografia aprovada como requisito parcial para a obtenção do grau de
Bacharel em Geologia, Universidade Federal da Bahia, pela seguinte banca
examinadora:
_______________________________________________________________ 1º Examinador – Prof. Geraldo Girão Nery Hydrolog Serviços e Perfilagens LTDA _______________________________________________________________ 2º Examinador – Prof. MSC. Roberto Rosa da Silva Instituto de Geociências, UFBA / Petrobrás _______________________________________________________________ 3º Examinador – Cicero Paixão Pereira Instituto de Geosciencias, UFBA.
AGRADECIMENTO
Gostaria em primeiro lugar de agradecer à minha mãe, Lucia Maria
oportunidade de vir a este mundo e todo apoio durante todas as fases da minha vida
e, além disto, por terem SEMPRE acreditado em mim.
A todos os amigos que surgiram e me ajudaram durante esta jornada, em
especial para: , Acácio, Edmar, Eduardo Cardoso, Murigueto (Muriel), Lucas Gontijo
Priscila Passos, Rafael Daltro (Cipri), Anderson Coelho (Bunnyman), Diego Melo
(Goiaba), Marcus Vinicius (MV), Substância (Rodolfo Gasser), Mário Coni, Gabriel
Alem (Mendigo), José Torres (Rapungeo), Laura Silveira, Alexandre Portela
(Scooby), Carlos, Trilobita (Bruno), Rebeca Marcelino, Carol Simões, Luana Cruz,
Deize Ribeiro, Paulo Benevides, Paulo Lopes (Motoca), Bruno Huoya, Alexandre
Moitinho, Itála Gabriela, Andre Lyrio, Silvandira (Dira) e meus irmãos Lucas, Thiago
e Pedro.
Agradecimento especial também aos professores, Cicero, Girão, Michael
Holtz, e Roberto Rosa, por sua presteza e vontade de compartilhar conhecimento e
experiência, contribuindo assim para que esse projeto se concluísse.
´´ O homem que tem coragem de desperdiçar uma hora do seu
tempo não descobriu o valor da vida.``
Charles Darwi
RESUMO
Durante décadas as Formações Sergi e Água Grande, bacia do Recôncavo, foram
alvo de diversos estudos. A maior parte dos trabalhos científicos publicados foca
principalmente no estudo de afloramentos, fazendo com que formações pouco
aflorantes, caso da formação Água Grande na área de estudo, tenham escassez de
informação. Tendo sua área de estudo localizada no campo de Bela Vista (Campo
escola), porção nordeste da bacia, dentro do município de Esplanada, o presente
trabalho se propõe uma abordagem diferente no estudo estratigráfico e
sedimentológico das formações supracitadas, de tal forma que na construção desta
monografia se utilizou de informações adquiridas através de perfilagens e descrições
das amostras de calha realizadas nos poços 1-BLV-1-BA, 7-BLV-4-BA, 7-BLV-5-BA.
Foram analisados neste trabalho perfis de radioatividade (GR), de potencial
espontâneo (SP), de resistividade (ILD, SFLA), de densidade (RHOB) e neutrônico
(NPHI), posteriormente foram feitas correlações dos perfis com as descrições das
amostras de calha com a finalidade de compreender a estratigrafia, características
sedimentológicas e a configuração externa dos corpos areníticos das formações
estudadas, o que culminou com construção de três seções, feitas no programa Corel
Draw. No estudo local das formações Sergi e Água Grande, campo de Bela Vista,
detectou-se significativa variação faciológica e de espessura entre os poços
avaliados, variações estas que ocorrem em algumas centenas de metros de
distância. Foram também identificadas duas falhas locais, onde uma esta disposta
entre o poço 7-BLV-5-BA e os poços 1-BLV-1-BA, e 7-BLV-4-BA, e outra é
responsável por omitir a Fm. Sergi no ultimo poço.
Palavras Chaves: Fm. Água Grande, Fm. Sergi, Estratigrafia, Perfis Geofísicos, Seções Geológicas.
ABSTRACT
For decades, Sergi and Água Grande Formations, Reconcavo basin, were the
subject of several studies. Most scientific papers published mainly focuses on the
study of outcrops, making little outcropping formations, where the Big Water training
in the study area, have little information. Taking your study area located in the field of
Bela Vista (field school), the northeast portion of the basin within the city of
Esplanada, this paper proposes a different approach in the study of stratigraphic and
sedimentological of the formations above. The construction this monograph is used
information gained through profiling and descriptions of samples from wells 1-BLV-1-
BA, 7-BLV-4-BA, 7-VSB-5-BA. Profiles were analyzed in this study of radioactivity
(GR), spontaneous potential (SP), resistivity (ILD, SFLA), density (RHOB) and
neutron (NPHI), correlations were made later with the descriptions of the profiles of
the samples trough in order to understand the stratigraphy, sediment characteristics
and the external configuration of the studied formations of sandstone bodies, which
culminated in the construction of three sections, made in Corel. In the local study of
formations Sergi and Água Grande field of Bela Vista, detected a significant variation
in thickness and facies between the wells evaluated, these variations that occur in a
few hundred meters away. We also identified two local faults, where one of them is
disposed between the well 7-BA-5-BLV and BLV-1 wells-1-BA and 7-BLV-4-BA, and
another is responsible for omitting the Fm. Sergi on the last well.
Keywords: Fm. Agua Grande, Fm.Sergi, Stratigraphy, Geophysical Logs, Geological Sections.
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1: Localização dos três poços do campo de Bela Vista. Em destaque o
município de Esplanada, no canto superior direito a posição relativa entre os poços
do campo...................................................................................................................13
Figura 2: Mapa geológico mostrando a distribuição de sedimentos pré, sin, e pós
rifte. Em destaque a bacia do Recôncavo. Retirado de Magnavita,
(1992).........................................................................................................................20
Figura 3: Seção esquemática da bacia do Recôncavo, detalhe para a morfologia
estrutural da bacia. Retirado de Milhomem et. al. (2003).........................................21
Figura 4: Mapa estrutural da bacia do Recôncavo, em destaque AA quatro seções
feitas em diferentes porções da bacia. Retirado de Destro
(2003)........................................................................................................................22
Figura 5: Carta estratigráfica da bacia do Recôncavo. Retirado de de Caixeta et al.
(1994)......................................................................................................................25
Figura 6: Reconstrução paleogeografica do Grupo Brotas. Retirado de Medeiros e
Pontes, (1981).........................................................................................................26
Figura 7: Isópacas da formação Sergi. FONTE: Retirado de Figueiredo et. al. 1994
apud Sampaio et. al. (2005)......................................................................................27
Figura 8: Isópacas da Fm. Água Grande na Bacia do Recôncavo, detalhe para a
porção nordeste da bacia. Retirado de Cicero Paixão..........................................32
Figura 9: : Esquema das correntes geradas dentro da rocha e entre os fluidos, a
esquerda o comportamento da curva SP quando a água da formação é mais doce
que a lama. Fonte Schlumberguer............................................................................38
Figura 10: Em destaque a resposta de um pacote arenitico (dentro do campo
amarelo) na curvas SFL (vermelho pontilhado) e ILD(azul continuo). Intervalo 1448 –
1458m, poço BLV-1...................................................................................................41
Figura 11: Principio da ferramenta de indução. Retirado de Carvalho,
(1993).......................................................................................................................42
Figura 12: Perfil mostrando a separação visível das curvas SFLA e ILD. A zona em
amarelo representa o pacote arenítico, tambem evidente na curva GR. FONTE:
ANP............................................................................................................................45
Figura 13: Perfil Densidade x Neutrônico. A linha marrom indica o cut off, nesse caso
cada quadrado equivale a uma variação de 6% de porosidade. A seta azul indica
valor de 15% de porosidade. Intervalo 1663 – 1673m, poço BLV-5
....................................................................................................................................49
Figura 14: Figura relaciona as ferramentas neutrônicas existentes com seus
respectivos campos energéticos de atuação, em destaque. Modificado de
www.geraldogirao.com.br...........................................................................................53
Figura 15: Perfil Densidade x Neutrônico. Em destaque um pacote de arenito, em
amarelo, balizado em cima e em baixo por pacotes de folhelho, em verde. Notam-se
claramente as inversões sofridas pelas curvas Densidade e Neutrônico. Intervalo de
1448 – 1458m, poço BLV-1........................................................................................55
Figura 16: Perfil do poço BLV1, em destaque a formação Água Grande subdividida
em sua facie eólica (vermelho), e sua facie fluvial (amarelo). Intervalo 1448 –
1458m, poço BLV-1....................................................................................................64
Figura 17: Perfil do poço BLV1, em destaque a formação Sergi..............................65
Figura 18: O perfil mostra relação entre o folhelho Candeias e o arenito Água
Grande (Retângulo amarelo). Poço BLV-4, intervalo 1570-1590m............................66
Figura 19: Perfil indicando contatos erosivo no topo e gradacional na base da
formação Água Grande, em destaque. Poço BLV-5, intervalo 1550-1650m............67
Figura 20: Perfil do poço BLV5, em destaque o topo da formação Sergi...............68
ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 1: Tabela demonstrativa das informações mais importantes do campo de
Bela vista......................................................................................................14
Tabela 2: Valores comparativos entre as densidades de laboratório (ρB), eletrônica
(ρe) e a registrada pelo perfil de densidade..................................................48
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ............................................................................................. 12
2. OBJETIVOS ................................................................................................. 15
3. APRESENTAÇÃO DO PROBLEMA ............................................................. 16
4. METODOLOGIA ........................................................................................... 17
4.1. Estudo bibliográfico .........................................................................................17
4.2. Análise dos perfis geofísicos e de dados das pastas de poço............................18
4.3. Interpretação ambiental e construção de modelo geométrico dos reservatórios, com
base em perfis. ..........................................................................................................19
5. CONTEXTO GEOLÓGICO REGIONAL ....................................................... 20
5.1. Bacia do Recôncavo...........................................................................................21
5.1.1. Evolução Tectono-Sedimentar....................................................................23
5.1.2. Super Sequência Pré-Rifte (Formações Sergi e Água Grande).................25
6. FUNDAMENTAÇÃO TEORICA DOS PERFIS GEOFISICOS USADOS ...... 33
6.1. Curva Raios Gama – GR.................................................................................33
6.1.1. Interpretação do GR....................................................................................34
6.1.2. Interpretação do método.............................................................................36
6.1.3. Limites da Ferramenta................................................................................37
6.2. Perfis de Resistividade .......... ........................................................................37
6.2.1. SP (Potencial Espontâneo) ......... ...................................................................37
6.2.2. Principio da curva SP.....................................................................................38
6.2.3. Limites da ferramenta SP ......... .....................................................................38
6.2.4. Galvânicos ou de Contato...........................................................................39
6.2.5. Principio da Ferramenta SFL (Galvânico)..................................................39
6.2.6. Interpretação do perfil................................................................................40
6.2.7. Limitações do SFL......................................................................................40
6.2.8. Curva de Indução.......................................................................................41
6.2.9. Princípio de Funcionamento da Ferramenta de Indução............................41
6.2.10. Interpretação das Curvas Elétricos (SFLA e ILD).......................................45
6.2.11. Limites da Ferramenta................................................................................46
6.3. Curva de Densidade Compensada (ROHB).......................................................46
6.3.1. Princípio da curva Densidade (ROHB)..........................................................47
6.3.2. Interpretação da Curva Densidade (ROHB).................................................48
6.3.3. Limites da Ferramenta.................................................................................50
6.4. Curva Neutrônica (NPHI).................................................................................51
6.4.1. Principios da Ferramenta Neutrônica (NPHI)...............................................52
6.4.2. Interpretação da Curva.................................................................................53
6.4.3. Limites da Ferramenta..................................................................................55
7. AVALIAÇÃO SEDIMENTOLOGICA DOS POÇOS 1-BLV-1-BA, 7-BLV-4-BA E 7-
BLV-5-BA .......................................................................................................... 56
7.1. Poço 1-BLV-1-BA (Anexo I).............................................................................56
7.2. Poço 7-BLV-4-BA (Anexo II) ...........................................................................59
7.3. Poço 7-BLV-5-BA (Anexo III)............................................................................60
8. INTERPRETAÇÃO DOS AMBIENTES DEPOSICIONAIS DAS FORMAÇÕES
AGUA GRANDE E SERGI. ...... .........................................................................63
8.1. Analise do poço 1-BLV-1-BA...........................................................................63
8.2. Analise do poço 7-BLV-4-BA...........................................................................65
8.3. Analise do poço 7-BLV-5-BA...........................................................................67
9. CONCLUSÕES .................................................................................. 69
10. REFERÊNCIAS .................................................................................. 71
12
1. INTRODUÇÃO
Historicamente a bacia do recôncavo tem sido alvo de diversos trabalhos,
concentrados no desenvolvimento prioritário dos aspectos sedimentológicos,
estratigráficos e estruturais da bacia, baseados em dados retirados de afloramentos.
Há, portanto a necessidade de uma abordagem que leve em consideração uma
caracterização petrofisica mais completa das formações, derivada do uso de perfis
compostos e das informações de subsuperficie da pasta de poço. O presente
trabalho se propõe a fazer uma integração entre as informações sedimentológicas e
estratigráficas já adquiridas em trabalhos anteriores e informações advindas de
superfície (perfilagens e pasta de poços) .
O objeto de estudo do trabalho proposto são as formações Sergi e Água
Grande, que compõem a seqüência Rifte da Bacia do Recôncavo, inclusos na área
do campo de Bela Vista. Os dados utilizados na confecção deste trabalho foram
fornecidos pela ANP, e são provenientes de três poços perfurados no respectivo
campo. Os perfis geofísicos bem como as informações da pasta de poço foram
essenciais no desenvolvimento do trabalho, pois através da análise e do confronto
dessas duas informações foi possível realizar uma interpretação mais completa das
seqüências supracitadas.
O campo de Bela Vista que está localizado na porção nordeste da bacia do
Recôncavo, próximo a ao município de Entre Rios (BA) (figura 1), foi descoberto em
1984 teve seu período de produção durante as décadas de 1984-1996. Trata-se de
um campo raso, que foi submetido à injeção de água. Nesse campo foram
perfurados os poços 1-BLV-001-BA, 3- BLV-002-BA, 3-BLV-003-BA, 7-BLV-004-BA,
7-BLV-005-BA, 7-BLV-006-BA e 7-BLV-007-BA, em negrito estão os poços que
forneceram os dados necessários para a realização deste projeto. Informações
complementares podem ser melhor observadas na tabela 1 abaixo.
Hoje o campo se enquadra na categoria campo maduro, tendo sua reserva
passando a ser considerada inviável para as grandes companhias petrolíferas. A
13
maior parte de sua produção corresponde as Formações Sergi, e Água Grande.
Apesar de o campo Belo Vista ser considerado um campo maduro e, portanto
inviável para grandes produtores, o conhecimento adquirido a partir dos estudos de
seus reservatórios pode perfeitamente ser aplicado na prospecção e produção em
outras áreas da bacia do Recôncavo.
Figura 1: Localização dos três poços do campo de Bela Vista. Em destaque o município de Esplanada, no canto superior direito a posição relativa entre os poços do campo.
14
Tabela 1: Tabela demonstrativa das informações mais importantes do campo de Bela vista, FONTE (ARQUIVOS DA ANP)
Campo
BELA VISTA
Data de descoberta 24/06/1984
Período de Produção 1984-1996
Área ( ) 2.1
Numero de poços/ profundidade 7 poços/
Formação do reservatório Candeias, Água Grande, Itaparica e
Sergi
Volume in situ de óleo 9,7 milhões de bbl
Volume de óleo in situ de gás 63,4 milhões de
Fluido principal Óleo leve de 28,4º API
Produção acumulada de óleo/
Fator de Recuperação (FR)
170 mil bbl (FR=1,8%)
Produção acumulada de gás /
Fator de Recuperação (FR)
2,4 milhões de (FR=3,8%)
15
2. OBJETIVOS
O presente trabalho tem como objetivo geral expandir os conhecimentos,
sedimentológicos e estratigráficos, acerca dos reservatórios pertencentes às
formações Sergi e Água Grande, inseridas na porção nordeste da bacia do
Recôncavo, campo de Bela Vista, utilizando – se de uma abordagem petrofísica,
com uso de perfis e amostras de calha.
- Objetivos Específicos:
Definir, a geometria dos reservatórios inclusos nas Fm. Sergi e Água Grande,
utilizando-se, para esse fim, principalmente de perfis geofísicos, fornecidos
pelos poços 1-BLV-001-BA, 7-BLV-004-BA, 7-BLV-005-BA, além das
descrições das amostras de calha e de testemunhos coleados nesses poços.
Analisar, através de perfis geofísicos, as características permo-porosas dos
reservatórios sob o aspecto qualitativo.
Caracterizar de maneira geral os ambientes deposicionais das formações
estudadas, com base nas informações fornecidas pelos perfis e as descrições
das amostras de calha, comprovando dessa forma ambientes deposicionais
caracterizados em trabalhos anteriores.
16
3. APRESENTAÇÃO DO PROBLEMA
Como já foi dito anteriormente a bacia do recôncavo tem sido alvo, durante
décadas, de diversos trabalhos e estudos publicados, em todos eles nota-se que
houve um enfoque maior na determinação de características sedimentológicas e
estratigráficas obtidas em sua maior parte através de descrições de afloramentos.
Este fato gerou uma carência muito grande por trabalhos e artigos, acadêmicos ou
não, que abordassem não somente características litológicas, ambientais e
sedimentológicas, mas também se preocupasse com respostas geofísicas,
adquiridas por meio de perfilagens, que auxiliariam no estudo de formações pouco
aflorantes, caso da formação Água Grande na área de estudo. Estudos assim
produziriam informações mais completas, precisas e confiáveis, que seriam
importantes na elucidação de inúmeras questões principalmente em formações que
apresentam pouco ou nenhum afloramento na bacia do recôncavo.
17
4. METODOLOGIA
No processo de construção do trabalho não houve a necessidade de se
realizar visitas de campo, tendo sido todos os dados coletados e fornecidos pela
ANP. A base dos dados utilizados nesse trabalho é composta por perfis geofísicos
dos poços BLV1, BLV4, BLV5 e de suas respectivas pastas de poço. A pesquisa
bibliográfica teve um papel bastante relevante no sentido de expandir o
conhecimento a cerca das formações alvo do estudo, fornecendo dessa forma
características geológicas regionais importantes dessas formações. O material
bibliográfico também foi importante, no sentido de guiar as interpretações feitas
através das correlações perfis X amostras de calha. Dividiu-se a metodologia deste
trabalho em três etapas, são elas: Estudo bibliográfico; Analise dos perfis e pasta de
poço; Interpretação estratigráfica com baseado nas amostras de calha e perfis.
4.1. Estudo bibliográfico
Para a confecção desse trabalho foi reunido um acervo bibliográfico que
contempla características, estruturais, estratigráficas, e sedimentológicas acerca da
bacia do Recôncavo. É importante frisar que a geologia estrutural foi empregada
nesse trabalho pela sua importância como definidora dos limites da bacia, e por sua
evidente influência no modo como os sedimentos foram depositados na bacia, para
esse fim foi feita uma pesquisa dirigida às feições estruturais mais marcantes da
região bacia do Recôncavo, e sua ligação com os aspectos tectono-sedimentares da
bacia. Os aspectos estratigráficos e sedimentológicos tiveram uma maior ênfase
nessa monografia e, portanto perfazem grande parte da pesquisa bibliográfica aqui
feita.
A reunião do acervo bibliográfico como um todo teve duas funções dentro
dessa monografia, a primeira consiste da inserção do leitor na geologia regional da
bacia do Recôncavo, com um enfoque maior na seqüência pré- rifte dessa bacia, em
especial as formações Água Grande e Sergi A segunda função da pesquisa dentro
18
do trabalho, foi atuar como guia em parte das interpretações feitas no capitulo 8. É
importante destacar que foi levado em consideração o fato de que todos os
trabalhos pesquisados foram feitos em regiões diferentes da bacia Recôncavo, e
que apenas um deles foi feito nas proximidades do campo Bela Vista.
4.2. Análise dos perfis geofísicos e de dados das pastas de poço
Foram cedidos pela ANP, três perfis geofísicos, do tipo composto, contendo
seguintes curvas: GR (Gamma Ray); CALI (Cáliper); SP (potencial espontâneo); ILD,
SFLA, SFLU (Resistividades); NPHI (Neutrônico); RHOB (Densidade eletrônica). No
caso do BLV4 não se tem registro das curvas SP, SFLA e SFLU, isso ocorreu pelo
fato de nesse poço ter sido usado lamas a base de óleo, o que impossibilitou a
utilização desses métodos. O principio físico de cada um desses perfis será
discutido mais adiante, no capitulo 6.
Da pasta de poço fornecida pela ANP, foram utilizadas as descrições das
amostras de calha, que são feitas levando em consideração as seguintes categorias:
tipo de rocha, percentagem, cor, tonalidade, granulometria, arredondamento,
seleção, composição mineralógica (principal/acessória), matriz/cimento, estrutura,
porosidade, indícios de hidrocarbonetos, e observações.
Os perfis e as descrições da pasta de poço foram aqui empregados da
seguinte forma:
Destacaram-se trechos de interesse em cada um dos poços, nestes foram
feitas descrições detalhadas dos comportamentos nas curvas, GR, ILD, NPHI e
RHOB, por vezes se utilizando de abordagens quantitativas.
No mesmo intervalo foram transcritas as descrições de amostras de calha,
feitas pelos geólogos responsáveis pelos poços, na época em que estes foram
perfurados.
Fez-se então, quando possível, uma correlação entre as respostas obtidas
nos perfis e os dados das amostras de calha. Para que tal correspondência fosse
satisfatória foram feitas correções nas profundidades indicadas nas descrições das
amostras de calha, utilizando para tal fim as profundidades dos perfis, por serem
mais confiáveis.
19
4.3. Interpretação ambiental e construção de modelo geométrico dos
reservatórios, com base em perfis.
A partir das analises feitas na etapa anterior, foram propostos diferentes
modelos de ambientes deposicionais. Esses modelos deveriam ser compatíveis,
com as respostas encontradas nos perfis, com as amostras de calha descritas, e
com estudos de afloramento realizados em trabalhos anteriores, para que dessa
maneira pudessem ser mais confiáveis.
Foram construídas também nessa etapa três seções geológicas dos
reservatórios Sergi e Água Grande, com base nos perfis Gama Ray e usando o
membro Taua como Datum. As seguintes seções forma feitas: BLV1 – BLV5, BLV5
– BLV4, BLV1 – BLV4. O programa CorelDraw foi utilizado na confecção das
seções.
20
5. CONTEXTO GEOLÓGICO REGIONAL
A bacia do Recôncavo faz parte do sistema Recôncavo-Tucano-Jatobá (figura
2), que é tradicionalmente interpretado como uma série de fossas estruturais,
geradas pelo processo de rifteamento, e sendo preenchidas por uma sedimentação
fluvio - deltáica que progadou axialmente de norte para sul, sobre sedimentos
lacustres das bacias Tucano Sul e Recôncavo (Ghignane,1979).
O Rifte Recôncavo-Tucano-Jatobá é constituído por uma série de semi-
grábens que mergulham para sudeste desde o Recôncavo até Tucano Central, e a
partir do Arco Vaza Barris, invertem o sentido do mergulho para noroeste, seguindo
assim até a bacia de Jatobá. Feições transversais do rifte Recôncavo - Tucano-
Jatobá são interpretadas como zonas de transferência ou de acomodação, que
geraram movimentos cisalhantes horizontais (Curpetino & Magnavita, 1987), tais
zonas de transferência propiciaram a compartimentação do rifte em sub-bacias com
evoluções tectono-sedimentar singulares, no entanto correlacionáveis.
Figura 2: Mapa geológico mostrando a distribuição de sedimentos pré, sin, e pós rifte. Em destaque a bacia do Recôncavo. Retirado de Magnavita, (1992)
21
5.1. Bacia do Recôncavo
A bacia do Recôncavo esta localizada no nordeste brasileiro, mais
precisamente no estado da Bahia, ocupa uma área de aproximadamente 11.500km²
e é considerada por vários autores como sendo um rifte abortado (aulacogeno).O
seu embasamento forma um semi-graben assimétrico,cuja as camadas mergulham
para SE (figura 3) . Devido ao sistema de falhas encontrado na bacia, é comum que
formações estratigraficamente mais recentes estejam posicionadas abaixo de outras
mais antigas, essa relação pode ser observada, nos reservatórios Sergi e Água
Grande que apesar de serem mais velhas cronologicamente que seu reservatório
Candeias, estão posicionadas acima deste (figura 3).
Figura 3: Seção esquemática da bacia do Recôncavo, detalhe para a morfologia estrutural da bacia. Retirado de Milhomem et al. (2003).
A bacia do Recôncavo esta separada da bacia do Tucano a N e NO pelos
altos de Aporá e Dom João, respectivamente, ao sul separa-se da bacia de Camamu
pelo sistema de falhas da Barra, que corta a ilha de Itaparica na sua porção
mediana, a leste seu limite é marcado pelo sistema de falhas de Salvador (figura 4),
mais expressivo da bacia com rejeitos de até 6000m, e finalmente do lado ocidental
temos a falha de Maragujipe limitando a bacia, com rejeitos que não ultrapassam de
500m essa zona é considerada a de maior estabilidade tectônica dentro da bacia .
22
Observa-se que a oeste, margem flexural falhada, os rejeitos das falhas da bacia do
Recôncavo são bem menores.
Um importante sistema de falhamento na bacia do Recôncavo apresenta
direção N40º W, e tem como principais representantes as falhas de Mata – Catu e
Itanagra – Araças (figura 4). Essas feições são hoje interpretadas como falhas de
transferência e subdividem a bacia em três compartimentos, nordeste, central e sul.
(Sampaio, 2005). Observa-se uma tendência à diminuição da profundidade do rifte,
e também do rejeito de suas falhas, em direção a porção nordeste da bacia (figura
4).
.
Figura 4: Mapa estrutural da bacia do Recôncavo, em destaque AA quatro seções feitas em diferentes porções da bacia. Retirado de Destro (2003).
23
5.1.1. Evolução Tectôno-Sedimentar
A Bacia do Recôncavo foi originada, seguiu a mesma tendência das demais
bacias meso-cenozóicas da margem continental brasileira, ou seja, sofreu processo
de estiramento crustal que culminou com a fragmentação do Gondwana, e deu
origem aos continentes Sul-Americano e Africano. Ao final do Eocretáceo (Aptiano),
o ramo oeste do rifte foi abandonado, congelando esta fossa em uma fase anterior à
ruptura total da crosta, consequentemente, não havendo oceanização.
Podemos compartimenta-la em quatro estágios tectôno – sedimentares
distintos, são eles sineclise, pré-rifte, rifte, e pos-rifte (figura 5), de acordo com
Campinho (2002) apud Sampaio (2005). Não se encontra na bacia do Recôncavo a
fase marinha que se observa nas outras bacias marginais brasileiras, pois sua
historia tectono-sedimentar foi interrompida no andar Alagoas, fase rifte.
O estagio sineclise nesse sistema esta associado ao preenchimento de áreas
intracratônicas durante o Paleozóico. O registro sedimentar dessa fase nas bacias
marginais brasileiras representa uma extensão relicta de antigos depósitos durante o
Permiano e Triassico, sob condições regressivas e clima árido, em lagos e mares
epicontinentais restritos. Na bacia do Recôncavo temos como representante dessa
fase a formação Afligidos.
O estagio pré-rifte esta associado ao afinamento e estiramento crustal que
antecede o seu rompimento. Segundo Souza- Lima et al, 2003 apud Sampaio 2005,
um grande hiato, estimado em 100 milhões de anos, separa a esta seqüência dos
depósitos da fase anterior. O registro tectôno-estratigráfico, até então verificado para
o sistema em questão, sugere que a fase pré-rifte é representada por ciclos fluvio-
eólicos nos quais observamos intercalações de sistemas lacustres transgressivos.
Esta alternância de ciclos lacustre – Fluvio – Eólico está essencialmente
representado por pacotes oxidados e avermelhados, comuns a Fm. Aliança e na
base da Fm. Sergi. Nas bacias Recôncavo, Tucano, Jatobá, essa fase é
representada pelas Fm. Aliança, Sergi, e Itaparica (Caixeta et. al. 1994, apud
24
Sampaio 2005). No Recôncavo e na sub-bacia Tucano sul esses depósitos pré-riftes
são limitados pela Fm. Água Grande.
O inicio do estagio rifte se deu com o rompimento crustal em resposta aos
esforços distensivos, e teve inicio no período que vai do Berriasiano e o
Valanginiano (144-131 Ma) ao longo da costa leste brasileira, ao passo que na
margem equatorial, apropagação ocorreu do Barremiano ao final do Albiano (125 -
113 Ma) segundo Souza -Lima e Hamsi Jr (2003), apud Sampaio ( 2005). Na bacia
do Recôncavo esse estagio foi implantado no Berriasiano, com o processo de
falhamento junto a borda leste, no sistema de falhas de Salvador. Fatores como a
elevada taxa de subsidência o clima mais úmido, permitiram a instalação de um lago
profundo e estreito (Fm. Candeias e Maracangalha), onde predominou a
sedimentação pelitica intercalada com pacotes arenosos gerados por fluxos
gravitacionais subaquosos.
Ao final do Valagiliano, com a redução da taxa de subsidência, os
depocentros foram gradativamente assoreados e a bacia adquiriu aspecto de rampa,
o que favoreceu progradações deltaicas de N/NW. Os sedimentos deltaicos estão
registrados nas formações Pojuca e Marfim, pertencentes ao Grupo Ilhas.
Durante toda a fase rifte (figura 5), tivemos a deposição de uma espessa
cunha conglomeratica, como resultado de leques aluviais sin tectônicos,
compreendidos na Formação Salvador e estão dispostos junto a borda da falha a
leste.
O estagio de pós – rifte (figura 5) foi marcado pelo fim de movimentos
tectonismo e o estabelecimento de uma subsidência térmica no interior do rifte,
durante o Eoaptiano (andar Alagoas). A área foi submetida a sucessivos
basculamentos, sofrendo destruição erosional que conferiu uma morfologia tabular
ao relevo. Essa subsidência termica abriu espaço para que sistemas de leques
aluviais progradassem em amplas áreas do nordeste brasileiro, que correspondem a
formação Marizal.
Após um período de 65 milhões de anos de hiato deposicional, se sucedeu
uma transgressão marinha, que esta testemunhada na porção sul do Recôncavo,
25
por pelitos e calcáreos miocênicos pertencentes à Formação Sabiá (Ghignone, 1979
apud Sampaio 2005). O basculamento regional para leste, que ocorreu no Plioceno,
estimulou a formação de sistemas aluviais, registrados no Grupo Barreiras.
Figura 5: Carta estratigráfica da bacia do Recôncavo. Retirado de de Caixeta et al. (1994).
5.1.2. Super Sequência Pré-Rifte (Formações Sergi e Água Grande)
De acordo com Munne et. al. (1972), o grupo Brotas representaria o registro
de sistemas de leques aluviais relacionados a sistemas lacustrinos frontais
síncronos (Figura 6). Ainda segundo o mesmo autor os sedimentos clasticos da Fm
Sergi seria a ultima fase de progradação dos leques aluviais, que evoluiriam para
rios entrelaçados, e nas porções mais distais, para um sistema lacustre. Ainda no
26
contexto do Grupo Brotas Fm. Água Grande, assim como a Sergi, também teria uma
forte relação entre os sistemas de leques aluviais, fluviais entrelaçados e lacustrinos
da Fm. Itaparica. Ë sabido que a Fm. Itaparica apresenta pelitos lacustres
intercalados com arenitos, seria fácil imaginar então uma facie distal dos fluviais da
Fm. Água Grande. Já entre o Água Grande e o membro Tauá (Fm.Candeias), a
dificuldade esta em encontra o agente erosivo, já que o membro Tauá representa
um sistema lacustre de baixa energia, que recobre os arenitos eólicos, sendo assim,
mesmo discordâncias relacionadas ao tectonismo da bacia ocasionariam uma
rotação dos blocos, com erosão restrita a margem flexural da bacia, o que não
referiria em toda sua extensão, (Wiederkehr 2008).
Figura 6: Reconstrução paleogeográfica do Grupo Brotas. Retirado de Medeiros e Pontes, (1981).
FM SERGI
A Formação Sergi, detém os reservatórios de maior extensão e importância
da Bacia do Recôncavo, abrangendo um volume original de óleo in place de 362
milhões de .A deposição do Sergi esta relacionada com a fase pré-rifte
(depressão Afro-Brasileira) da bacia do Recôncavo, essa depressão nada mais é do
que uma calha alongada na direção N-S.Ela foi interpretada por Estrella (1972)
apud Scherer et.al. (2005), como uma depressão periférica adjacente a uma área de
elevação crustal, que seria o embrião do futuro Rifte. Não se conhece, no entanto a
real extensão dos depósitos Jurássicos ou a sua situação tectônica. A formação
27
Sergi tem maior espessura na porção SW da bacia, em direção a NE suas camadas
tornam-se progressivamente menos espessas, essa variação nas suas isopacas
atesta que a área fonte do Sergi estaria na porção S/SW. (Figura 7).
O Sergi é composto essencialmente por uma espessa sucessão de depósitos
fluviais, eólicos e lacustres. Litologicamente é composta por arenitos finos e
conglomeraticos com estratificação cruzada, característico de ambiente fluvial
entrelaçado com feições de retrabalhamento eólico, e intercalados com folhelhos
vermelhos e cinza esverdeados. Segundo Bruhn et. al. (1987) a formação Sergi
consiste de sedimentos submaduros depositados durante o Jurássico superior por
sistemas fluviais, eólicos , e lacustres em clima semi-árido e árido. Com base em
dados de afloramento, e amostras de testemunhos é possível subdividir a formação
Sergi em três seqüências deposicionais, da base para o topo:
Figura 7: Isópacas da formação Sergi. FONTE: Retirado de Figueiredo et. al. 1994 apud Sampaio et. al. (2005).
28
SEQUÊNCIA I
Composta por associações de rochas de fácies flúvio-deltáica na base a
flúvio-eólica para o topo, esta possui espessura variando de 40 a 60m, segundo De
Bona (2004), sendo o contato entre os pacotes eólico e fluvial abrupto. A base do
pacote eólico é marcada por superfície plana de deflação, os estratos horizontais
são compostos por laminações transladantes/ cavalgantes de marcas onduladas
eólicas, e foram interpretados como lençóis de areia eólicos. Os sets de estratos
cruzados são formados pela alternância de lâminas de fluxo de grãos e queda livre
de grãos na porção mais íngreme dos foresets, intercalando-se em direção a base
com laminações de marcas onduladas eólicas, sendo interpretados como depósitos
residuais de dunas eólicas. Os estratos de dunas eólicas apresentam uma
paleocorrente média para SW. Os contatos entre os pacotes fluviais e eólicos são do
tipo abrupto, marcados por superfícies planas de deflação (base dos pacotes
eólicos) ou superfícies erosivas com relevo acentuado (base dos pacotes fluviais).
Os depósitos fluviais da seqüência I são caracterizados por corpos arenosos
de espessura media de 2m, podendo formar complexos amalgamados de ate 15m,
corpos estes compostos por arenitos finos a médios, maciços ou laminados, e
apresentam estratificação cruzada acanalada de baixo ângulo,e são capeados por
conglomerados intraformacionais. Os estratos cruzado apresentam paleocorrente
média para direção NE. Na base e intermédio os pacotes os pacotes fluvio-eolicos
são intercalados por pelitos maciços ou finamente laminados com espessuras de 1 a
4m apresentando fosseis ostracodes (interpretados como sendo depósitos lacustre).
Particularmente no trabalho de Sampaio, (2005) há a divisão dessa seqüência
em duas partes, Ia e Ib. A parte da seqüência Ia caracterizou-se por uma fase de
progradação de sistemas fluviais terminais, com algumas recorrências de
sedimentos lacustres e o desenvolvimento de sutis pacotes eólicos em tempos mais
áridos. Como característica evidente desta unidade temos, o baixo grau de
amalgamação entre os sedimentos arenosos e peliticos. A parte Ib da seqüência
,segundo este autor, teve um importante controle climático, onde temos incursões
fluviais em pontuais períodos de umidade e extensos períodos de aridez marcados
por atividade eólica(dunas, inter-dunas, lençóis de areia). Processos fluviais
29
interferiam na geometria dos depósitos preservados, como resultado temos corpos
fluviais amalgamados, pacotes eólicos descontínuos e níveis peliticos lenticulares. A
seqüência Ib apresenta desconformidade regional com a seqüência II, no entanto se
esta estiver ausente a seqüência Ib será seguida pela Fm. Itaparica.
SEQUÊNCIA II
Essa seqüência possui espessura variando de 200m a 350m de espessura, é
composta dominantemente por arenitos grossos a conglomeraticos, com
estratificações planas e acanaladas, dispostos em corpos arenosos com espessura
variando de 2 a 10m, e limitados por superfícies erosivas. Essa seqüência foi
interpretada como sendo de ambiente fluvial, do tipo entrelaçado, os estratos
cruzados indicam direção NE. Por vezes, ocorrem níveis centimétricos (< 50cm) de
pelitos separando os corpos arenosos. De acordo com (De Bona, 2004), a
granulométria mais grossa da seqüência II em relação a seqüência I indica um
aumento da capacidade e competência do sistema fluvial, que pode ter sido
resultado de condições climáticas cada vez mais úmidas e/ou um acréscimo da
declividade do perfil de equilíbrio fluvial, reflexo do soerguimento relativo das áreas
fontes. Scherer et. al. (2005), por sua vez, destaca que a deposição fluvial na
seqüência I está associada a sistemas efêmeros, enquanto a arquitetura de fácies
dos depósitos fluviais da seqüência II (presença de macro formas, domínio de
formas de leito de regime de fluxo inferior) indica um sistema fluvial entrelaçado
perene, embora com variações significativas na descarga.
Na Seqüência II ocasionalmente ocorrem níveis de paleoalteração, sendo o
limite superior dessa seqüência marcado pelo recobrimento desses depósitos
fluviais pelos depósitos eólicos da Seqüência III.
SEQUENCIA III
Na porção nordeste da bacia, mais especificamente no campo de Bela Vista,
a sequência III da Fm. Sergi encontra-se ausente. Nas porções da bacia aonde essa
30
seqüência foi preservada ela se apresenta com cerca de 3 a 6m de espessura, e é
composta por arenitos finos a médios, que apresentam como estruturas laminações
de baixo ângulo de marcas onduladas eólicas e/ou estratos cruzados tangenciais.
Intercalados com os pacotes eólicos, ocorrem arenitos (fino-médios) com
estratificação plana paralela, e mais raramente com estratificações cruzadas
acanaladas, essas intercalações podem ser representadas como depósitos de
inundação fluvial.
A retomada da sedimentação eólica representaria, segundo Sampaio (2005),
o retorno a condições climáticas cada vez mais áridas na bacia.
FM. ÁGUA GRANDE
Também objeto de estudo deste trabalho, a formação Água Grande situa-se
acima do folhelho da formação Itaparica, (figura 5). As Formações Água Grande e
Itaparica teriam se depositado em uma grande depressão intracratonica, anterior ao
rifteamento (Medeiros&Pontes, 1981 apud Wierderkehr 2008).Observando as curvas
de isopacas da Fm. Água Grande nota-se um progressivo afinamento das camadas
,partindo da falha de borda em direção a NW da bacia, tal fato confirma a fonte
sedimentar dessa formação não estaria a S/SW ,como a Fm. Sergi,mas sim na
porção E seguindo a falha de borda. O lago Itaparica se instalou nessa depressão,
tendo sido posteriormente assoreado por um sistema fluvial, cuja planície ficou
exposta tempo suficiente para que houvesse retrabalhamento eólico. De acordo com
Figueiredo et. al. (1994) apud Wiederkehr (2008), logo após uma subsidência lenta e
gradual associado a um clima cada vez mais úmido, provocou o aparecimento de
um lago profundo (Fm. Candeias). Essa formação mostra as maiores espessuras
na porção nordeste da bacia, onde esta localizada a área de estudo. (figura 8)
Nessa época a depressão já possuía falhamentos tensionais incipientes que
conduziam, parcialmente, as deposições segundo o arcabouço estrutural da bacia.
As modestas progradações dentro do Itaparica seriam então motivadas por
soerguimento da área fonte, segundo Magnavitta et. al. (2005), a área fonte do Água
Grande estaria localizado a norte/noroeste da atual bacia do Recôncavo.. É possível
31
que associado ao soerguimento das áreas fontes, um clima cada vez mais semi-
árido também tenha contribuído para a formação do pacote Água Grande.
Ainda não se tem abordado de maneira satisfatória, na bibliografia disponível,
a origem das discordâncias da base e do topo da Formação Água Grande. Modelos
tectônicos propostos tanto para a bacia do Recôncavo como para bacias riftes, no
geral, não descrevem nenhum soerguimento abrupto ou significativo rebaixamento
do nível de base que justifiquem tais discordâncias.
A Fm. Água Grande, mineralogicamente, é composta essencialmente por uma
serie de quartzos subarcóseos e arenitos, interpretados como sendo de ambiente
fluvial, e eólico. Scherer et. al. (2005), em seu estudo descreveu os arenitos Água
Grande como sendo de granulometria variável de fina a conglomeratica, sendo
comum na base a intercalação dos arenitos com laminas de pelitos, em direção ao
topo os arenitos ficam mais limpos e apresentam lentes amalgamadas, assim como
maior variação faciológica.
A Formação Água Grande possui geometria em lençol, com espessura
variando de 1 a 50m. De modo geral a fácie fluvial possui granulométria grossa,
pobremente selecionada, com estratificação de médio porte, e boa permo-
porosidade (Figueiredo et. al, 1994), e geometria alongada na direção N-S. Nas
porções basais é comum encontrar fragmentos de folhelhos cinza
esverdeados(Viana et. al., 1971). A fácie eólica tem ganulometria variando de fina a
media, com boa permo-porosidade e geometria alongada na direção E-W. Em
ambas as fácies nota-se baixo conteúdo de cimento, e a caolinita como principal
elemento diagenetico.
Barroso & Rivas,(1984) apud Cortez (1986), Duraes (1989) apud Cortez,
(1986), descrevem três associações faciologicas:
Fluvial meandrante: ocorre na base da formação e é constituída por ciclos de
granodecrescência ascendente, arenitos conglomeraticos gradando para arenitos
grossos e médios com estratificação cruzada. Culminam no topo com arenitos finos
e folhelhos argilo-siltosos.
32
Fluvial entrelaçado: ocorre sobre a associação fluvial meandrante, é
composta de arenitos médios, moderadamente selecionados, e sem gradação
granulometrica.
Eólica: Ocorre no topo da formação e é formada por arenitos médios, bem
selecionados e arredondados, com estratificação planar e gradação inversa.
Apresenta laminações características de processos de fluxo de grãos, queda de
grãos e migração de ripples cavalgentes transladantes.
Figura 8: Isópacas da Fm. Água Grande na Bacia do Recôncavo (porção nordeste), detalhe para a porção nordeste da bacia. Fonte: Roteiro de campo (Cicero Paixão)
33
6. FUNDAMENTAÇÃO TEORICA DOS PERFIS GEOFISICOS USADOS
Este capítulo aborda de maneira superficial, os princípios físicos, as
vantagens de cada método e as limitações ferramentais inerentes aos perfis
utilizados nesse trabalho, de modo que, com os conceitos devidamente
apresentados o leitor possa entender com clareza os resultados aqui obtidos. É de
suma importância lembrar que não se deve utilizar apenas uma só curva para tirar
conclusões imediatas. Como já foi mencionado anteriormente cada método
apresenta certas limitações, de modo que devemos integrá-los afim de que as
limitações de uma curva sejam sanadas pela outra. Nem todas as curvas disponíveis
nos perfis fornecidos foram aqui utilizadas, sendo assim neste capitulo nós focamos
aquelas que foram indispensáveis ao trabalho. Ë importante lembrar também que o
bom senso, e experiência, do interprete é essencial para que se obtenha um bom
resultado, este deve estar apto para discernir entre respostas coerentes ou
inconsistentes com a realidade, e deve fazer isso com base nos seus conhecimentos
da geologia local e deve ter intimidade com os princípios físicos que regem as
ferramentas de perfilagem. As informações aqui contidas foram retiradas, e por
vezes modificadas, das apostilas fornecidas no site www.geraldogirao.com.br.
6.1. Curva Raios Gama – GR
A radioatividade faz parte de nosso meio ambiente, em função dos elementos
químicos presentes na Terra, desde o de menor massa (H) até o mais pesado (Pb e
Bi). Qualquer elemento de número atômico maior que o Bi, é instável, de modo que
a liberação da energia excedente o torna radioativo. A diferença entre os Raios
Gama e os Raios X está na origem. Este se origina de reações orbitais e aquele de
reações nucleares. Uma vez criados, tanto os Raios Gama como os Raios X são
bastante idênticos em suas propriedades.
34
6.1.1. Interpretação do GR
Os raios gama, reagem com a matéria (rochas) de várias maneiras. A mais
importante delas, para a perfilagem geofísica, é a de espalhamento inelástico
denominada de Efeito Compton. Este efeito, se processa entre um fóton incidente de
energia entre 10 KeV e 1,02 MeV e um elétron orbital. O fóton incidente ejeta o
elétron de sua órbita, cede ao mesmo parte de sua energia cinética e desvia-se em
sua trajetória, permanecendo no meio, muito embora com menor energia que a
inicial.
Os fótons de menor energia (10 KeV) interagem elasticamente com os
elétrons orbitais e cedem toda a sua energia para os mesmos, principalmente se o
átomo tiver grande diâmetro. O fóton desaparece do meio, sendo, portanto
absorvido, enquanto que o elétron se transforma em um fotoelétron livre. É o Efeito
Fotoelétrico.
O terceiro tipo de interação é denominado de Efeito de Produção de Par.
Nessa reação, o fóton incidente com energia maior que 1,02MeV, interage
diretamente com o núcleo dos átomos e sua energia se converte em um par de
elétrons, um positivo (pósitron) e um negativo (négatron). O elétron negativo se torna
um elétron livre. O positivo tem urna vida bastante curta ao reagir facilmente com
qualquer outro elétron da vizinhança, quando então ambos se aniquilam com a
liberação de 511 KeV de energia, que é o fator de conversão de massa
correspondente.
O perfil GR analisa a radiação emitida por três isótopos. São eles, Urânio,
Tório, e Potássio. As argilas e/ou folhelhos são os elementos mais naturalmente
radioativos entre as rochas sedimentares, em parte pela presença do K40 (1,46 MeV)
e devido à habilidade em reter íons metálicos, entre eles Urânio e o Tório. A
radiação emitida pelo K40, geralmente é da ordem de 20% do total registrado.
Para se obter um perfil deste tipo basta um detector de radioatividade do tipo,
Cintilômetro, por exemplo, deslocando-se a uma velocidade uniforme dentro de um
poço. Esses detectores são afetados principalmente pelos raios gama (energia
35
eletromagnética) após descarte, pelo corpo metálico da própria ferramenta que
transporta o detector (sonda), das radiações alfa e beta (partículas). A curva assim
registrada, em relação à profundidade, é denominada de Raios Gama ou,
simplesmente, RG ou GR.
Atualmente existem dois tipos de ferramentas de Gamma Ray: aquelas com
um só canal analisador da altura do pulso (que por essa razão não discrimina
individualmente cada um dos elementos detectados, mas sim o somatório deles:
U+Th+K) e aquelas com multicanais analisadores que conseguem identificar
isoladamente todo o espectro energético (U, Th e K, além da soma dos mesmos) e
aquelas com multicanais analisadores que conseguem identificar isoladamente todo
o espectro energético. São denominadas respectivamente, de perfil de Raios Gama
Convencional (RG ou GR), utilizado no presente trabalho, e Perfil Gama de
Espectrometria Natural ou Gama de Espectrometria.
Podemos dividir as rochas de acordo com sua radioatividade natural, em três
grupos distintos:
• Rochas altamente radioativas – folhelhos/argilas de águas profundas (formados por
lamas de radiolários e globigerinas), arenitos arcoseanos, folhelhos pretos
betuminosos, evaporitos potássicos (carnalita, silvinita, taquidrita etc) e algumas
rochas ígneo-metamórficas.
• Rochas medianamente radioativas – folhelhos e arenitos argilosos de águas rasas,
e carbonatos e dolomitos argilosos.
• Rochas de baixas radioatividades – grande maioria de carvões e evaporitos não
potássicos (halita, anidrita, gipsita etc), carbonatos e dolomitos.
Pelo fato de os folhelhos apresentarem alto teor de K40, esse perfil é usado na
discriminação entre os folhelhos e as rochas não argilosas, ressalvadas possíveis
condições de enriquecimento por outros minerais radioativos (Césio, Polônio, Irídio
etc.). Vários são os fatores, extra litológia ou radioatividade, que afetam os
resultados apresentados por um perfil de Raios Gama. O bom intérprete deve
conhecê-los para realizar análises realistas.
36
6.1.2. Interpretação do método
Por convenção esta curva é sempre apresentada na primeira faixa, à
esquerda da estreita coluna das profundidades, sempre com a radioatividade
crescendo da esquerda para a direita. . A escala padrão é de 0 a 150 UAPI ou GAPI,
podendo ser modificada, a depender do background de radioatividade da área
estudada.
Desde que abrangendo uma mesma formação, ambiente deposicional etc,
inicia-se a interpretação quantitativa definindo-se uma linha de base defronte aos
folhelhos (LBF), no intervalo a analisar. Esta linha deve representar a média dos
valores máximos dos folhelhos, vez que a radioatividade é um evento estatístico.
Os seguintes passos devem ser adotados para se calcular o teor de argila em
uma determinada profundidade:
1. Calcular o IGR (Indice de radioatividade)
37
2. Calcular o VSH de Stieber, 1970 (argilosidade não linear ou propriamente
dita)
6.1.3. Limites da Ferramenta
Relacionados as Litologias :
Mineralizações Eventuais (Urânio, Tório).
Arcósios (arenitos ricos em K feldspatos).
Conglomerados Policompostos, principalmente contendo clastos de folhelhos.
Relacionados à Operação:
Camadas Finas, pois sofrem maiores influências das camadas soto e
sobrepostas.
Diferentes tipos de detectores apresentam diferentes rendimentos, de todos o
cintilometro se sobre sai com seu rendimento de 50%-60%.
Excentralização da Ferramenta.
Presença de Revestimentos de Aço, que interfere na captação da
radioatividade.
6.2. Perfis de Resistividade
6.2.1. SP (Potencial Espontâneo)
O perfil do Potencial Espontâneo nada mais é do que o registro de pequenas
diferenças de potencial (milivolt) desenvolvidas em um poço, ao nível dos contatos
entre o filtrado e as águas das formações. Temos dois processos eletrocineticos e
eletroquímico, que tem grande influencia nesse perfil, são eles, potencial de junção
38
de liquido, relacionado a difusão de íons que ocorre na interface entre duas soluções
distintas, e potencial de membrana, que se forma na interface arenito/folhelho .
6.2.2. Principio da curva SP
O SP = i.rm nada mais é do que uma fração do SSP = Em + Ej, o primeiro
mede o potencial que ocorre dentro do poço (Lama/ água da formação), enquanto
que o segundo incorpora em sua medição todo o sistema composto por Rm (lama),
Rxo (zona invadida), Ro (rocha + agua), e Rsh (folhelho) . O comportamento da
curva SP tem competência para caracterizar a água do reservatório em relação à
água da lama, quando a curva se desloca a direita da LBF (Linha base dos
folhelhos, considerada marco zero) significa que a água da formação é mais doce
que a água do poço, quando a mesma se desloca para a esquerda a água da
formação é mais salgada que a água do poço (figura 9).
Figura 9: Esquema das correntes geradas dentro da rocha e entre os fluidos, a esquerda o comportamento da curva SP quando a água da formação é mais doce que a lama. FONTE:
Notas de aula do Prof. Geraldo Girão Nery.
6.2.3. Limites da ferramenta SP
Camada com espessura < 5m; Poço com lama a base de óleo; Poço com
lama a base de água com alta salinidade (> 35.000 ppm); Camadas portadoras de
39
hidrocarbonetos ; Camada altamente impermeável; Camada com Rmf = Rw Poço
desmoronado; Camada argilosa
6.2.4. Galvânicos ou de Contato
A condução da corrente elétrica de uma substância qualquer é definida pela
Lei experimental de Ohm, que estabelece o relacionamento linear entre os vetores
colineares da densidade da corrente (J), em um ponto qualquer do condutor, e o
campo elétrico (ε), naquele mesmo ponto. A constante de proporcionalidade (σ) é
denominada de condutividade dessa substância e a ela é específica.
6.2.5. Principio da Ferramenta SFL (Galvânico)
Neste trabalho iremos focar no principio do método SFL (Spherical Focused
Log) pelo fato de ter sido ela utilizado nas perfilagens do campo Bela Vista. O SFL
foi um arranjo desenvolvido com o objetivo principal de substituir a SN (normal curta)
dos antigos perfis elétricos, tendo como vantagem principal em relação ao seu
predecessor o fato de ser uma ferramenta focalizada, ou seja, seu campo elétrico
sofria pouca influência das camadas soto e sobrepostas, se comparado com a SN.
Trata-se de uma curva com baixa profundidade de investigação, ou seja, tinha
o objetivo de ler a zona invadida Rxo. Por razões de ineficiência nessas leituras, que
por diversas vezes se liam o Rxo + Rt, foram criados perfis micro esféricos
focalizados(MSFL), que apresentavam penetração bastante rasa, passando a
mapear o verdadeiro Rxo com pouca influência de Rt (zona virgem).
40
6.2.6. Interpretação do perfil
Quando utilizado o SFL juntamente com uma curva de indução, ou outro
qualquer que tenha grande profundidade de investigação, serve para analise da
permeabilidade qualitativa das camadas.
A figura 10 mostra um comportamento típico de reservatório arenítico, como
esperado a curva SFL(tipo A) segue o mesmo comportamento da curva ILD. A
pequena diferença em seus valores é resultado dos diferentes tipos de fluidos lidos
por cada ferramenta. Nesse caso especifico os altos valores na base do pacote são
derivados de diferenças de densidade dentro do reservatório, a base é menos
porosa que o topo.
Figura 10: Em destaque a resposta de um pacote arenitico (dentro do campo amarelo) na curvas SFL (vermelho pontilhado) e ILD(azul continuo). Intervalo 1448 – 1458m, poço BLV-1.
6.2.7. Limitações do SFL
41
Como já visto anteriormente esse curva apresentava falhas na sua leitura, por
vezes lia-se a zona de transição junto com a zona invadida o que era prejudicial para
uma boa analise quantitativa.
Alem disso por ser um perfil elétrico galvânico há a necessidade de se usar
uma lama condutiva para que se possa fazer uma leitura apropriada. Torna – se
impossível, portanto a utilização em poços que usam lama a base de óleo, caso do
poço BLV4.
6.2.8. Curva de Indução
As ferramentas que usam eletrodos galvânicos (SN, LN e RLAT), necessitam
de meio condutivo (lama a base de água) para facilitar o acoplamento elétrico entre
os eletrodos e as rochas. Sendo assim estes métodos não podem ser usadas em
poços perfurados com lama condutiva (salgada, situação em que os eletrodos
entram em curto circuito) ou isolante (base de óleo, gás, ar ou água muito doce,
situação na qual as correntes não penetram totalmente nas rochas). Além do mais, o
campo elétrico sofre distorções, na dependência do contraste de resistividade entre
a lama e as rochas. Para sanar tais problemas foram criadas as ferramentas
indutivas, que alem de não dependerem de meio condutivo, trabalham com campo
eletromagnético, que não sofre distorções.
6.2.9. Princípio de Funcionamento da Ferramenta de Indução
Para facilitar o entendimento do princípio desta ferramenta usa-se um único
par de bobinas, ambas coaxiais ao eixo do poço, uma transmissora e uma receptora
(Figura11). Uma corrente alternada (CA), ao circular por uma bobina, produz em sua
volta um campo eletromagnético variável e de mesma freqüência, capaz de induzir,
em outra bobina dentro de sua zona de influência, uma voltagem também alternada
e de características iguais, porém em sentido oposto (defasada de 180º). Esta CA
42
propaga-se eletromagneticamente dentro do meio com a velocidade das ondas de
rádio.
Figura 11: Principio da ferramenta de indução. Uma bobina transmissora no qual corre uma corrente (It), gera uma campo magnético (H1), o que induz uma campo elétrico (E) neste meio. Este campo elétrico gera uma corrente (J) de intensidade crescente com a condutividade do
meio (σ). Esta corrente no meio ,gera por sua vez, um campo magnético (H2), cujo o componente (H2)z induz uma voltagem ΔVr na bobina receptora. Retirado de Carvalho, (1993).
A magnitude do sinal na segunda bobina (receptora) está diretamente relacionada
aos seguintes aspectos:
1. A permeabilidade magnética do meio, através do qual se realiza a indução;
2. A potência da energia aplicada;
3. A quantidade de voltas e a distância entre suas espiras;
4. À distância e a posição entre as bobinas;
5. A direção ou sentido relativo entre ambas às bobinas.
Assim, caso a bobina energizada (transmissora) esteja dentro de um poço, a
CA gera um campo eletromagnético que por sua vez, varre radialmente tanto a lama
como as camadas situadas ao nível da bobina transmissora. Como as rochas
43
sedimentares têm permoporosidades e, portanto, condições de reter soluções
eletrolíticas, elas constituem-se em bons condutores da corrente elétrica. Com
efeito, as camadas condutivas circundantes comportam-se como um circuito
secundário formado pelo somatório de várias espiras acopladas indutivamente à
transmissora.
As leis fundamentais do eletromagnetismo servem para um bom
entendimento do principio físico do perfil de indução, são: Lei de Ampere; a Lei de
Biot-Savat, equivalente à de Ampère, definida para condutores circulares ou
bobinas; a Lei de Faraday e a Lei de Lenz.
- Lei de Ampere: Definida para condutores lineares estabelece a associação entre
um campo magnético B gerado por um fluxo de corrente perpendicular ao mesmo
- Lei de Biot- Savat: Lei equivalente à de Ampère, definida para condutores
circulares ou bobinas, diz que um elemento dx de uma espira circular, localizado a
uma distância R , percorrido por uma corrente i fornece uma contribuição dB no
ponto P (somente o elemento dB em paralelo contribui escalarmente para o campo
total em P, vez que os elementos perpendiculares, apontam em todas as direções,
anulando-se por simetria.(Equação abaixo)
- Lei de Faraday: diz que todo campo magnético que corta um condutor induz no
mesmo uma corrente diretamente proporcional à razão da mudança do fluxo. Devido
a essa mudança do fluxo, a corrente induzida está defasada de 90o e tem sentido
contrário à corrente geradora.
- Lei de Lenz: Profere que “a FEM induzida devido a essa mudança de fluxo,
estará defasada de 90o da geradora e de sentido contrário”.
Expressa-se, resumidamente, a teoria de Doll como: VR = K.g., sendo K uma
constante dependente das características das bobinas transmissora e receptora, g
sendo, μo = 4π.10-7 Wb/A.m.
44
um parâmetro que define espacialmente cada anel condutor presente de
condutividade do meio.
Consequentemente: VR/K = g.=1/R
A teoria do FG de Doll, com base no zoneamento fluido radial das camadas
permoporosas, pode ser usada para definir uma primeira aproximação da Rt,
considerando-se que cada zona radial tem um g específico, cujo somatório seja igual
a 100% da resposta ferramental (gm + gxo + gt + gs = 1).
Finalmente,
ou
As letras m, xo, t e s, representam respectivamente a lama, zona
lavada/invadida, zona virgem e camada sobre e/ou sotoposta e g representa a
fração contribuída por cada uma das zonas respectivas, fator geométrico.
Ao se usar uma lama não condutiva (a base de água doce, petróleo, gás ou
ar) cuja condutividade tende a zero, os dois primeiros termos da equação (gm.σm +
gxo.σxo) também tenderão a zero. Sendo a espessura da camada maior que à
distância que separa as duas bobinas principais (40 pol.), o termo (gs.σs) também
se anula, ou seja, a condutividade registrada no perfil será igual à condutividade
verdadeira da zona virgem (σIL= gt.σt). A inversão da σIL resultará na RIL.
Sobre a resposta final do perfil σiL incidem diferentes efeitos:
a) Poço (tipo e volume da lama) – σm.gm
Eq. 1
Eq. 2
45
b) Invasão (diâmetro e Rxo) – σxo.gxo
c) Espessura da camada – σs.gs
d) Eventualmente poderá ocorrer erro ferramental
6.2.10. Interpretação das Curvas Elétricos (SFLA e ILD)
As curvas elétricas, galvânicos e de indução estão normalmente localizados
na segunda pista. A curva SFL (Galvânico) e ILD (Indução) lêem respectivamente os
valores de Rxo (zona invadida) e Rt (zona virgem). A partir desses perfis é possível
fazer uma analise acerca de características permoporosas do litotipo, alem de
indicar a presença de hidrocarboneto ou água doce e água salgada. Abaixo a figura
12 mostra um exemplo em que a separação das curvas é visível, indicando fluidos
bem diferentes nas zonas lavada e virgem. A deflexão da curva SP indica que a
água da formação é mais salgada que a água do poço.
Figura 12:: Perfil mostrando a separação visível das curvas SFLA e ILD. A zona em amarelo representa o pacote arenítico, tambem evidente na curva GR. Intervalo 1580 – 1589m, poço
BLV-1.
46
É importante ressaltar que apesar de os perfis lerem valores diferentes, as
curvas tendem a seguir o mesmo comportamento, isso advém do fato de ambas as
leituras serem feitas na mesma litologia, estando susceptíveis a outras propriedades
inerentes a ela.
6.2.11. Limites da Ferramenta
Uma das principais limitações do uso deste tipo de perfil é observada nos
poços perfurados com lamas muito salgadas ou que apresentem uma invasão muito
profunda, quando (a exemplo dos perfis elétricos) não será possível se obter a
resistividade verdadeira (Rt) da camada e sim da zona invadida pelo filtrado (Rxo).
Além do mais, este tipo de perfil se torna um tanto quanto impreciso nas rochas de
baixíssimas condutividades (ou altíssimas resistividades), por serem elas
eletricamente ineficientes (tão isolantes quanto o ar). Rochas com 50 Ω.m ou mais
de resistividade, não são satisfatoriamente quantificadas sendo, portanto,
recomendável o uso do Indução em camadas um pouco menos resistivas.
6.3. Curva de Densidade Compensada (ROHB)
Este perfil registra continuamente as variações das densidades das camadas
com a profundidade. Existe uma relação entre a participação volumétrica de cada
elemento constituinte e a densidade total da rocha ("bulk density" = ρB). A medida
da densidade é realizada pelo “bombardeio” das camadas por um feixe
monoenergético (0,667 MeV) de raios gama. Para que isso seja possível, a
ferramenta dispõe de um patim metálico com uso de uma fonte radioativa (Cs137),
direcionada e pressionada contra a parede do poço. Dois detectores, posicionados à
distância fixas registram a contagem de fótons influenciados pelo reboco (um perto)
e outro pela formação (o mais distante da fonte). Um braço articulado (“back up”)
registra o cáliper para fins de facilitar o entendimento da qualidade da leitura.
47
6.3.1. Princípio da curva Densidade (ROHB)
Por definição, densidade eletrônica (ρe) é a quantidade de elétrons por
volume investigado. Partindo-se de noções da química, na qual entram a constante
de Avogadro (6,02x átomos/átomo-grama), o número atômico Z (no. de prótons
ou elétrons/átomo-grama), a massa atômica A (no. de grama/átomo-grama) e a
densidade ρB (g/ ). A tabela 4 mostra as densidades de laboratório e eletrônica
para as rochas sedimentares mais comuns.
A ferramenta trabalha da seguinte maneira. Um feixe monoenergético de raios
gama, de intensidade fixa, ao sair da fonte, choca-se sucessivamente com os
elétrons da formação, pelo o efeito Compton. À proporção que os raios gama vão se
dispersando, ou sendo absorvidos, a intensidade do feixe inicial diminui. Esta
diminuição de intensidade, em função da mudança na densidade eletrônica do meio,
a qual é medida pelo detector. Assim, quanto mais densa for a rocha menor a
intensidade da radiação no detector, e vice-versa.
Estudos indicam que o erro entre as medidas realizadas em laboratório e
aquelas obtidas pela ferramenta, para as litologias sedimentares mais comuns,
compostas por sílica, carbonato e dolomita, podem ser considerados como
inexpressíveis, de modo que a densidade em elétrons por volume de material (e)
seja proporcional a sua densidade verdadeira (B)::
ρe = C.ρB
sendo que
C = 2( )
Para a maioria dos elementos componentes das rochas sedimentares a quantidade
2( ), com alto grau de aproximação é igual a uma unidade.
O que faz com que: ρe = ρB
48
Como o efeito Compton é diretamente proporcional ao número de elétrons por
unidade de volume de material (portanto densidade eletrônica) e como o número de
elétrons por unidade de volume é proporcional à densidade (massa/volume) das
formações, deduz-se que este perfil responde diretamente à densidade da formação
e inversamente à sua porosidade.
A tabela 2 mostra as densidades de laboratório (ρB) e eletrônica (ρe) para as
rochas sedimentares mais comuns. A coluna ρDensidade mostra os valores obtidos
pela ferramenta, por meio de um algorítimo de calibração.
Tabela 2: Valores comparativos entre as densidades de laboratório (ρB), eletrônica (ρe) e a registrada pelo perfil de densidade.Retirado de Schlunberguer
6.3.2. Interpretação da Curva Densidade (RHOB)
A curva ρB normalmente está localizada na terceira pista, quase
sempre acompanhada da curva de porosidade Neutrônica (NPHI) para fins de
comparação de valores calculados e identificação de fluidos, dado as
diferentes abordagens radioativas das duas ferramentas. A escala dessa
curva vai de 2 ate 3 g/ , sendo o valor de 2,65g/ considerado 0% de
porosidade, quando se trata de arenito. A partir desse ponto o valores de
49
porosidade aumentam para a esquerda e diminuem para direita. Usa-se a
linha que passa a 2,5g , imputando-lhe porosidade igual a 9%, como cut
off, ou valor poroso limitante de comerciabilidade para a maioria dos
reservatórios. (Figura 13)
Figura 13: Perfil Densidade x Neutrônico. A linha marrom indica o cut off, nesse caso cada quadrado equivale a uma variação de 6% de porosidade. A seta azul indica valor de 15% de
porosidade. Intervalo 1663 – 1673m, poço BLV-5
A equação que rege o perfil pode ser obtida pela lei das misturas, onde
a densidade (ρB) é a soma do produto porosidade x densidade do fluido e a
diferença (1-porosidade) x densidade da matriz da rocha:
B = f + (1-)m
Donde, isolando-se a porosidade , obtém-se uma equação para a sua
quantificação:
50
6.3.3. Limites da Ferramenta
O problema mais significativo a ser considerado nas leituras deste perfil é o
provocado pela presença da lama e/ou reboco, defronte às camadas permeáveis. Os
fótons, na saída da fonte, interagem com os elétrons da lama (e/ou reboco). Alguns
dispersam e não retornam ao poço onde estão os detectores, diminuindo a
intensidade do feixe inicial, mesmo antes de penetrar nas camadas. A idéia de
eliminar este problema está fundamentada nos mesmos princípios dos perfis
elétricos - uso de diferentes espaçamentos entre sensores para a obtenção de
diferentes profundidades de investigação. Quando o reboco for mais leve que a
formação (lamas normais), a curva ΔρB (na terceira faixa do perfil) deverá mostrará
valores positivos de leitura. Quando o reboco for mais pesado do que a formação,
ΔρB será negativa (antigamente lamas à base de baritina causavam um problema à
parte por causa da grande capacidade de absorção do Bário). Anomalias de tais
comportamentos devem ser analisadas, inclusive, falha ferramental ou intensos
desmoronamentos.
Os hidrocarbonetos, principalmente os mais leves, provocam uma diminuição
na densidade total da rocha por unidade de volume, causada pela presença de um
fluido mais leve que a água que se usou para cálculo da porosidade (ver equação
51
acima). Esse efeito é particulamente melhor observado quando se tem gás no
reservatório.
Outro problema a ser considerado é o da argilosidade. A argila afeta as
leituras do perfil de Densidade, porquanto mais leve, ou menos densa, por unidade
de volume (dado o excesso de água), tenderá também a diminuir o valor de ρB.
Corrige-se as porosidades do RHOB pelo efeito VSH (ФDC) como:
ФDC = ФD - VSH. ФDSH
sendo, ФD determinada conforme a equação acima, VSH calculado com um
indicador não linear e ФDSH a porosidade aparente dos folhelhos adjacentes,
calculada como se tivesse igual matriz com as rochas estudadas.
Os efeitos da presença de argila e de hidrocarbonetos sobre as leituras do
RHOB são corrigidos na interpretação quantitativa final, com o uso de 2 ou 3 perfis
de porosidade (densidade, sônico e neutrônico).
6.4. Curva Neutrônica (NPHI)
Os nêutrons são partículas (Raios Gama são energia) destituídas de carga
elétrica. Sendo neutras elas podem penetrar profundamente na matéria, interagindo
elástica ou inelasticamente com os núcleos dos elementos que compõem as rochas.
O perfil de Raios Gama consiste no registro da radioatividade natural das rochas. Os
perfis neutrônicos medem uma radioatividade induzida artificialmente, por meio de
bombardeio das rochas com nêutrons de alta energia ou velocidade.
Os nêutrons interagem com os núcleos dos elementos componentes da
matéria de três modos: (a) absorção, captura ou ainda reação (acompanha de
emissão imediata de prótons ou partículas alfa); (b) espalhamento elástico (o
nêutron muda de direção e transfere parte de sua energia cinética para o núcleo
atingido) e, (c) espalhamento inelástico (a energia cinética não é conservada porque
o núcleo atingido é deixado em estado excitado).
52
A probabilidade de ocorrência de cada uma destas interações depende do nível de
energia do nêutron incidente e da natureza do núcleo envolvido no choque. Por
outro lado, a velocidade com que uma reação nuclear se desenvolve, em um
determinado material, depende do número e da energia do nêutron incidente e do
número e tipo do núcleo envolvido.
6.4.1. Principios da Ferramenta Neutrônica (NPHI)
As ferramentas neutrônicas são constituídas por uma fonte de nêutrons e de
dois detectores. Os nêutrons rápidos, emitidos pela fonte, bombardeiam as camadas
adjacentes ao poço, onde sucessivas e múltiplas colisões elásticas com os átomos
do meio fazem com que os nêutrons percam parte da energia com que foram
lançados. Esta perda de energia depende da massa relativa (ou seção eficaz) do
núcleo colidido. Verifica-se que as maiores perdas ocorrem justamente quando os
nêutrons se chocam com núcleos de massa praticamente igual a sua, i.é., com
núcleos de hidrogênio, presentes livres na água e nos hidrocarbonetos, adsorvido às
argila e estruturalmente compondo alguns mineminerais.
A partir do momento em que os nêutrons atingem a velocidade e a energia
termal do meio (0,025 eV), eles difundem-se erraticamente, sem mais perda de
energia, até serem capturados por qualquer núcleo, não necessariamente
hidrogênio. O núcleo que o captura se torna excitado e emite raios gama de alta
energia, para retorno à estabilidade (E = mc2).
O nível energético (Figura 14) do fluxo de nêutron a ser detectado depende
também do tipo de ferramenta utilizada.
53
Figura 14: Figura relaciona as ferramentas neutrônicas existentes com seus respectivos campos energéticos de atuação, em destaque. Modificado de www.geraldogirao.com.br.
6.4.2. Interpretação da Curva
De um modo geral, a curva da porosidade neutrônica (NPHI) está registrada
abrangendo as faixas 2 e/ou 3 crescendo da direita para a esquerda e acompanhada
da curva de densidade eletrônica (RHOB) em g/cm³. Sua escala varia, geralmente,
de -15 a 45, sendo expressa diretamente em valores de porosidade.
Desde que, geralmente, a ferramenta é calibrada em porosidades relativas a
calcário, há a necessidade de se realizar uma pequena correção (por meio de cartas
específicas), nos casos em que a litologia de estudo seja diferente da camada sob
análise.
Ao analisarmos arenitos e folhelhos com os perfis densidade e neutrônico,
nota-se um comportamento característico das curvas para cada uma desses
litotipos. Quando em presença de folhelhos a curva neutrônica se coloca a esquerda
da curva de densidade (figura 15). Pode ocorrer de o arenito ter conteúdo argiloso,
nesse caso quanto maior a quantidade de argila menor a separação das curvas se a
quantidade de argila for soberana dentro do pacote as curvas indicarão
comportamento de folhelho.
54
Os perfis neutrônicos registram diretamente as porosidades das rochas, tanto
em poço aberto como em poço revestido, desde que as camadas estudadas sejam
portadoras de água.
Quando portadoras de gás ou hidrocarbonetos leves, ocorre uma diminuição
nas porosidades destes perfis, em relação ao Sônico e/ou Densidade. Isso ocorre
porque sob as mesmas condições de temperatura e pressão, e para um mesmo
volume investigado de rocha, a presença do gás, ou hidrocarboneto leve, por ser
expansivo, reduz a densidade de hidrogênio (concentração/volume), quando
comparada ao óleo ou água. Quanto mais leve o fluido, menor a quantidade de
hidrogênio na rocha. Assim, em uma zona com gás, a curva de Densidade ou o
Sônico, têm suas leituras de ρB e Δt aumentadas, enquanto que os Neutrônicos têm
seu índice ou densidade de hidrogênio diminuído. Este contraste entre as três
porosidades, obtidas por princípios físicos diferentes, é diagnóstico da presença de
hidrocarbonetos leves e/ou gás.
Em zonas de água e defronte a rochas limpas (VSH=0) as três porosidades
lêem aproximadamente iguais valores de porosidade, isto é, ΦS ≅ ΦD ≅ ΦN.
55
Figura 15: Perfil Densidade x Neutrônico. Em destaque um pacote de arenito, em amarelo, balizado em cima e em baixo por pacotes de folhelho, em verde. Notam-se claramente as inversões sofridas pelas curvas Densidade e Neutrônica. No centro um pacote de arenito
saturado com água e porosidades ΦS ≅ ΦD ≅ ΦN. Intervalo de 1448 – 1458m, poço BLV-1.
No confronto Densidade x Neutrônico, uma zona argilosa (folhelho) terá ФN >
ФD, como visto na figura 16, efeito diametralmente oposto ao do gás.
6.4.3. Limites da Ferramenta
Diâmetro do poço; Lama/Reboco; Argilosidade; Hidrocarbonetos leves ou gás;
Altas porosidades e altas salinidades (presença de outros absorvedores).
56
7. AVALIAÇÃO SEDIMENTOLÓGICA DOS POÇOS 1-BLV-1-BA, 7-BLV-4-BA
E 7-BLV-5-BA
Este capitulo tem como finalidade descrever e comentar acerca dos intervalos
das formações Sergi e Água Grande, inclusos nos poços supracitados, focando
principalmente em suas características sedimentológicas. A descrição foi feita
cruzando dados obtidos na perfilagem com informações das amostras de calha, com
a intenção de fazê - la o mais completa possível.
Somente no poço 1-BLV-1-BA foram realizados os testes de formação,
sendo, por este motivo o único poço neste capitulo a apresentar tal descrição. Em
trechos em que o cáliper mostrou altas taxas de variação não se fizeram
ponderações quantitativas das curvas de resistividade, densidade, e neutrônico, pois
esses perfis não apresentariam valores confiáveis nesses intervalos. Quando se fez
necessário foram lidos e calculados, valores de porosidade, resistividade, e
radioatividade de alguns intervalos.
7.1. Poço 1-BLV-1-BA (Anexo I)
Neste poço a formação Água Grande apresentou topo na profundidade
1448m e base a 1458m de profundidade, no perfil, nas amostras de calha o topo foi
observado aos 1454m, portanto, 6m abaixo do identificado no perfil.
Esse pacote mostrou no perfil gama e SP, respostas típicas de litologias
limpas. O perfil de porosidade densidade (ROHB) mostra porosidade maior na
porção superior, com media de 15%, e menor na porção inferior do pacote, com
media de 9%,com o auxilio da curva de resistividade consegue - se bem definir
esses dois campos de porosidade.
Os arenitos, em calha, nesse intervalo são descritos como tendo
porcentagens em torno de 80%, composta de grãos grossos, sub-arredondados, mal
selecionados (fino/conglomeratico), matriz caolinitica, presença de cimento
57
(calcitico). Foram obsevados indícios de hidrocarbonetos, fluorescência total, e corte
do tipo imediato/provocado, radial, com grau API variando de 25º a 30º.
O teste dessa formação indicou na circulação reversa lama cortada por óleo,
castanho escuro, e gás.
Possível topo da Fm. Sergi encontrado a 1495m (1506m na amostra de
calha), De 1495 – 1505m, os perfis de gama e SP indicam um pacote relativamente
limpo (suaves oscilações em ambas as curvas) sobrepondo-se a uma fina camada
de folhelho observada em todas as curvas, inclusive as de porosidade. Entre 1503 a
1505,4m enquanto o GR registra uma radioatividade um pouco menor do que o
intervalo superior, o SP sugere uma tendência a LBF, possivelmente devido a uma
quantidade maior de cimento carbonática ocasionando um maior valor de RHOB e
um efeito matricial na NPHI. O perfil de densidade mostra que dentro desse intervalo
há variações da ordem de 9%, calculando a porosidade média do reservatório
chegamos ao valor de 10,2%.
Nota-se, igualmente, uma visível discrepância no comportamento das curvas
de resistividade e densidade, entre o intervalo 1495 – 1502m e o intervalo de 1503 –
1505m. Percebe-se que no intervalo de menor espessura as resistividades têm
valores maiores e a curva densidade indicam valores menores em relação ao pacote
sobreposto, intervalo 1495 – 1502m. Como há uma leve diferença no GR entre
esses dois intervalos pode-se supor que tal comportamento resistivo e da densidade
advenha de uma cimentação mais marcante no pacote inferior, derivado da
diagênese. Outra hipótese para estas observações pode ser evidenciada nos dois
Cáliperes corridos onde a tendência à LBF da curva do SP mostra um maior
desmoronamento que o intervalo superior, o que poderia sinalizar um percentual
maior de argilomineral não caolinítico (Ilita: m = 2,76 e 0,5% de H; Clorita: m =
2,77 e 1,2% de H, enquanto a caulinita: m = 2,67 e 1,5% de H). A ausência de
perfis específicos para a definição de argilominerais leva a especulação.
Neste intervalo, como um todo, as amostras de calha indicam um pacote de
arenito cinza, sub - arredondado, mal selecionados, de matriz caolinitica, com
58
cimento calcitico, e indícios de hidrocarbonetos, com corte do tipo
imediato/provocado, radial, e fluorescência.
De 1505 – 1581m (no perfil), percebemos no gama que este intervalo
apresenta radioatividade relativamente baixa,sendo cortado por corpos com altos
valores de radioatividade (alto UAPI). A porosidade média calculada do intervalo é
de 9,54%, valores máximos e mínimos de 16% e 3%, respectivamente.
As descrições das amostras de calha deste intervalo indicam litologias
bastante variáveis, com porcentagens de 90% de folhelho em alguns trechos e de
70% a 60% de arenito em outros intervalos, nos pontos onde há predominância de
arenito estes apresentam coloração cinza, são grossos, com grãos sub-
arredondados, mal selecionados (fino/conglomeratico), tem matriz caolinitica, e por
vezes cimentados. Todos apresentam indícios de hidrocarbonetos, com
fluorescência do tipo total, esparsa e pontual, com cortes do tipo imediato e
provocado. Os pontos em que folhelhos são dominantes eles apresentam cor cinza
esverdeado, são micáceos, de estrutura laminar, semiduro, sílticos. A partir da
profundidade de 1567m, aproximadamente, começou-se a encontrar folhelhos
variegados nas amostras de calha.
No intervalo de 1581 – 1592m (no perfil) observa-se um pacote com valores
relativamente baixos no GR, com uma mais alta radioatividade na base. As curvas
de resistividade mostram comportamento influenciado por variações de porosidade
dentro do trecho mais arenoso. O intervalo tem uma porosidade média calculada de
11%, valores máximos e mínimos de 13% e 7%, respectivamente.
As amostras de calha caracterizam este arenito de percentagem 80% como
sendo de cor avermelhada, granulometria grossa, sub-arredondado, mal selecionado
(fino/conglomeratico), quartzoso, tem matriz caolinitica, apresentam cimentação
(calcitica), estes arenitos mostram-se raramente manchados de HCs, sem
florescência, têm corte imediato/moderado, que ocorre de modo radial. O folhelho
acima citado se caracteriza por ser variegado, micaceo, de estrutura laminar,
calcitico, e semi-duro.
59
De 1592 - até o fim do poço (no perfil) tanto o gama quanto o RHOB X NPHI
lêem um espesso pacote de folhelho. A partir de 1603m de profundidade na amostra
de calha os folhelhos são descritos como sendo avermelhada, tonalidade tijolo,
micaceos, e de estrutura laminar, semi-duro, a passagem de folhelhos variegados
para avermelhados se da na profundidade aproximada de 1600m, tal mudança deve
indicar a base da formação Sergi e o topo da formação Aliança.
O teste dessa formação indicou lama cortada por óleo, preto, viscoso.
Óleo=22%
7.2. Poço 7-BLV-4-BA (Anexo II)
No intervalo que compreende de 1574 a 1585m, notamos um comportamento
geral interessante na curva GR, picos negativos cada vez menores, da base para o
topo, exibindo padrão cíclico. As curvas ROHB x NPHI confirmam que somente duas
desses corpos de baixo GAPI são de fato arenitos. As descrições das amostras de
calha apontam a mesma tendência geral nesse intervalo, pacotes mais arenosos na
base gradualmente se tornando mais argilosos em direção ao topo, no entanto as
descrições se mostram incompletas, visto que nem todos os corpos que apresentam
baixa radioatividade, lidas nos perfis, foram confirmadas nas amostras de calha.
De 1583-1585m (topo 1578m na amostra de calha), temos a Formação Água
Grande, bem representada nos perfis. Na curva GR o pacote Água Grande é
expresso como uma valores de baixa radioatividade, com cerca de 2m de
espessura. Nesse intervalo são observados altos valores de resistividade, com ILD
acima de 10 ohm.m, as curvas densidade x neutrônico confirmam que se trata de
um pacote arenítico, esse pacote tem porosidade media calculada de 3% com
máxima estimada em 5% e mínima em 2%.
Nesse intervalo as descrições das amostras de calha mostram um arenito
80%, cinza, com granulometria grossa (fina/media), sub-arredondado, regulamente
selecionado, com matriz caolinitica, porosidade regular, não se tem informações a
respeito de indícios de hidrocarboneto.
60
Nas descrições feitas em amostras de calha não foi encontrada a Fm. Sergi,
os perfis também não apresentaram resposta que indicasse essa Formação
observou-se tanto nos perfis quanto nas amostras de calha a Fm. Itaparica em
contato com Fm. Aliança. A presença de folhelhos vermelhos foi utilizada como
marcador do topo da Fm. Aliança (Mb. Capianga), visto que em nenhuma das curvas
foi possível a discriminação entre os folhelhos da Fm. Itaparica e do Membro
Capianga .O contato entre as Formações Itaparica e Aliança ocorre a cerca de
1590m de profundidade, inferido através de dados amostra de calha (não confiável).
A ausência da Fm. Sergi indica a existência de uma falha.
7.3. Poço 7-BLV-5-BA (Anexo III)
No intervalo de 1595-1599m (Fm. Água Grande), no perfil, e com topo a
1592m (amostra de calha). As respostas de baixa radioatividade no GR são
confirmadas como arenitos pouco espessos nas curvas RHOB x NPHI (LS), onde a
camada na base da formação tem teor de argila superior ao da camada sobreposta
a ela. De acordo com os valores de RHOB, calcularam-se porosidades máximas e
mínimas de 8% e 1%, e média de 4,5% para o corpo arenítico deste intervalo.
As descrições das amostras de calha, neste intervalo, temos um arenito
100%, esbranquiçado, de granulometria muito fina, grãos sub-arredondados, de
seleção regular, matriz argilosa, porosidade fechada.
Partindo da profundidade 1615m, base da Fm. Itaparica, indo até a
profundidade de 1640m, notam-se diversos pacotes de arenitos intercalados com
folhelhos, estes pacotes são bem identificados nos perfis, sendo também possível
seu reconhecimento nas amostras de calha. Apesar de serem encontrados diversos
corpos com valores negativos, no GR, a curva ROHB x NPHI confirma que apenas
dois destes caracterizam-se como camadas areníticas de fato.
Essas camadas arenosas têm de 1 a 3m de espessura, são compostas por
arenitos brancos, finos em sua maioria, sub-arredondados, seleção boa ou regular,
porosidade variando de regular a fechada.
61
Com base nos dados perfil gama x amostra de calha o topo da Fm. Sergi,
neste poço, estaria na profundidade de 1641m no perfil, e a 1663 m nas amostras de
calha (marcação não confiável).
No intervalo 1641-1654,5m nota-se um comportamento interessante do GR:
da base para o topo, com a ocorrência de uma granocrescência ascendente,
indicando corpos menos argilosos no topo do que na base. Por outro lado, enquanto
na base a resistividade aumenta ocasionada pela baixa porosidade, no topo ocorre o
contrário. A diminuição da resistividade está relacionada com uma porosidade mais
alta e com a presença de água. Aparentemente este comportamento se inverte no
intervalo 1663-1673,5m. A porosidade media calculada para o primeiro intervalo é de
11,3%, com valores máximos e mínimos de 14% e 6%, respectivamente.
As descrições das amostras de calha referentes a este intervalo revelam que
os arenitos têm porcentagens variando de 80% a 100%, pontualmente foi
encontrado arenito 40% (lamitos), na parte superior do pacote temos arenitos
brancos, de granulometria fina, sub-arredondados, com porosidade regular/boa, de
matriz argilosa, de estrutura maciça, porosidade variando de regular a fechada por
vezes manchados de Hidrocarbonetos, no entanto não foi realizado teste de flúor ou
corte. Na parte inferior os arenitos se diferenciam apenas por serem mais grossos.
No intervalo que compreende de 1650 – 1662m observa-se valores altos
(folhelhos) no GR, as maiores com espessura de 2m enquanto que as menores tem
espessuras de aproximadamente 1m o único perfil de resistividade disponível nesse
poço exibe, nesse trecho, um comportamento em parábola, dentro da qual observa-
se pequenas variações. De 1650 – 1655m destacam-se dois corpos com altos
valores no GR, e que as curvas RHOB x NPHI confirmam se tratar de pacotes
areníticos, possivelmente muito argilosos. A porosidade media calculada nesse
intervalo é 6%, com valores máximos e mínimos de 9% e 3%, respectivamente.
Dentro desse intervalo identificam-se também arenitos avermelhados de
granulometria grossa, subarredondados, com seleção regular. No intervalo de 1650 -
1655m, as amostras de calha identificam arenito 40% e 100% , de granulometria
grossa, subarredondada, e seleção regular.
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De 1663 m até o fim do poço o GR baixo mostra-se típico de litologia limpa,
com um pequeno corpo argiloso na base, apenas uma pontual valor alto de GR. A
curva ILD até a profundidade de 1674m, apresenta valores baixos em torno de 1
ohm.m, indicativo de água. A curva RHOB calcula nesse intervalo porosidade média
15%, com valores máximos e mínimos de 16% e 6%, respectivamente.
As descrições das amostras de calha deste ultimo intervalo revelam um
intervalo principalmente arenítico, que muito se assemelham aos arenitos do
intervalo anteriormente descrito.
63
8. INTERPRETAÇÃO DOS AMBIENTES DEPOSICIONAIS DAS FORMAÇÕES
AGUA GRANDE E SERGI.
Este capitulo visa analisar as formações Água Grande e Sergi para se tentar definir
seus ambientes deposicionais. As respostas obtidas nos perfis geofísicos e as
informações retiradas das amostras de calha, apresentadas no capitulo anterior,
foram de suma importância na realização deste capitulo. Toda a interpretação aqui
feita levou em conta não somente as dados adquiridos dos poços, mas também
trabalhos, anteriores a este, relacionados a essas formações, e também localizados
na porção nordeste da bacia do Recôncavo.
8.1. Analise do poço 1-BLV-1-BA
Neste poço a formação Água Grande apresenta uma espessura aproximada
de 10 m, e seu topo se encontra na profundidade de 1448m, lida no perfil. A curva
GR indica um pacote limpo, de baixa radioatividade, e homogêneo. Essa resposta foi
interpretada como sendo causada por um processo intempérico, posterior a
deposição, no qual o potássio do argilomineral original entrou em solução e foi
retirado, dando origem a um novo argilomineral caulinita, e por esse motivo no caso
especifico desse pacote a curva GR se mostrou ineficaz na distinção de fácies. As
curvas de resistividade e densidade detectam diferenças na porosidade dentro
dessa formação. A partir da profundidade de 1453m as curvas de resistividade
juntamente com a curva densidade apontam para um fechamento do pacote, ou
seja, diminuição da porosidade.
Essa variação na porosidade pode estar relacionada com um efeito maior de
processos diagenéticos, tal como cimentação, na base em relação ao topo. Uma
possibilidade seria a existência de dois ambientes nesse pacote, um ambiente fluvial
na base, e que passaria a um ambiente eólico em direção ao topo (figura 16), é
sabido que o sedimento fluvial favorece a um processo diagenético mais intenso, o
que resultaria numa maior cimentação e diminuição da porosidade total.
64
O autor deste trabalho entende que este é o modelo mais provável para a
formação Água Grande neste poço.
Figura 16: Perfil do poço BLV1, em destaque a formação Água Grande subdividida em sua facie eólica (vermelho), e sua facie fluvial (amarelo). Intervalo 1448 – 1458m, poço BLV-1.
A formação Sergi (figura 17) aqui apresenta espessura de aproximadamente
97m e topo na profundidade 1495m, lida no perfil. Com base nas leituras das curvas
RHOBx NPHI é possível notar a presença de 5 pacotes areníticos dentro da
formação, intercalados com pacotes de folhelhos de espessuras variáveis, descarta-
se, nesse caso, a possibilidade de interação com um sistema lacustre tendo em vista
que as intercalações são aleatórias, não havendo portanto o reconhecimento de
padrões que indiquem a interface fluvio-lacustre. A curva GR por vezes mostrou
picos de alto valor, característicos de folhelho, e que são apontados como sendo,
arenitos argilosos ou lamitos arenosos, pelas curvas ROHB x NPHI.
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Um possível modelo deposicional para a Fm. Sergi nesse poço a definiria
como um sistema Fluvial entrelaçado, onde as intercalações de lamitos e folhelhos
seriam canais abandonados formados devido ao deslocamento lateral do rio. As
altas porosidades encontradas em alguns pacotes areníticos podem indicar um
retrabalhamento eólico dentro do sistema, o que estaria de acordo o modelo
proposto.
Figura 17: Perfil do poço BLV1, em destaque a formação Sergi, topo indicado.
8.2. Analise do poço 7-BLV-4-BA
Neste poço não se encontrou a formação Sergi, sendo assim, a formação
Itaparica encontra-se em contato direto com a formação Aliança (Mb. Capianga).
A formação Água Grande se resume a um pacote de apenas 3m de
espessura, com topo na profundidade de 1583m, lida no perfil. As respostas dos
perfis GR, RHOB e a descrição da calha nesse pacote, levaram-nos a propor um
modelo de ambiente fluvial. Percebe-se na curva GR deste poço uma evidente
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interação entre os ambientes lacustre da formação Candeias e o ambiente fluvial da
formação Água Grande, da base para o topo no perfil observa-se uma presença
cada vez mais dominante do ambiente lacustre sobre o fluvial, e que culmina na
extinção do ultimo.
É importante de se ressaltar o valor anormalmente baixo, para um litotipo
fluvial, na radioatividade do Água Grande. Tal fato pode ser explicado pela alta
quantidade de caolinita (argilomineral sem K na estrutura) nesse trecho, indicando
que houve alteração dos argilominerais ricos em K, e posterior remobilização desse
elemento.
Um possível modelo deposicional a ser estabelecido seria um sistema fluvio-
lacustre, onde especificamente nesse caso o sistema Lacustre (Fm. Candeias)
estaria ´´afogando``, ou seja, transgredindo sobre os depósitos fluviais da Fm. Água
Grande (figura 18).
Figura 18: O perfil mostra relação entre o folhelho Candeias e o arenito Água Grande (Retângulo amarelo). Poço BLV-4, intervalo 1570-1590m.
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8.3. Analise do poço 7-BLV-5-BA
A formação Água Grande neste poço possui uma espessura de
aproximadamente 3m e tem topo na profundidade 1595m, lida no perfil. Numa
analise mais completa das curvas GR e ROHB x NPHI percebe-se que dentro do
intervalo destacado entre 1595m e 1598m somente um dos valores de baixa
radioatividade se confirma como um pacote arenítico propriamente dito, sendo a
outro corpo identificado como um lamito arenoso.
Podemos estabelecer como possível interpretação ambiental, para este
trecho da Fm. Água Grande, um modelo fluvial, onde o mesmo apresenta contato
gradual com a formação sotoposta, havendo assoreamento progressivo da Fm.
Itaparica, e exibe contato abrupto com a formação sobreposta (Mb. Tauá), muito
provavelmente do tipo erosivo (figura 19).
Figura 19: Perfil indicando contatos erosivo no topo e gradacional na base da formação Agua Grande, em destaque. Poço BLV-5, intervalo 1550-1650m.
A formação Sergi (figura 20) aqui possui espessura superior a 35m, e topo na
profundidade de 1640m, lida no perfil. A variação faciológica dessa formação é
bastante perceptível nas curva de GR, ROHB x NPHI e Indução. Assim como no
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caso do poço BLV1 aqui essa formação é interpretada como sistema fluvial
meandrante / entrelaçado associado a um possível retrabalhamento eólico.
Figura 20: Perfil do poço BLV5, em destaque o topo da formação Sergi.
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9. CONCLUSÕES
Através do estudo dos perfis e da criação das seções geológicas, entre os
poços, foi possível extrair algumas conclusões, são elas:
As seções geológicas confirmaram geometria tabular dos reservatórios Sergi
e Água Grande, sendo que no ultimo caso observou-se intercalações de folhelhos
nas porções mais a leste, além de uma diminuição significativa de espessura da
mesma.
Com relação à formação Sergi, no poço BLV5 somente a parte superior do
mesmo esta representada, isso ocorreu devido a uma interrupção da perfilagem por
motivo desconhecido. No entanto o parte perfilada do Sergi neste poço é
perfeitamente correlacionável com o Sergi no poço BLV1, o qual se encontra
completo.
.
As variações das curvas de porosidades observadas nos perfis indicariam um
possível retrabalhamento eólico nos arenitos da formação Sergi, no poço BLV1 e
BLV5 e Água Grande no poço BLV1.
A análise das seções e informações adicionais das pastas de poço indicou
também a presença de duas falhas locais com caimento para S/SW (Anexos IV, V, e
VI), sendo uma delas a responsável por obliterar a formação Sergi no poço BLV4.
Numa analise qualitativa e qualitativa dos perfis nos reservatórios Sergi e
Água Grande, constatou-se o seguinte:
No poço BLV1 os perfis densidade e neutrônico, juntamente com leituras
de resistividade (valores altos) indicaram uma possível presença de óleo
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nos reservatórios Água Grande e Sergi (Porção superior), confirmada nos
testes de formação. O SP indicou a presença de água Salgada em todos
os reservatórios.
O poço BLV4 foi considerado ineficaz na acumulação de HC por ser muito
fechado, baixa porosidade.
No poço BLV5 a analise dos perfis densidade e neutrônico, juntamente
com leituras de resistividade, valores baixos na Fm. Sergi, confirmaram
que nessa formação não foi encontrado indícios de óleo na descrição. Na
formação Água Grande foi feito o calculo de saturação aproximada (não
levou em consideração o VSH), o Sw mostrou um valor aproximado de
90%. O alto valor de Sw juntamente com as baixas porosidades,
encontradas nesse intervalo, atestou a incapacidade do pacote como
reservatório, o que foi confirmado no relatório de acompanhamento do
poço.
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10. REFERÊNCIAS
BRUHN, C.H.L.; De ROS, L.F. Formação Sergi: evolução dos conceitos e tendências na geologia dos reservatórios. 1987. Boletim de Geociências da Petrobrás. Rio de Janeiro, v.1, n.1, p. 25-40.
CORTEZ, M.M.M. Analise geoestatistica da geometria externa dos reservatórios fluvial e eólicos da Formação Água Grande área central da bacia do Recôncavo. 1996. f 104. Dissertação (mestrado) - Instituto de Geociências, Universidade Federal de Campinas, Campinas, SP, 1996. DE BONA, J. Caracterização dos argilominerais da formação Sergi, Bacia do Reconcavo, Brasil. 2004. 93 f. TFG (Graduação) - Instituto de Geociências, Universidade Federal de Rio Grande do Sul. Porto Alegre, RS, 2004.
DESTRO, N.; SZATMARI, P.; ALKMIM, F. F.; MAGNAVI-TA, L. P. Release faults, associated structures, and their control on petroleum trends in the Recôncavo rift, Northeast Brazil. American Association of Petroleum Geologists. Bulletin, Tulsa, Okla., v. 87, n. 7, p. 1129, jul. 2003. MAGNAVITA, L.P.; SILVA, R.R. DA.; SANCHES, C.P. Roteiros geológicos, guia de campo da Bacia do Recôncavo, NE do Brasil. Boletim de Geociências da Petrobrás,13, Rio de Janeiro, 2005 v.2, p.301-334. MILHOMEM, P. S. et. al. Bacias sedimentares brasileiras: Bacia do Recôncavo. 2003. Fundação Paleontológica Phoenix, ano 5, n 51. Revista Phoenix. MUNNE, A. L. et. al. Análise estratigráfica do andar Dom João Bacia do Recôncavo e do Tucano Sul. (Relatório Técnico Nº 8, Curso de projetos especiais em Geologia). Salvador, 1972. 74p. SAMPAIO, Flávio. Analise estratigráfica da Fm. Sergi, campo de Fazenda Balsamo, bacia do Recôncavo, Bahia. 2005. 192 f. Dissertação (Mestrado em Geociências) – Instituto de Geociências, Universidade Federal de Rio Grande do Sul. Porto Alegre, RS, 2005. SCHERER, C.M.S. et al. Evolução estratigráfica da sucessão Fluvio-eolico-lacustre da Formação Sergi, bacia do Recôncavo, Brazil. In: CONGRESSO BRASILEIRO DE PETROLEO E GÁS, 3, 2005, Salvador. Anais... Salvador: Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás - IBP, 2005, v. 1, p. 2 – 4. WIEDERKHER, F. Arquitetura estratigráfica das formações Itaparica e Água Grande e seu posicionamento na evolução tectônica da bacia do Recôncavo. 2008. 84 f. TFG (Graduação) - Instituto de Geociências, Universidade Federal de Rio Grande do Sul. Porto Alegre, RS, 2008.
ANEXO IV
ANEXO V
ANEXO VI