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UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA – UFBA
INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM GEOQUÍMICA:
PETRÓLEO E MEIO AMBIENTE
CARLOS HENRIQUE RABELLO BALOGH
MODELAGEM TÉRMICA DO GERADOR PENDÊNCIA EM POÇOS DA BACIA
POTIGUAR, BRASIL
Salvador
2017
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CARLOS HENRIQUE RABELLO BALOGH
MODELAGEM TÉRMICA DO GERADOR PENDÊNCIA EM POÇOS DA BACIA
POTIGUAR, BRASIL
Dissertação apresentada ao Programa de Pós-
Graduação em Geoquímica: Petróleo e Meio Ambiente,
do Instituto de Geociências da Universidade Federal da
Bahia, como requisito parcial para obtenção do Título de
Mestre em Geoquímica do Petróleo e Ambiental.
Orientador: Prof. Antônio Fernando de Souza Queiroz
Coorientador: Prof. José Roberto Cerqueira
Salvador
2017
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CARLOS HENRIQUE RABELLO BALOGH
MODELAGEM TÉRMICA DO GERADOR PENDÊNCIA EM POÇOS DA BACIA
POTIGUAR, BRASIL
Prof. Antônio Fernando de Souza Queiroz
Prof. José Roberto Cerqueira
Prof. Joil José Celino
Prof. Félix Gonçalves
Salvador, 14 de março de 2017.
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RESUMO
A bacia Potiguar desperta grande interesse, tanto das empresas petrolíferas, quando do ambiente acadêmico devido a sua importância econômica e didática, pois há uma grande oportunidade no conhecimento da geologia do petróleo, visando uma melhor compreensão do sistema petrolífero e a busca por novas descorbertas. A complexidade da bacia Potiguar configurou um grande desafio para os grupos de pesquisa científica que através da utilização de software de modelagem de sistemas petrolíferos conseguiram identificar e analisar a sequência estratigráfica a partir de dados de poços, bibliográficos e carta estratigráfica gerando modelos 1D de soterramento e fluxo térmico que permitiram a interpretação geoquímica da rocha geradora (Formação Pendência – Barremiano/Neocomiano). Os modelos de soterramento 1D identificaram a complexidade da bacia Potiguar através da deposição das camadas das Formações Jandaíra, Açú, Alagamar e Pendência. Os modelos de fluxo térmico 1D mostraram que a Formação Pendência atingiu a temperatura de 80C durante o Cretáceo Superior Médio a aproximadamente 1800m.
Palavras chave: modelagem térmica 1D; modelagem geoquímica; bacia Potiguar; sistema petrolífero; modelo 1D de soterramento
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ABSTRACT The Potiguar basin arouses great interest, both from oil companies and from the
academic environment due to its economic and didactic importance, as there is a great opportunity in the knowledge of petroleum geology, aiming at a better understanding of the petroleum system and the search for new challenges. The complexity of the Potiguar basin set a great challenge for the scientific research groups that, through the use of software for the modeling of petroleum systems, were able to identify and analyze the stratigraphic sequence from wells, bibliographies and stratigraphic data generating 1D burial and Thermal flow that allowed the geochemical interpretation of the generating rock (Pendance - Barremian/Neocomian Formation). The 1D burial models identified the complexity of the Potiguar basin through the deposition of the layers of the Jandaíra, Açú, Alagamar and Pendência Formations. The 1D thermal flow models showed that the Pendence Formation reached a temperature of 80°C during the Late Middle Cretaceous at approximately 1800m.
Key-Words: Thermal modeling 1D; geochemical modeling; Potiguar basin; petroleum system; burial history model 1D
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AGRADECIMENTOS
A Deus, por estar sempre presente em todos os momentos de minha vida.
À minha família, pelo amor e apoio incondicional durante a minha trajetória acadêmica.
Ao meu Orientador, Prof. Antônio Fernando de Souza Queiroz, pela oportunidade e confiança na realização e desenvolvimento do projeto modelagem.
Ao meu Coorientador, Prof. José Roberto Cerqueira, pela contribuição nas discussões durante o desenvolvimento da Dissertação.
Aos Professores Joil José Celino e Félix Gonçalves, pela participação na banca e enriquecimento nas discussões da Dissertação.
Ao Programa de Pós-Graduação em Geoquímica: Petróleo e Meio Ambiente, POSPETRO, pela oportunidade da realização do Mestrado e pela disponibilidade de infraestrutura e apoio material.
À Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis – ANP, através do Programa de Recursos Humano, PRH-52 ANP, pelo apoio financeiro através da bolsa acadêmica e por permitir participação em eventos para divulgação do projeto modelagem.
Aos Professores Leonardo Teixeira e Ícaro Moreira, pelo apoio durante as atividades do Programa de Recursos Humanos – PRH-52 ANP.
À Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis – ANP, pela liberação dos dados geológicos, geofísicos e geoquímicos, que foram essenciais para o desenvolvimento da metodologia utilizada nesta Dissertação.
À Petrobras, através do apoio da Gerência de Modelagem de Sistemas Petrolíferos - Petrobras/E&P-EXP/GEO/MSP, que contribuíram no processo de modelagem da Dissertação através da utilização do software e consulta de material didático do tema.
À BG/Shell, por permitir a participação de atividades acadêmicas de campo que contribuíram na formação acadêmica e enriquecimento na interpretação dos ambientes deposicionais.
À Queiroz Galvão S/A, através da complementação de bolsas acadêmicas na etapa final da conclusão do Mestrado.
Aos colegas de Mestrado e do PRH-52 ANP, pela colaboração ao longo da jornada acadêmica.
Aos funcionários do Núcleo de Estudos Ambientais (NEA) – UFBA, pelo apoio e suporte durante a jornada.
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SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO 8
2 OBJETIVOS 9
2.1 OBJETIVO GERAL 9
2.2 OBJETIVO ESPECÍFICO 9
3 MODELAGEM EM BACIAS SEDIMENTARES – ABORDAGEM EM CONTEXTO
EXPLORATÓRIO 10
3.1 MODELAGEM GEOQUÍMICA 10
3.2 MODELAGEM 1D PARA SISTEMAS PETROLÍFEROS 11
3.3 ESTUDOS DE CASOS NO MUNDO 12
3.4 MODELAGEM GEOQUÍMICA: EXEMPLO BACIA SEDIMENTAR BRASILEIRA 16
4 ÁREA DE ESTUDO 22
4.1 GEOLOGIA REGIONAL 22
4.2. ARCABOUÇO ESTRUTURAL 23
4.3 CONTEXTO ESTRATIGRÁFICO 24
4.4 SISTEMA PETROLÍFERO 27
5 MATERIAIS E MÉTODOS 30
5.1 AQUISIÇÃO DE DADOS GEOLÓGICOS E GEOQUÍMICOS DA AGÊNCIA
NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEL – ANP 30
5.2 SELEÇÃO DOS POÇOS ONSHORE BACIA POTIGUAR 30
5.3 TRATAMENTO DE DADOS – GEOLÓGICO & GEOQUÍMICO 31
5.4 CONSTRUÇÃO DE MODELOS GEOQUÍMICOS – PETROMOD 2015.1 40
6 MODELAGEM 1D DE SOTERRAMENTO E FLUXO TÉRMICO DA FORMAÇÃO
PENDÊNCIA, EXEMPLO BACIA POTIGUAR, BRASIL 41
6.1 INTRODUÇÃO 41
6.2 GEOLOGIA REGIONAL 43
6.3 MATERIAIS E MÉTODOS 44
6.3.1. Interpretação dos Dados Geoquímicos 44
6.3.2. Construção do Banco de Dados Geológicos 58
6.4 RESULTADOS E DISCUSSÃO 64
6.4.1. Modelo de Soterramento 1D 64
6.4.2. Modelo de Fluxo Térmico 1D 68
6.5 CONCLUSÃO 72
7 CONCLUSÃO GERAL 73
REFERÊNCIAS
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1 INTRODUÇÃO
A modelagem da geração de petróleo consiste numa importante etapa na
caracterização do sistema petrolífero. Ela permite construir a história de geração do petróleo
a partir de parâmetros geoquímicos e interpretar, em escala regional, os acontecimentos
relacionados ao sistema petrolífero, no contexto da rocha geradora. Os avanços científicos
na área de modelagem de sistema petrolíferos permitem uma estimativa com base na
integração dos dados geológicos e geoquímicos gerando como produtos modelos 1D, 2D e
3D, de acordo com a disponibilidade dos dados.
Simulações numéricas de fenômenos geológicos tornaram-se ferramentas essenciais
na avaliação de sistemas petrolíferos. Dentre as várias áreas da geologia, a simulação que
aborda a geração, migração e alteração de petróleo, também denominada de modelagem
de sistema petrolífero, é a de maior interesse (GALLOWAY, 1975). Seu uso permite a
diminuição de riscos exploratórios, através da quantificação dos processos ligados ao
sistema petrolífero.
A modelagem de sistemas petrolíferos permite simular a formação do petróleo em
uma rocha geradora, com base nas interpretações dos elementos do sistema petrolífero. O
modelo 1D de fluxo de calor permite compreender o período e a temperatura máxima que foi
submetida num ponto ao longo do tempo geológico, assim como o modelo 1D de
soterramento permite a interpretação do processo de subsidência tectônica ao se retirar a
sobrecarga sedimentar.
A bacia Potiguar onshore é denominada exploração madura de acordo com a
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP (2001). Dessa
maneira, há um grande interesse no conhecimento na geologia do petróleo para melhor
compreensão do sistema petrolífero e a busca por novas oportunidades.
Nesta dissertação serão elaboradas tabelas com informações geológicas, como
litologia, profundidade e espessura, associados aos dados geoquímicos carbono orgânico,
índice de hidrogênio e temperatura máxima para a construção de modelos de soterramento
e fluxo de calor em 1D. Estas interações permitirão a compreensão da geração do petróleo
no sistema petrolífero associado a Formação Pendência da bacia Potiguar.
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2 OBJETIVOS
2.1 OBJETIVO GERAL
Gerar modelos geoquímicos 1D da geradora Pendência na bacia Potiguar, com base
em dados geológicos e geoquímicos.
2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
- Identificar e analisar a sequência estratigráfica na bacia Potiguar a partir de dados
de poços, carta estratigráfica e dados bibliográficos referentes à área, com o intuito de
interpretar a história de subsidência na bacia, a partir dos poços selecionados;
- gerar modelos 1D de fluxo térmico que permitirão a interpretação geoquímica da
bacia Potiguar, na rocha geradora (Formação Pendência);
- construir modelos 1D de soterramento da bacia Potiguar, através dos parâmetros
geológicos utilizando a modelagem 1D como ferramenta;
- elaborar um banco de dados a partir das informações geocronológicas, litológicas,
geoquímicas e geológicas, resultando em gráficos geoquímicos (profundidade, temperatura
máxima, carbono orgânico total, índice e hidrogênio etc.).
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3 MODELAGEM EM BACIAS SEDIMENTARES – ABORDAGEM EM CONTEXTO
EXPLORATÓRIO
A proposta dessa dissertação tem como finalidade modelar a rocha geradora da
bacia Potiguar através dos parâmetros geoquímicos, COT (carbono orgânico total), Pirólise
de “Rock-Eval”, Petrografia Orgânica (Vitrinita) e Temperatura Máxima (Tmax) auxiliando na
avaliação do grau de evolução térmica e origem do petróleo.
3.1 MODELAGEM GEOQUÍMICA
As intepretações geoquímicas perfazem a base da modelagem geoquímica
favorecendo a compreensão exploratória da bacia em escala regional e, a partir do
entendimento dos processos geológicos (tectonismo, sedimentação, dentre os mais
utilizados) e os conceitos do sistema petrolífero em relação a rocha geradora (maturação,
transferência de calor etc.) permite as simulações geoquímicas da evolução da bacia
através do modelo de soterramento e fluxo térmico.
A construção de gráficos, a partir de parâmetros geoquímicos (carbono orgânico
total, dados de pirólise Rock Eval, COT IH, IO, Tmax., S1, S2) auxiliam na interpretação dos
dados geoquímicos os quais que permitem observar a relação da maturidade da rocha
geradora em relação à profundidade. O aumento da profundidade em relação com
temperatura máxima da pirólise Rock Eval e demais parâmetros pode fornecer informações
sobre a maturação da rocha geradora. Outros gráficos também são elaborados com base
nos parâmetros geoquímicos, conforme fluxograma a seguir.
Figura 1 - Fluxograma de tratamento de dados geoquímicos para modelagem
Elaboração: o autor.
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3.2 MODELAGEM 1D PARA SISTEMAS PETROLÍFEROS
A modelagem 1D consiste em analisar, em perspectiva plana e regional, informações
de poços. Essas informações são a profundidade (metros), topo e base das unidades
estratigráficas (geocronologia), litologia e interpretação geológica a partir de cartas
estratigráficas. As profundidades das formações geológicas, dados de poços, são extraídas
a partir do perfil composto, enquanto que as idades geocronológicas das formações
geológicas são obtidas através da carta estratigráfica. A interpretação geológica permite
inferir as litologias correspondentes para cada poço.
Nos sistemas petrolíferos são utilizados os modelos de soterramento e o de fluxo
térmico. No modelo de soterramento é reconstruída a história deposicional da bacia
sedimentar, ou seja, remontado o contexto sedimentar desde a formação da bacia, a partir
de informações extraídas de poços, onde as idades das formações geológicas são
associadas à carta estratigráfica. Processos geológicos, como eventos erosivos, também
são utilizados na construção do modelo, mesmo que sejam de curta duração. O importante
é a analisar a relação entre a quantidade de sedimentos erodidos e a taxa de sedimentação
na bacia.
Figura 2 - Fluxograma de construção de modelo 1D de história de soterramento de bacias sedimentares
Elaboração: o autor.
Os modelos de fluxo térmicos representam a variação de temperatura, em escala de
bacia, ao longo do tempo geológico. A utilização de gráficos geoquímicos auxilia na
contextualização da rocha geradora quanto à maturidade. Outra contribuição do modelo de
fluxo térmico na maturação da rocha geradora é o fluxo de calor basal, que está relacionado
com o estiramento crustal (espessura inicial e espessura final).
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Figura 3 - Fluxograma de construção de modelo 1D de fluxo térmico para sistemas
petrolíferos
Elaboração: o autor.
3.3 ESTUDOS DE CASOS NO MUNDO
Considerada como uma das mais importantes províncias de hidrocarbonetos, a bacia
de Marib-Shabowah, situada na parte ocidental do Iêmen, desperta interesses tanto no
âmbito de pesquisas, quanto na indústria de exploração de petróleo, sendo a primeira
descoberta em 1984. Segundo Hakimi e Abdullah (2015), autores do artigo “Thermal
maturity history and petroleum generation modelling for the Upper Jurassic Madbi source
rocks in the Marib-Shabowah Basin, western Yemen”, são identificados dois sistemas
petrolíferos nessa bacia, com variação na quantidade de hidrocarboneto, e o objeto de
estudo desse artigo é o potencial de geração da rocha geradora, tipo de querogênio
utilizando a modelagem de soterramento e fluxo térmico que integram as informações de
maturidade e geração, expulsão e migração, permitindo assim a construção do cenário
exploratório.
Um aspecto importante nesse artigo está nos procedimentos de modelagem de
bacia, modelagem de subsidência, modelo de maturidade térmica, validação do modelo e
parâmetros de maturidade e construção dos gráficos geoquímicos conforme mostra a Figura
04, onde o autor apresenta uma metodologia relacionada à organização dos dados
geológicos e geoquímicos, especificamente a distribuição da reflectância da vitrinita para
cada poço estudado e a importância do tratamento de dados, compatibilizando com a
proposta desta Dissertação.
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Figura 4 - Modelo de soterramento e maturidade térmica para a bacia de Marib-Shabowah
Fonte: Hakimi e Abdullah (2015).
No artigo “Modelling the petroleum generation and migration of the third member of
the Shahejie Formation (Es3) in the Banqiao Depression of Bohai Bay Basin, Eastern
China”, Xiaowen et al. (2011) abordam a modelagem em sistemas petrolíferos na bacia de
Bonhai, a partir da geração, migração e a acumulação quantitativas, com a finalidade de
compreender tanto o sistema petrolíferos quando a construção dos cenários exploratórios.
Os autores abordam os aspectos da modelagem de sistemas petrolíferos,
começando com a interpretação de dados de poços, passando pela elaboração
esquemática dos eventos geológicos (geocronologia, estratigrafia e tectônica). Na Figura 05
é construído um banco de dados a partir dos parâmetros da rocha geradora, interpretação
dos gráficos geoquímicos, calibração dos modelos a partir da relação reflectância da
vitrinita, temperatura e profundidade.
Um dos aspectos importantes neste artigo está na construção esquemática dos
eventos geológicos da bacia conforme, a partir dos dados de poços e carta estratigráfica, os
autores elaboraram um perfil com as principais informações geológicas da bacia e que
posteriormente serviram de base para os modelos 1D de soterramento e maturidade térmica
(Figura 06), assim como modelos de geração e expulsão de hidrocarbonetos para a Bacia
de Bohai.
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Figura 5 - Modelo esquemático do contexto geológico da Depressão de Banqiao,
da Bacia Baía de Bohai, China
Fonte: Xiaowen et al. (2011).
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Figura 6 - Modelos 1D história de soterramento e maturidade térmica baseados a partir da
construção do banco dados geológicos e interpretação dos gráficos geoquímicos Bacia Baía de Bohai, China
Fonte: Xiaowen et al. (2011)
No Oriente Médio, no Iraque, os campos de Darquain possuem excelentes rochas
geradoras de óleo e gás. O artigo “Basin and petroleum system modeling of the Cretaceous
and Jurassic source rocks of the gas and oil reservoirs in Darquain field, southwest Iran”,
retrata a geração de petróleo e migração avaliando a maturidade da matéria orgânica e
utilizando os resultados para a calibração dos modelos. A proposta da modelagem nesse
artigo está relacionada com análise e investigação de hidrocarbonetos, a partir dos modelos
1D de soterramento, modelos 1D de fluxo térmico e modelos 3D de geração e migração.
A metodologia utilizada por Zeinalzadeh et al. (2015) estabelece a construção da
coluna estratigráfica com informações pertinentes aos modelos de soterramento e fluxo
térmico. A Figura 07 representa a elaboração do modelo estratigráfico no qual os autores
utilizam das informações geológicas e geocronológicas, e da porcentagem litológica para a
construção do modelo de soterramento, e assim, auxiliando na compreensão da
metodologia para a modelagem geoquímica.
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Figura 7 - Coluna estratigráfica esquemática para o Campo de Darquain (os dados foram
organizados conforme a interpretação de dados de poços)
Fonte: Zeinalzadeh et al. (2015).
Os modelos 1D e 3D produzidos nesse artigo foram construídos no software Temis e
o Genex, apesar do objetivo e dos resultados serem diferentes desta dissertação, o artigo
constrói banco de dados geológico e geoquímico que permite a interpretação do Campo de
Darquain. Desse modo a metodologia utilizada na identificação dos aspectos geológicos
(Período, Época e Idade) constitui a base da construção de modelos de soterramento e de
fluxo térmico, respeitando as características geológicas das bacias sedimentares em estudo.
3.4 MODELAGEM GEOQUÍMICA: EXEMPLO EM BACIA SEDIMENTAR BRASILEIRA
As bacias sedimentares da plataforma continental brasileira e algumas em terra,
como as bacias Potiguar, Ceará, Recôncavo e Espírito Santo foram formadas durante o
Período do Cretáceo, como consequência da ruptura e separação da América do Sul e
África, durante do rompimento do Super Continente Gondwana, que conferiu as bacias uma
evolução tectonoestratigráfica que resultou na formação das bacias sedimentares com riftes,
sag e sequências driftes em ambos continentes.
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Em bacias sedimentares brasileiras que ocorrem os processos de rifteamento há
transferência de energia térmica, este processo permite que as rochas geradoras, em
conjunto com processos de soterramento e troca de calor, associado ao tempo e a
profundidade, gerem hidrocarbonetos nas cozinhas de geração adequadas.
Na Dissertação Modelagem Estratigráfica do Intervalo Cenomaniano-Turoniano,
Formações Açú e Jandaíra, na Borda Sudoeste da Bacia Potiguar, o autor, Garcia (2014),
remonta o sistema deposicional da bacia Potiguar através da integração dos modelos
deposicionais e simulações numéricas, através do software Dionisios. A importância de citar
este trabalho está na contribuição no conhecimento dos processos deposicionais da bacia
Potiguar.
Nas Sequênciais Deposicionais são descritos os Tratos de Sistema Transgressivo e
Trato de Sistema de Mar Alto para cada Sequência, através da integração das informações
de dados de poços com os modelos gerados no software de modelagem.
A Figura 08 representa as litofácies simuladas para o arenito (LS1) e folhelho (SIM1)
ao tempo da deposição dos tratos de sistemas. A reconstituição geométrica dos horizontes,
ao tempo da deposição de cada camada, utilizou o programa Dionisio para as simulações. E
a Figura 09 representa o bloco diagrama em 3D de litofácies e seções estratigráficas
preenchidas pelas litofácies subdividindo-as em duas Sequências Deposicionais de 3º
ordem composta por tratos de sistemas transgressivos (TST) e de mar alto (TSMA),
simuladas no programa Dionisio.
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Figura 8 - Modelos de simulação de litofácies ao longo do tempo
geológico para a bacia Potiguar, Formações Jandaíra e Açú
Fonte: Garcia (2014).
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Figura 9 - Bloco diagrama das litofácies e suas respectivas seções estratigráficas
da bacia Potiguar
Fonte: Garcia (2014).
A relevância do trabalho para a Dissertação está na integração do conhecimento de
pesquisas relacionadas à modelagem, utilizando outro software, em processos
deposicionais. Nesse trabalho o autor remontou num intervalo geológico mesocenomaniano-
neoturoniano as Formações Açú e Jandaíra em suas porções proximais.
Outro exemplo aqui utilizado será um caso de estudo para a bacia Potiguar, com
dados de poços offshore, onde de acordo com a Figura 10 foram consideradas quatro
fácies, Pendência (rifte – lacustre), e três outros membros da formação Alagamar (Upanema
– lacustre salino; CPT – Camadas Ponta de Tubarão – hipersalino marinho; e Galinhos –
marinho anóxico). A sub-bacia Mundaú, da bacia do Ceará, também foi utilizada na
modelagem 1D de soterramento, levando em consideração as duas rochas geradoras
(Mundaú e Paracurú).
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Figura 10 - Modelos 1D de soterramento propostos para a bacia Potiguar e Ceará
Fonte: Estrada (2012).
Os modelos 1D de fluxo de temperatura na Figura 11 são ferramentas essenciais na
modelagem geoquímica porque através desses modelos é possível analisar o impacto na
geração e expulsão de hidrocarbonetos na rocha geradora (Formação Pescada e
Pendência). Esses modelos foram calibrados com a reflectância da vitrinita de acordo com o
modelo cinético proposto por Burnham e Sweeney (1989). A base do modelo de fluxo
térmico são as equações de Arrhenius, onde o cálculo da reflectância da vitrinita é
estabelecida em função do tempo e da temperatura.
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Figura 11 - Modelos 1D de fluxo térmico para a bacia Potiguar e Ceará
Fonte: Estrada (2012).
A proposta apresentada pelos autores neste trabalho está na aplicação da
modelagem em sistemas petrolíferos a partir da identificação de potenciais geradores de
hidrocarbonetos utilizando a geoquímica, geologia e geofísica. Foram feitos estudos de
casos em diversas localidades no mundo com a finalidade de criar cenários a partir da
modelagem em exploração.
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4 ÁREA DE ESTUDO
Situada na porção mais oriental à nordeste do Brasil, a bacia Potiguar corresponde
aproximadamente 119.295 Km2, em partes emersas e submersas, limitados pelos Estados
do Rio Grande do Norte e Ceará, e as plataformas continentais. A parte emersa representa
cerca de 33.200 Km2, enquanto que as parte submersa 86.095 Km2, com cota batimétrica de
3000m, onde as rochas do embasamento cristalino delimitam sul, leste e oeste, a bacia do
Ceará limita a noroeste e o Oceano Atlântico ao norte.
Figura 12 - Localização do Estado do Rio Grande do Norte e da bacia Potiguar
Fonte: Angelim et al. (2006); Mohriak et al. (2003).
4.1 GEOLOGIA REGIONAL
Na bacia Potiguar ocorrem quatro feições morfoestruturais que correspondem
à fase de estiramento crustal (ou rifte) representada pelos grabens e altos internos, e
a fase de deriva continental, representada pelas plataformas rasas do embasamento
e talude. Esses eventos são responsáveis pela complexidade estrutural da bacia
Potiguar, com sistemas de riftes ocorridos no Cretáceo na porção nordeste do Brasil
e relacionados a processos de estiramento crustal do rompimento do
Supercontinente Gondwana, no Mesozoico, causando separação das placas Sul-
Americana e Africana, e a formação do Oceano Atlântico. O embasamento dessa
bacia é formado por rochas pré-cambrianas da Província Borborema, constituída
pelo amalgamento de blocos crustais arqueanos e proterozoicos compostos por
sequências litoestratigráficas de rochas ígneas e metamórficas.
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4.2 ARCABOUÇO ESTRUTURAL
Segundo Castro (1998), o Rifte Potiguar foi desenvolvido em um substrato nas
rochas de idades Pré-Cambrianas da Província Borborema, com direção preferencial NE
dos trends e um sistema importante de zonas de cisalhamento E-W e NE-SW. Entretanto,
segundo estudos feitos por Matos (1992), o Rifte Potiguar ocorreu no Cretáceo Inferior,
decorrente do aproveitamento da direção NE-SW, que predominava em virtude do
embasamento, onde a principal falha foi chamada de Falha de Carnaubais. Esta falha é
possivelmente uma reativação da zona de cisalhamento do Brasiliano que ficou conhecida
como Zona de Cisalhamento de Portalegre, segundo Hackspacher e Oliveira (1994).
Figura 13 - Mapa estrutural da bacia Potiguar
Fonte: Angelim et al. (2006); Hoerlle et al. (2007).
As direções estruturais conferem importante informação, pois auxiliam na
interpretação da geologia regional e no comportamento estrutural. O consenso entre os
autores é que os falhamentos possuem direção NW-SE. Os trabalhos de Matos (1992)
afirmam que as estruturas atuam como falhas de transferência na fase rifte inicial,
assumindo logo em seguida a direção do falhamento na porção submersa da bacia em
estágio final de processo de rifteamento, predominando uma tectônica transtensional
decorrente de esforços distensivos com direção E-W, marcando o começo da separação
continental Brasil - África.
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4.3 CONTEXTO ESTRATIGRÁFICO
A bacia Potiguar é bastante estudada e discutida no âmbito acadêmico e profissional
devido a sua complexidade estrutural, que lhe confere importantes características e
imponentes feições estratigráficas. Os trabalhos na bacia Potiguar no contexto estratigráfico
começaram com Souza (1982), que postulou que o preenchimento sedimentar dessa bacia
ocorre em diferentes fases da evolução tectônica, sendo fase a rifte representada pela
Formação Pendência, a fase transicional com a Formação Alagamar e a fase drifte pelas
Formações Açu, Ponta de Mel, Jandaíra, Ubarana, Tibau e Guamaré.
Em seguida foram conduzidos trabalhos de revisão na bacia Potiguar por Araripe e
Feijó (1994) que ampliaram o conhecimento estratigráfico, com uma nova concepção
estratigráfica. A partir do desenvolvimento exploratório da bacia ao longo do tempo, foram
definidos três grandes Grupos (Areia Grande, Apodi e Agulha). A divisão da Formação
Pendência em quatro sequências (DELLA FÁVERA et al., 1992), inclusão da Formação
Pescada ao final da fase rifte e as divisões de sequências deposicionais entre o
Albiano/Turoniano foram mudanças ocorridas a partir da revisão proposta por Araripe e
Feijó.
As fases rifte e transicional são representadas pelas Formações Pendência, Pescada
e Alagamar, respectivamente, e pertencem ao Grupo Areia Branca. De acordo com Souza
(1982), a Formação Pendência é representada por rochas sedimentares provenientes de um
sistema flúvio-deltaico lacustrino responsável pelo preenchimento da calha tectônica do Rifte
Potiguar. As sequências de idade Neocomiano ocorrem na parte emersa da bacia, enquanto
que a sequência de idade Neo-Barremiano ocorre na porção submersa.
Foram definidas quatro sequências estratigráficas para a bacia Potiguar, segundo
Della Fávera et al. (1992). Nas Sequências 1 e 2 ocorrem o predomínio da sedimentação
lacustre com fluxos gravitacionais de arenitos e conglomerados, oriundos das margens
falhadas e flexural, alimentados por um sistema fan-deltaico e de leques aluviais. Nas
Sequências 3 e 4, que são as superiores, ocorrem predominantemente a sedimentação
flúvio-deltaico, com rara sedimentação lacustrina na bacia, e uma espessura máxima de
sedimentos de 3200 metros e pouco espessamento na direção da margem falhada.
Segundo Araripe e Feijó (1994), a Formação Pescada está relacionada à cunha
clástica sin-tectônica, identificada no bloco baixo da Falha de Pescada, porção submersa da
Bacia Potiguar, associada com o final da fase rifte (TEIXEIRA, 1991; FONSECA, 1992).
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Souza (1992) define a composição da Formação Alagamar como rochas
sedimentares provenientes de ambientes fluvio-deltáico, Membro Upanema, e marinho para
o Membro Galinhos, onde ocorreu a separação em sistema lagunar composto por folhelhos
e camada transicional, através do marinho restrito da Camada Ponta do Tubarão. A partir
dos dados bioestratigráficos acredita-se que seja de idade Neo-Aptiano, onde a espessura é
dividida em 400 metros para as águas mais rasas e de 600 metros para as águas mais
profundas.
A intercalação lateral entre a Formação Açu e a Formação Ponta do Mel e
Quebradas constituem, respectivamente, a porção continental e marinha da Sequência
Transgressiva Albo-cenomaniana, segundo Bertani et al. (1990). Entretanto, a Formação
Açu foi dividida em quatro unidades (Açu 1-4) por Vasconcelos et al. (1990), com o
predomínio de um sistema deposicional de leques aluviais na base (Açu 1) seguido de um
sistema fluvial entrelaçado (Açu 2) e meandrante (Açu 3). A unidade Açu 4 é representada
por sistema costeiro e estuarino, indicando o afogamento do sistema flúvio-aluvial. O
sistema deposicional na unidade mais basal são os leques aluviais, enquanto que nas
unidades sobrepostas são rochas de sistemas fluviais entrelaçados e meandrante.
Na revisão estratigráfica de Araripe e Feijó (1994), a Formação Quebradas, que a
princípio era considerada membro da Formação Ubarana por Souza (1982), foi modificada
por apresentar intercalações entre os clásticos fluviais da Formação Açu e os folhelhos da
Formação Ubarana, sendo dividido em Membro Redonda, composto por arenitos de
plataforma, e o Membro Porto do Mangue de composição folhelhos marinhos de talude,
ambos com deposição no Cenomaniano. O contato é discordante na parte inferior com a
Formação Ponta do Mel, e concordante na parte superior da Formação Jandaíra.
De acordo com a revisão de Araripe e Feijó (1994), a Formação Jandaíra recobre os
clásticos transicionais neo-cenomanianos provenientes das Formações Açu e Quebradas,
com o topo marcado por uma expressiva discordância Neocampaniana indicando o fim da
Sequência Transgressiva. A Formação Jandaíra é composta por rochas de uma grande
plataforma carbonática que recobriu a porção emersa na bacia durante o Turoniano e o
Mesocampaniano, predominam os calcarenitosbioclásticos e calcilutitos, indicando
processos deposicionais de água rasa e um sistema deposicional em planície de maré,
aflorando na parte emersa da bacia. Entretanto, em recentes estudos sobre a bacia
Potiguar, os autores Ramos (1993) e Gil (1997), conferem a bacia uma maior diversidade
ambiental, oscilando de plataforma mista (parte basal) e margas e folhelhos de ambientes
neríticos (baixa energia), nas partes médias à superior da unidade, com níveis de erosão
interna, marcados por seções sísmicas.
-
26
O Grupo Agulha integra ambientes deposicional leques costeiros, plataforma e
talude, que provavelmente tiveram a sua deposição entre o Neocampaniano e o Recente,
representado pelas Formações Barreiras, Tibau/Guamaré e Ubarana. A espessura dos
sedimentos neste grupo aproxima-se da quebra de plataforma da bacia em até 3000 metros.
Segundo Bertani et al. (1990) o sistema petrolífero da Formação Pendência é
representado por petróleo gerado a partir de folhelhos lacustres, sendo armazenado em
arenitos flúvio-deltaicos e turbidíticos com idade neocomiana e o querogênio encontrado é
do tipo I, com sua ocorrência associada aos baixos estruturais. Na Figura 14 os
reservatórios arenosos ocorrem em diversas fácies dentro do contexto lacustre. As trapas
são do tipo estrutural relacionadas com blocos falhados e zonas de transferência, onde a
forma são corpos arenosos turbidíticos envolvidos em folhelhos lacustres.
Figura 14 - Perfil esquemático da deposição e as unidades litológicas que ocorrem na bacia
Potiguar
Fonte: Bertani et al. (1990).
A Figura 15 é a revisão da carta estratigráfica da bacia Potiguar feita por Pessoa
Neto et al. (2003), com o detalhamento das fases rifte I, II e pós-rifte, e drifte, representando
por cada Formação correspondente e a geocronologia. A revisão foi feita a partir de
informações coletadas em poços dessa bacia, permitindo um amplo estudo das informações
geológicas.
-
26
Figura 15 - Carta estratigráfica da bacia Potiguar
Fonte: Pessoa Neto et al. (2003).
-
27
4.4 SISTEMA PETROLÍFERO – BACIA POTIGUAR
O conceito de sistema petrolífero agrupa os diversos elementos e processos que
controlam a existência de jazidas de petróleo numa bacia sedimentar. A evolução tectono-
sedimentar meso-cenozóica da margem continental brasileira propiciou o desenvolvimento
desses elementos-chave, cuja presença é requisito fundamental para que uma determinada
região seja atrativa à prospecção petrolífera.
A indústria petrolífera foi gradualmente percebendo, ao longo de décadas de
exploração, que para se encontrar jazidas de petróleo de volume significativo era imperioso
que um determinado número de requisitos geológicos ocorresse simultaneamente nas
bacias sedimentares (MAGOON e DOW, 1994). O estudo dessas características de maneira
integrada e a simulação preliminar das condições ótimas para sua existência concomitante,
com o objetivo de permitir a diminuição do risco exploratório envolvido nas perfurações de
poços, um item de elevado custo, foram consolidados em um único conceito: o de sistema
petrolífero.
De acordo com revisão feita por Souza Filho et al. (2001), no sistema petrolífero da
Formação Alagamar-Açu estão as rochas geradoras, folhelhos marinho-evaporíticos de
idade aptiana, da Formação Alagamar, sendo o querogênio dos tipos I e II. As condições de
geração para este tipo de petróleo ocorrem na porção marinha da bacia, indicando que
houve migração para a porção continental através de carrier beds e superfícies de
discordância. Neste sistema estão os reservatórios com os arenitos flúvio-marinho raso da
Formação Açu, com idade albiana. Ainda com base no autor citado, outro aspecto relevante
na Formação Açu é a ocorrência de aquíferos que exercem grande influência sobre a
migração e a acumulação de petróleo através da interação das atividades hidrodinâmicas
com as características estruturais (cumes) e os baixos potenciométricos, onde ocorre um
forte controle através das variações laterais de fácies no trapeamento das acumulações
petrolíferas.
Os campos de petróleo com acumulações que ocorrem na Formação Alagamar-Açu
são Canto do Amaro, Ubarana, Salina Cristal, Ponta do Mel, Mossoró e Macau. Ocorrendo
pontualmente arenitos arcoseanos nas fácies de reservatório com fragmentos líticos,
granulometria variando de grosso à médio e uma matriz argilosa (SOUZA FILHO et al.,
2001). Dessa maneira representam depósitos de ambiente transicional do tipo ilha de
barreira-laguna, em contexto dominado por marés.
De acordo com os estudos feitos por Bagnolli (1988), a porção localizada a leste e a
sul ocorre os folhelhos da Formação Ubarana, caracterizam a trapa do tipo paleogeomórfica.
Já na seção norte, ocorre à extensão do campo pelo contato óleo/água e no sentido oeste
-
28
os reservatórios são interceptados por falhas transcorrentes, que definem um
escalonamento de blocos e agem como selantes da acumulação. Os reservatórios principais
do campo são arenitos da Formação Alagamar-Membro Upanema, caracterizando como
depósitos de um ambiente costeiro e inclui deltas e lagunas num arranjo cíclico de avanço e
recuo evidenciado pela paleolinha de costa.
Figura 16 - Resumo dos sistemas petrolíferos da bacia Potiguar
Elaboração: o autor.
A Figura 17 representa as principais Formações da bacia Potiguar indicando as
rochas geradoras e reservatórios, apresenta também a complexidade do sistema petrolífero,
ou seja, a Formação Pendência pode ser rocha geradora e rocha reservatório dependendo
do tempo geológico e do ambiente deposicional.
-
29
Figura 17 - Representação das Formações e geocronologia
da bacia Potiguar
Fonte: Milani e Araújo et al. (2003).
-
30
5 MATERIAIS E MÉTODOS
Interpretação dos dados geológicos e geoquímicos do sistema petrolíferos da bacia
Potiguar que permitem a construção de tabelas e a partir das informações geológicas e
geoquímicas geradas construída uma biblioteca litológica para a criação de cenários dos
modelos 1D do elemento gerador da bacia Potiguar (Formação Pendência).
5.1 AQUISIÇÃO DE DADOS GEOLÓGICOS E GEOQUÍMICOS AGÊNCIA NACIONAL DE
PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEL - ANP
A proposta desta Dissertação é permitir o desenvolvimento de pesquisas
relacionadas à modelagem de sistemas petrolíferos através da parceria Universidade
Federal da Bahia – UFBA, através do Programa de Pós-Graduação em Geoquímica:
Petróleo e Meio Ambiente – POSPETRO, junto com empresas (público/privada) na área de
petróleo. A aquisição dos dados geológicos e geoquímicos, fornecidos pela Agência
Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustível – ANP, viabilizou o início do projeto de
modelagem de sistema petrolíferos 1D. O conhecimento acadêmico, as referências
bibliográficas e os artigos relacionados ao contexto geoquímico e geológico permitiram
compreender os processos relacionados à bacia Potiguar.
5.2 SELEÇÃO DE POÇOS ONSHORE BACIA POTIGUAR
Foram fornecidos os dados referentes a nove poços da bacia Potiguar, sendo que
três poços (1-BR-3, 1-ES-1 e 1-FG-1) foram descartados porque não possuem informações
suficientes para uma análise geoquímica através dos gráficos, ou seja, só possui um valor
representativo para todo o dado de poço. Por exemplo, no poço 1-ES-1 só tem um valor
para a profundidade, carbono orgânico total, índice de hidrogênio, S2 e temperatura
máxima, sendo que para efeito didático os poços não conseguem exibir o comportamento
geoquímico para todas as Formações. A rocha intrusiva no poço 1-RNS-6 foi motivo de
descarte porque seria necessário estimar o efeito das rochas intrusivas no modelo de fluxo
térmico, e o poço 1-CQA-1 foi excluído devido a rocha geradora (Formação Pendência)
apresentar uma espessura insignificante. No Quadro 1 estão listados os poços e suas
respectivas coordenadas, e na Figura 18 está o mapa de localização desses poços na bacia
Potiguar.
-
31
Quadro 01 - Poços e Coordenadas
Poço Coordenada UTM
1-CBR-1 X: 9385233.9 / Y: 685486.4
1-BR-1 X: 9387215.8 / Y: 691473.0
1-CAC-1 X: 9380036.3 / Y: 666179.7
1-CBR-3 X: 9393251.9 / Y: 658162.1
1-ES-1 X: 9393251.9 / Y: 658162.1
1-FG-1 X: 9406572.0 / Y: 729536.0
1-GMR-5 X: 9385431.8 / Y: 645452.1
1-RNS-62 X: 9438103.8 / Y: 786853.1
1-CQA-1 X: 9462400.8 / Y: 810581.6
Elaboração: o autor.
Figura 18 - Mapa de localização dos poços em terra da bacia Potiguar
Fonte: Banco de Dados Exploração e Produção - BDEP/ANP (2016).
5.3 TRATAMENTO DE DADOS – GEOQUÍMICOS E GEOLÓGICOS
Embora não fosse disponibilizado o perfil geoquímico dos poços, o tratamento de
dados foi desenvolvido em duas etapas, onde ao final de cada uma delas foram
interpretados os resultados de cada uma dessas etapas: A primeira etapa consistiu na
construção de gráficos da profundidade em relação à temperatura máxima, carbono
orgânico total, índice de hidrogênio e S2, com base nos dados geoquímicos, e dessa
maneira os gráficos geoquímicos permitiram interpretações no âmbito da maturidade,
-
32
geração de óleo e/ou gás e qualidade do querogênio. A primeira etapa foi exemplificada
conforme os fluxogramas a seguir.
Figura 19 - Fluxograma do tratamento de dados geoquímicos
Elaboração: o autor.
Identificados e selecionados os poços, a organização dos dados consiste em
selecionar os parâmetros utilizados na construção de cada gráfico. Na tabela a seguir são
utilizados os dados de profundidade e de índice de hidrogênio para os poços 1-BR-1 e 1-
BR-3. No momento da organização dos dados geoquímicos é possível perceber que o
aporte de informações no poço 1-BR-1 é superior ao poço 1-BR-3, como por exemplo, a
janela de maturação que ocorre para cada um deles e a geração de óleo e gás. Observa-se
que enquanto o intervalo é restrito no poço 1-BR-3, ou seja, com pouquíssima variação, no
poço 1-BR-1 ocorre um amplo intervalo. Esses fatos são confirmados a partir da construção
dos gráficos geoquímicos na etapa seguinte.
-
33
Tabela 01 - Dados geoquímicos do poço 1-BR-1
Legenda: - = dado não fornecido pela ANP Fonte: ANP (1986).
Tipo Amostra registrada (metros)
Topo Amostra
registrada (metros)
Base Amostra
registrada (metros)
COT-Teor de carbono
orgânico total (%)
Resíduo insolúvel
(%)
S1-Hidrocarbonetos livres (mg HC/g
rocha)
S2-Hidrocarbonetos
liberados (mg HC/g rocha)
S3-CO2 liberado
(mg CO2/g rocha)
Temperatura máxima (
oC)
Índice de hidrogênio S2/COT (mg HC/g COT)
Índice de oxigênio
S3/COT (mg CO2/g COT)
Calha Pontual (Rocha) 1260 - 1,84 76 0,63 9,19 0,64 431 499,45651 34,78261
Calha Pontual (Rocha) 1494 - 2,57 72 1,05 14,1 0,76 427 548,63818 29,57199
Calha Pontual (Rocha) 1620 - 1,47 72 0,61 7,54 0,66 437 512,92517 44,89796
Calha Pontual (Rocha) 1656 - 1,88 76 0,6 8,87 1,04 439 471,80853 55,31915
Calha Pontual (Rocha) 1692 - 1,72 80 0,66 8,53 0,52 437 495,93021 30,23256
Calha Pontual (Rocha) 1800 - 2,44 80 0,7 13,15 0,46 434 538,93445 18,85246
Calha Pontual (Rocha) 2124 - 2,28 76 0,5 8,48 0,59 437 371,92981 25,87719
Amostra Intervalar Topo (Rocha)
2367 2380 2,62 76 0,97 6,09 0,13 439 232,44276 4,96183
Calha Pontual (Rocha) 954 - 3,54 76 1,6 19,83 1,14 420 560,16949 32,20339
Calha Pontual (Rocha) 972 - 3,06 80 1,24 19,28 0,98 420 630,06537 32,02615
Calha Pontual (Rocha) 1368 - 1,88 72 0,65 9,07 0,66 427 482,44681 35,10638
Calha Pontual (Rocha) 1602 - 1,37 72 0,47 7,12 0,61 436 519,70801 44,52555
Calha Pontual (Rocha) 1674 - 1,3 76 4,48 4,85 3,52 425 373,07693 270,76923
Calha Pontual (Rocha) 1710 - 2,96 80 0,77 18,97 0,55 439 640,87836 18,58108
Calha Pontual (Rocha) 1746 - 1,9 80 0,58 7,17 0,34 434 377,36844 17,89474
Calha Pontual (Rocha) 1764 - 1,58 76 0,5 6,74 0,44 433 426,58224 27,8481
Calha Pontual (Rocha) 1836 - 3,5 80 0,54 22,59 0,76 442 645,42859 21,71428
Calha Pontual (Rocha) 1998 - 2,24 80 0,94 10,45 0,5 438 466,51782 22,32143
Calha Pontual (Rocha) 2340 - 1,38 80 0,47 2,64 0,34 442 191,30437 24,63768
Testemunho Intervalar Meio (Rocha)
2367 2380 2,4 80 0,61 5,69 0,12 440 237,08331 5
Testemunho Intervalar Base (Rocha)
2367 2380 3,05 80 0,66 8,09 0,22 443 265,24591 7,21311
Calha Pontual (Rocha) 2394 - 1,63 80 0,52 3,73 0,31 443 228,83437 19,01841
-
34
Tabela 02 - Dados geoquímicos do poço 1-BR-3
Legenda: - = dado não fornecido pela ANP Fonte: ANP (1986).
Tipo Amostra registrada (metros)
Topo Amostra registrada (metros)
Base Amostra
registrada (metros)
COT-Teor de
carbono orgânico total (%)
Resíduo insolúvel
(%)
S1-Hidrocarbonetos livres (mg HC/g
rocha)
S2-Hidrocarbonetos
liberados (mg HC/g rocha)
S3-CO2 liberado
(mg CO2/g rocha)
Temperatura máxima (
oC)
Índice de hidrogênio
S2/COT (mg HC/g COT)
Índice de oxigênio S3/COT
(mg CO2/g COT)
Calha Pontual (Rocha) 690 - 1,81 - 0,41 5,93 0,38 446 327,62433 20,99448
Calha Pontual (Rocha) 720 - 3,05 - 0,64 13,19 0,12 443 432,45901 3,93443
Calha Pontual (Rocha) 678 - 5,97 - 1,61 25,55 0,64 442 427,97324 10,72027
Calha Pontual (Rocha) 684 - 3,3 - 1,28 13,69 0,45 443 414,84848 13,63636
Calha Pontual (Rocha) 702 - 2,81 - 0,88 11,54 0,07 446 410,67615 2,4911
Calha Pontual (Rocha) 708 - 2,52 - 0,5 10,06 0,11 443 399,20639 4,36508
Calha Pontual (Rocha) 714 - 3,1 - 0,83 12,83 0,12 443 413,87094 3,87097
Calha Pontual (Rocha) 696 - 2,51 - 0,45 9,39 0,3 444 374,10361 11,95219
Calha Pontual (Rocha) 726 - 2,98 - 0,7 10,51 0,11 440 352,68457 3,69128
-
35
Grá
fico
s
Profundidade
x
Índice de Hidrogênio
Gás e/ou Óleo
Profundidade
x
Carbono Orgânico Total
Qualidade
Profundidade
x
Temperatura Máxima
Maturidade
Profundidade
x
S2
Qualidade
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2600
425 430 435 440 445
Pro
fun
did
ade
(m)
Temperatura Máxima (ºC) Profundidade x Temperatura Máxima
Maturos
Imaturos
Figura 20 - Fluxograma de demonstração da construção dos gráficos geoquímicos
Elaboração: o autor.
Os gráficos geoquímicos a seguir representam o tratamento de dados realizado na
primeira etapa para os resultados geoquímicos. Os poços selecionados foram os 1-BR-1 e
1-BR-3, sendo que primeiro foi utilizado na modelagem de sistemas petrolíferos 1D e outro
foi descartado por não apresentar dados geoquímicos suficientes para a modelagem.
Figura 21 - Gráfico da relação profundidade x índice de hidrogênio do poço 1-BR-1
Elaboração: o autor.
-
36
670
680
690
700
710
720
730
438 440 442 444 446 448
Pro
fun
did
ade
(m)
Temperatura (ºC)
Profundidade x Temperatura Máxima
Maduro
Figura 22 - Diagrama de Van Krevelen aplicado para o poço 1-BR-1
Elaboração: o autor.
Figura 23 - Gráfico da relação profundidade x índice de hidrogênio poço 1-
BR-3
Elaboração: o autor.
-
37
Figura 24 - Diagrama de Van Krevelen aplicado para o poço
1-BR-3
Elaboração: o autor.
Observando os poços 1-BR-1 e 1-BR-3, embora estejam próximos, o comportamento
nos gráficos geoquímicos de profundidade e índice de hidrogênio são diferentes devido à
maturidade térmica das amostras para cada poço. A partir da diminuição do índice de
hidrogênio ocorre a geração de óleo e gás no poço 1-BR-1, indicando geração de óleo e gás
através da diminuição no índice de hidrogênio nas amostras com maior maturidade,
predominando assim o querogênio tipo I / II. No poço 1-BR-3 o querogênio é também é do
tipo I / II, mas os índices de hidrogênio são menores por causa da alta maturidade das
amostras nesse poço, indicando que estão na janela de geração de óleo. Essa etapa é
essencialmente composta de interpretação dos gráficos, onde são selecionados os mais
representativos, para que além do efeito didático, seja ilustrada de maneira fidedigna a
proposta de modelagem em sistemas petrolíferos 1D.
-
38
Na segunda etapa foi feita a construção de um banco de dados litológico e
geocronológico, a partir do perfil composto e da carta estratigráfica da bacia
Potiguar para a construção do modelo de soterramento 1D. A título de
exemplificação foi escolhido o poço 1-CRB-1. O fluxograma a seguir ilustra cada
etapa dessa fase, que também é bastante interpretativa.
Figura 25 - Fluxograma de demonstração do tratamento dos dados geológicos
Elaboração: o autor.
Em seguida, foi interpretado o perfil composto do poço com base nas
formações, profundidade e litologia, para que fossem definidos os valores do topo e
da base, e elaborada a tabela 05.
Figura 26 - Representação esquemática do perfil de poço, destacando as Formações
Jandaíra e Açu
Fonte: ANP (1986).
-
39
Tabela 03 - Dados geocronológicos e litológicos para o modelo de soterramento para o
poço 1-CRB-01
Idade_Formação Topo(m) Base(m) Idade Ma Litologia (%)
92_0Ma_Santoniano_Jandaíra 0 50 92 0 80Calc_20Sand
100_92Ma_Albiano_Açu 50 300 100 92 40Shl_60Sand
Elaboração: o autor.
Importante ressaltar que na profundidade é considerado do mais raso ao
mais profundo, por isso o valor do topo é zero e atinge 50 metros. Enquanto que na
idade geocronológica começa do mais antigo, 92 Ma, para o mais recente zero,
decorrente da história de soterramento da bacia. Os valores da idade foram
estabelecidos com base na carta estratigráfica da bacia Potiguar.
A proporção litológica é baseada de acordo com o perfil composto, segundo
o topo e a base de cada Formação e a profundidade, onde inicialmente é escolhido
um intervalo e estimado um valor para a proporção litológica. Na figura 8, entre 0 e
50 metros, foi estabelecido que ocorrem na Formação Jandaíra, 80% de calcarenito
e 20% de arenito.
Figura 27 - Representação esquemática do perfil de poço, destacando a litologia
Topo
calcarenito
arenito
Base
Fonte: ANP (1986).
-
40
5.4 CONSTRUÇÃO DE MODELOS 1D DE SISTEMAS PETROLÍFEROS –
PETROMOD 2015.1
Os modelos geoquímicos de soterramento e fluxo de calor foram
construídos no software Petromod, versão 2015.1, da Schlumberger, através da
parceria Pós-Graduação em Petróleo e Meio Ambiente – POSPETRO/UFBA e a
Empresa Petróleo Brasileiro S/A – Petrobras (Gerência de Modelagem de Sistemas
Petrolíferos).
O software permite a construção de modelos de sistemas petrolíferos em
1D, abrangendo áreas sob a perspectiva de estudos regionais de bacias. Esses
modelos buscam representar o sistema petrolífero, a partir da história de
soterramento e do fluxo térmico.
-
41
6 MODELAGEM 1D DE SOTERRAMENTO E FLUXO TÉRMICO DA FORMAÇÃO
PENDÊNCIA, BACIA POTIGUAR, BRASIL
RESUMO
A bacia Potiguar está localizada na parte nordeste do Brasil, e é uma bacia produtora de óleo, assim, um grande interesse na prospecção e exploração de hidrocarbonetos. A partir de interpretação dos dados geológicos e geoquímicos da rocha geradora, Formação Pendência, são identificados diferentes eventos e potenciais acumulo de óleo (plays), fornecendo informações sobre o tipo de rocha presentes em cada um, permitindo identificar o sistema petrolífero. Os resultados da modelagem geoquímica 1D e modelos de soterramento da bacia Potiguar é possível identificar a o elemento da rocha geradora de hidrocarbonetos (Formação Pendência), com as suas respectivas idades, Formações e Membros. Palavras chave: modelagem térmica 1D; modelagem geoquímica; bacia Potiguar; sistema petrolífero; modelo 1D de soterramento
ABSTRACT The Potiguar basin is located in the northeastern part of Brazil, and is an oil producing basin, thus, a great interest in the exploration and exploitation of hydrocarbons. From the interpretation of the geological and geochemical data of the generating rock, Formação Pendência, different events and potential accumulation of oil (plays) are identified, providing information about the type of rock present in each one, allowing identification of the petroleum system. The results of the 1D geochemical modeling and burial models of the Potiguar basin can identify the element of hydrocarbon rock (Formação Pendência) with their respective ages, formations and limbs.
Keywords: 1D thermal modeling; geochemical modeling; Potiguar basin; oil system; burial model 1D.
6.1 INTRODUÇÃO A bacia Potiguar possui uma grande complexidade geológica, tanto
estrutural quando estratigráfica, lhe conferindo aspectos distintos nos elementos do
seu sistema petrolífero (rochas geradoras, reservatórios, selantes e rotas de
migração). Isso significa que tentar estabelecer um padrão para os processos
geológicos, no nível de sistema petrolífero, nessa bacia, não é aplicável. Em alguns
poços em terra, a rocha geradora da Formação Pendência, possui uma geometria
que não permite ser capaz de fornecer hidrocarboneto suficiente para uma rocha
reservatório, ou seja, as dimensões da rocha geradora não são suficientes para
promover o acúmulo de hidrocarbonetos.
-
42
Os estudos na área de exploração da bacia Potiguar iniciaram-se em 1956,
em terra, e para a exploração em mar, em 1971. O primeiro campo marítimo foi
descoberto em 1973, Campo Ubarana. A bacia Potiguar sempre esteve presente
em todas as rodadas de licitação da Agência Nacional de petróleo – ANP, de 1999
até as últimas rodadas.
A modelagem de sistemas petrolíferos é uma ferramenta utilizada na
indústria de petróleo na criação de cenários e comportamento da rocha geradora a
partir de dados geológicos e geoquímicos. A utilização dessas informações permite
que sejam criados modelos de soterramento, contando a história de deposição na
bacia a partir da interpretação dos dados geológicos. Os modelos de fluxo térmico,
que retratam a distribuição térmica ao longo da bacia, são construídos com base
nos dados geoquímicos e na interpretação dos gráficos geoquímicos. A Formação
Pendência, rocha geradora, na bacia Potiguar, foi selecionada como objeto de
estudo por ser didaticamente viável e por contemplar os processos de modelagem
numa bacia sedimentar. Os estudos na área de modelagem geoquímica de
sistemas petrolíferos estão em fase inicial no meio acadêmico, de maneira que as
parceiras com empresas da indústria de petróleo colaboram bastante para o
desenvolvimento dessa área de pesquisa.
As intepretações geoquímicas perfazem a base da modelagem geoquímica
favorecendo a compreensão exploratória da bacia em escala regional e, a partir do
entendimento dos processos geológicos (tectonismo, sedimentação, dentre os mais
utilizados) e os conceitos do sistema petrolífero em relação à rocha geradora
permitindo modelos conceituais da evolução da bacia.
Figura 28 - Localização dos poços em terra na bacia Potiguar
Fonte: Banco de Dados Exploração e Produção – BDEP/ANP (2016).
-
43
6.2 GEOLOGIA REGIONAL
A geologia da Bacia Potiguar é composta por rochas que são de idades do
paleoproterozóico e neoproterozóico, e o desenvolvimento da bacia ocorreu
conforme o trend tectônico das zonas de cisalhamento pré-cambrianos adjacentes,
conforme trabalhos publicados por Oliveira (2008) e Castro et al. (2012).
Nos trabalhos publicados por Pessoa Neto et al. (2007), a história da
geotectônica da Bacia Potiguar destaca três principais fases características e
distintas ocorridas nessa bacia. A primeira fase consiste no rompimento da América
do Sul e a África ou fase rifte, caracterizada por uma intensa subsidência associada
com processos de ruptura e de idades do Neocomiano ao Aptiano. A segunda fase
é marcada pela mudança de ambientes transicionais com forte influência da
subsidência térmica. E a última fase, representada pela sequência drifte, no
seguimento do processo de formação efetiva do oceano no Golfo Atlântico,
registrando o ciclo transgressivo e as respectivas Formações (Açú e Jandaíra) e
depósitos associados. Em seguida verificou-se um longo ciclo regressivo, de idade
do Cretáceo ao recente, contemplando as Formações (Tibaú, Guamaré e Ubarana).
A figura 29, adaptada do trabalho de Brownfield e Charpentier (2007), representa os
estágios de separação dos continentes na região equatorial, com as respectivas
formações das bacias de margem equatorial brasileira e a Província do Golfo da
Guiné.
Os sistemas petrolíferos da bacia Potiguar podem ser relacionados aos
ambientes deposicionais das rochas geradoras e das rochas reservatórios. De
maneira que os sistemas lacustres de água doce, Formação Pendência e Pescada,
representam a rocha geradora e reservatório, respectivamente. Enquanto que o
sistema lacustre de água salgada é representado pela Formação Alagamar-Açú,
rocha geradora. Na sequência o reservatório que ocorre no sistema marinho
evaporítico é a Formação Alagamar, configurando a complexidade da bacia.
A modelagem geoquímica de rochas geradoras consiste em analisar, em
perspectiva plana e regional, informações de poços. Essas informações são a
profundidade (metros), topo e base das unidades estratigráficas (geocronologia),
litologia e interpretação geológica a partir de cartas estratigráficas. As
profundidades das formações geológicas, dados de poços, são extraídas a partir do
perfil composto, enquanto que as idades geocronológicas das formações
geológicas são obtidas através da carta estratigráfica. A interpretação geológica
permite inferir as litologias correspondentes para cada poço.
Figura 29 - Modelo esquemático da separação dos continentes com tipos de sedimentação
-
44
Fonte: Adaptado de Brownfield e Charpentier (2007).
6.3 MATERIAIS E MÉTODOS Inicialmente foram solicitados dados geológicos e geoquímicos à Agência
Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustível – ANP. Após a disponibilização
desses dados foram estabelecidas duas etapas para o tratamento de dados:
interpretação e construção dos modelos. A primeira etapa consiste na utilização dos
dados geoquímicos para o modelo de fluxo térmico 1D; enquanto que a segunda
etapa é constituída da construção do banco de dados geológicos a partir do perfil
composto e da carta estratigráfica da bacia Potiguar.
6.3.1 Interpretação dos Dados Geoquímicos
Os poços selecionados para a modelagem geoquímica 1D foram os poços
1-BR-01, 1-CAC-01, 1-CRB-01 e 1-GMR-05. A escolha desses poços para o
processo de modelagem 1D ocorreu devido ao aporte de dados e a representação
gráfica para as Formações que ocorrem nos poços. Os poços apresentaram
variação na quantidade de matéria orgânica (COT) e no tipo de querogênio. A
seguir serão exibidos os dados geoquímicos fornecidos pela ANP, na forma de
tabelas.
-
45
Tabela 04 - Dados Geoquímicos para o poço 1-BR-01
Tipo Amostra registrada (metros)
Topo Amostra
registrada (metros)
Base Amostra
registrada (metros)
COT-Teor de
carbono orgânico total (%)
Resíduo insolúvel
(%)
S1-Hidrocarbonetos livres (mg HC/g
rocha)
S2-Hidrocarbonetos
gerados (mg HC/g rocha)
S3-CO2 liberado
(mg CO2/g rocha)
Temperatura máxima (
oC)
Índice de hidrogênio S2/COT (mg HC/g COT)
Índice de oxigênio
S3/COT (mg CO2/g COT)
Calha Pontual (Rocha) 1260 - 1,84 76 0,63 9,19 0,64 431 499,45651 34,78261
Calha Pontual (Rocha) 1494 - 2,57 72 1,05 14,1 0,76 427 548,63818 29,57199
Calha Pontual (Rocha) 1620 - 1,47 72 0,61 7,54 0,66 437 512,92517 44,89796
Calha Pontual (Rocha) 1656 - 1,88 76 0,6 8,87 1,04 439 471,80853 55,31915
Calha Pontual (Rocha) 1692 - 1,72 80 0,66 8,53 0,52 437 495,93021 30,23256
Calha Pontual (Rocha) 1800 - 2,44 80 0,7 13,15 0,46 434 538,93445 18,85246
Calha Pontual (Rocha) 2124 - 2,28 76 0,5 8,48 0,59 437 371,92981 25,87719
Amostra Intervalar Topo (Rocha) 2367 2380 2,62 76 0,97 6,09 0,13 439 232,44276 4,96183
Calha Pontual (Rocha) 954 - 3,54 76 1,6 19,83 1,14 420 560,16949 32,20339
Calha Pontual (Rocha) 972 - 3,06 80 1,24 19,28 0,98 420 630,06537 32,02615
Calha Pontual (Rocha) 1368 - 1,88 72 0,65 9,07 0,66 427 482,44681 35,10638
Calha Pontual (Rocha) 1602 - 1,37 72 0,47 7,12 0,61 436 519,70801 44,52555
Calha Pontual (Rocha) 1674 - 1,3 76 4,48 4,85 3,52 425 373,07693 270,76923
Calha Pontual (Rocha) 1710 - 2,96 80 0,77 18,97 0,55 439 640,87836 18,58108
Calha Pontual (Rocha) 1746 - 1,9 80 0,58 7,17 0,34 434 377,36844 17,89474
Calha Pontual (Rocha) 1764 - 1,58 76 0,5 6,74 0,44 433 426,58224 27,8481
Calha Pontual (Rocha) 1836 - 3,5 80 0,54 22,59 0,76 442 645,42859 21,71428
Calha Pontual (Rocha) 1998 - 2,24 80 0,94 10,45 0,5 438 466,51782 22,32143
Calha Pontual (Rocha) 2340 - 1,38 80 0,47 2,64 0,34 442 191,30437 24,63768
Testemunho Intervalar Meio (Rocha) 2367 2380 2,4 80 0,61 5,69 0,12 440 237,08331 5
Testemunho Intervalar Base (Rocha) 2367 2380 3,05 80 0,66 8,09 0,22 443 265,24591 7,21311
Calha Pontual (Rocha) 2394 - 1,63 80 0,52 3,73 0,31 443 228,83437 19,01841
Legenda: - = dado não fornecido pela ANP Fonte: ANP (1986).
-
46
Figura 30 - Gráfico dos parâmetros geoquímicos do poço 1-BR-01 (temperatura máxima, COT, S2 e índice de hidrogênio)
Elaboração: o autor.
-
47
Figura 31 - Diagrama de Van Krevelen aplicado para o poço 1-BR-01
Elaboração: o autor.
-
48
Tabela 05 - Dados Geoquímicos para o poço 1-CAC-01
Tipo Amostra registrada (metros)
Topo Amostra
registrada (metros)
Base Amostra
registrada (metros)
COT-Teor de carbono orgânico total (%)
Resíduo insolúvel (%)
S1-Hidrocarbonetos livres (mg HC/g
rocha)
S2-Hidrocarbonetos
gerados (mg HC/g rocha)
S3-CO2 liberado (mg CO2/g rocha)
Temperatura máxima (
oC)
Índice de hidrogênio S2/COT (mg HC/g COT)
Índice de oxigênio
S3/COT (mg CO2/g COT)
Calha Pontual (Rocha) 630 - 0,59 84 0,8 1,78 0,86 416 301,69492 145,76271
Calha Pontual (Rocha) 1080 - 0,69 84 0,14 1,73 0,45 434 250,72466 65,21738
Calha Pontual (Rocha) 1098 - 0,94 80 0,26 2,86 0,48 432 304,25531 51,06383
Calha Pontual (Rocha) 1188 - 0,59 80 0,25 1,13 0,54 429 191,52544 91,52543
Calha Pontual (Rocha) 1008 - 0,61 76 0,3 1,63 0,4 429 267,2131 65,57377
Calha Pontual (Rocha) 1044 - 1,34 76 0,28 6,26 0,6 428 467,16418 44,77612
Calha Pontual (Rocha) 1062 - 2,53 80 0,7 13,62 0,79 427 538,3399 31,2253
Calha Pontual (Rocha) 1134 - 0,57 76 0,29 1,08 0,52 429 189,47369 91,22807
Calha Pontual (Rocha) 1224 - 2,79 84 0,59 19,88 0,54 429 712,5448 19,35484
Calha Pontual (Rocha) 1242 - 0,94 76 0,45 4,42 0,45 435 470,2128 47,87234
Calha Pontual (Rocha) 1260 - 2,13 80 0,83 15,95 0,45 433 748,82629 21,12676
Calha Pontual (Rocha) 1314 - 4,35 80 2,01 35,87 0,83 437 824,59772 19,08046
Calha Pontual (Rocha) 1584 - 1,68 80 0,32 9,46 0,84 438 563,09521 50
Calha Pontual (Rocha) 1764 - 2,28 73 0,34 9,74 1,41 438 427,19296 61,8421
Calha Pontual (Rocha) 1602 - 3,91 80 0,5 25,29 0,68 438 646,8031 17,3913
Calha Pontual (Rocha) 1620 - 2,07 80 0,2 9,83 0,51 435 474,87921 24,63768
Calha Pontual (Rocha) 1674 - 1,4 84 0,18 2,61 0,51 436 186,42857 36,42857
Calha Pontual (Rocha) 1782 - 1,93 96 0,25 7,25 0,4 437 375,64767 20,72539
Legenda: - = dado não fornecido pela ANP Fonte: ANP (1986).
-
49
Figura 32 - Gráfico dos parâmetros geoquímicos do poço 1-CAC-01 (temperatura máxima, COT, S2 e índice de hidrogênio)
Elaboração: o autor.
-
50
Figura 33 - Diagrama de Van Krevelen aplicado para o poço
1-CAC-01
Elaboração: o autor.
-
51
Tabela 06 - Dados Geoquímicos para o poço 1-CRB-01
Tipo Amostra registrada (metros)
Topo Amostra
registrada (metros)
Base Amostra
registrada (metros)
COT-Teor de carbono
orgânico total (%)
Resíduo insolúvel
(%)
S1-Hidrocarbonetos livres (mg HC/g
rocha)
S2-Hidrocarbonetos
gerados (mg HC/g rocha)
S3-CO2 liberado
(mg CO2/g rocha)
Temperatura máxima (
oC)
Índice de hidrogênio S2/COT (mg HC/g COT)
Índice de oxigênio
S3/COT (mg CO2/g COT)
Calha Pontual (Rocha) 705 - 2,07 - 0,05 8,93 0,77 418 431,401 37,19807
Calha Pontual (Rocha) 726 - 4,51 - 0,19 23,51 0,8 428 521,28601 17,73836
Calha Pontual (Rocha) 762 - 2,85 - 0,12 10,96 0,5 424 384,56143 17,54386
Calha Pontual (Rocha) 816 - 4 - 0,51 14,23 0,72 426 355,75 18
Calha Pontual (Rocha) 834 - 3,31 - 0,39 14,68 0,48 433 443,50458 14,50151
Calha Pontual (Rocha) 924 - 1,6 - 0,28 5,83 0,5 435 364,375 31,25
Calha Pontual (Rocha) 942 - 1,48 - 0,26 5,21 0,49 436 352,02704 33,10811
Calha Pontual (Rocha) 960 - 1 - 0,18 3,04 0,32 441 304 32
Calha Pontual (Rocha) 978 - 3,37 - 0,56 17,65 0,5 442 523,73889 14,8368
Calha Pontual (Rocha) 1032 - 2,04 - 0,42 9,09 0,34 442 445,58826 16,66667
Calha Pontual (Rocha) 1050 - 3,4 - 0,48 16,49 0,46 447 485 13,52941
Calha Pontual (Rocha) 1158 - 5,25 - 1,06 30,63 0,67 444 583,42859 12,76191
Calha Pontual (Rocha) 1212 - 2,09 - 0,36 9,09 0,38 444 434,92828 18,18182
Calha Pontual (Rocha) 1266 - 6,52 - 0,21 39,64 0,56 443 607,97546 8,58896
Calha Pontual (Rocha) 1356 - 4,87 - 0,2 21,87 1,17 442 449,07599 24,02464
Calha Pontual (Rocha) 1392 - 3,44 - 0,09 18,03 0,41 445 524,12793 11,9186
Calha Pontual (Rocha) 1662 - 2,54 - 0,13 9,16 0,49 440 360,62991 19,29134
Amostra Intervalar Topo (Rocha) 1740 1749 2,43 - 0,38 5,87 0,18 441 241,56377 7,40741
Testemunho Intervalar Meio (Rocha) 1740 1749 5,2 - 0,52 24,33 0,19 446 467,88464 3,65385
Testemunho Intervalar Base (Rocha) 1740 1749 1,62 - 0,22 4,83 0,12 445 298,14813 7,40741
Calha Pontual (Rocha) 1770 - 4,89 - 0,07 18,52 0,64 450 378,73215 13,08793
Calha Pontual (Rocha) 2058 - 2,25 - 0,03 4,46 0,35 447 198,22221 15,55555
Legenda: - = dado não fornecido pela ANP Fonte: ANP (1986). [Continua...]
-
52
Tabela 06 - continuação - Dados Geoquímicos para o poço 1-CRB-01
Tipo Amostra registrada (metros)
Topo Amostra
registrada (metros)
Base Amostra
registrada (metros)
COT-Teor de carbono
orgânico total (%)
Resíduo insolúvel
(%)
S1-Hidrocarbonetos livres (mg HC/g
rocha)
S2-Hidrocarbonetos
gerados (mg HC/g rocha)
S3-CO2 liberado
(mg CO2/g rocha)
Temperatura máxima (
oC)
Índice de hidrogênio S2/COT (mg HC/g COT)
Índice de oxigênio
S3/COT (mg CO2/g COT)
Calha Pontual (Rocha) 492 - 5,92 - 0,12 28,24 0,68 418 477,02704 11,48649
Calha Pontual (Rocha) 636 - 2,14 - 0,09 8,88 0,52 421 414,95328 24,29906
Calha Pontual (Rocha) 744 - 3,27 - 0,58 17,05 0,73 424 521,40668 22,32416
Calha Pontual (Rocha) 870 - 3,04 - 0,35 14,17 0,51 436 466,11844 16,77632
Calha Pontual (Rocha) 888 - 1,16 - 0,16 2,87 0,43 437 247,4138 37,06897
Calha Pontual (Rocha) 906 - 1,93 - 0,35 7,98 0,47 440 413,4715 24,35233
Calha Pontual (Rocha) 996 - 3,88 - 0,76 22,68 0,62 443 584,53607 15,97938
Calha Pontual (Rocha) 1014 - 1,56 - 0,39 6,36 0,49 443 407,69232 31,41026
Calha Pontual (Rocha) 1068 - 2,45 - 0,43 11,23 0,35 442 458,36731 14,28571
Calha Pontual (Rocha) 1086 - 2,73 - 0,53 11,86 0,43 442 434,43222 15,75092
Calha Pontual (Rocha) 1104 - 4 - 0,66 18,93 0,59 444 473,25 14,75
Calha Pontual (Rocha) 1176 - 4,9 - 0,8 22,47 0,57 440 458,57138 11,63265
Calha Pontual (Rocha) 1194 - 3,58 - 0,53 19,68 0,33 443 549,72064 9,21788
Calha Pontual (Rocha) 1302 - 4,91 - 0,6 27,42 0,24 445 558,45215 4,88798
Calha Pontual (Rocha) 1410 - 6,56 - 0,18 41,06 0,72 443 625,91467 10,97561
Calha Pontual (Rocha) 1536 - 3,71 - 0,06 15,52 0,44 447 418,32886 11,85984
Calha Pontual (Rocha) 1644 - 3,07 - 0,14 12,51 0,44 441 407,49188 14,33225
Calha Pontual (Rocha) 1734 - 4,03 - 0,16 18,48 0,57 446 458,56076 14,14392
Legenda: - = dado não fornecido pela ANP Fonte: ANP (1986).
-
53
Figura 34 - Gráficos dos parâmetros geoquímicos do poço 1-CRB-01 (temperatura máxima, COT, S2 e índice de hidrogênio)
Elaboração: o autor.
-
54
Figura 35 - Diagrama de Van Krevelen aplicado para o poço 1-CRB-01
Elaboração: o autor.
-
55
Tabela 07 - Dados Geoquímicos para o poço 1-GMR-05
Tipo Amostra registrada (metros)
Topo Amostra
registrada (metros)
Base Amostra
registrada (metros)
COT-Teor de
carbono orgânico total (%)
Resíduo insolúvel
(%)
S1-Hidrocarbonetos livres (mg HC/g
rocha)
S2-Hidrocarbonetos gerados (mg HC/g
rocha)
S3-CO2 liberado
(mg CO2/g rocha)
Temperatura máxima (
oC)
Índice de hidrogênio S2/COT (mg HC/g COT)
Índice de oxigênio
S3/COT (mg CO2/g COT)
Calha Pontual (Rocha) 1188 - 0,95 - 0,12 1,39 0,86 437 146,3158 90,52632
Calha Pontual (Rocha) 1218 - 3,79 - 0,19 19,36 0,89 435 510,81796 23,48285
Calha Pontual (Rocha) 1224 - 10,31 - 1,97 86,98 0,74 436 843,64691 7,1775
Calha Pontual (Rocha) 1245 - 2,69 - 1,14 16,58 1,2 428 616,35687 44,60966
Calha Pontual (Rocha) 1251 - 0,3 - 0,08 0,8 0,37 430 266,66666 123,33334
Calha Pontual (Rocha) 1134 - 0,9 - 0,21 1,89 1,27 433 210,00002 141,11111
Calha Pontual (Rocha) 1212 - 1,92 - 0,15 5,15 1,09 435 268,22919 56,77084
Calha Pontual (Rocha) 1239 - 3,27 - 0,36 19,42 1,01 429 593,88379 30,88685
Calha Pontual (Rocha) 1242 - 2,04 57 0,59 8,19 1,09 431 401,47058 53,43137
Legenda: - = dado não fornecido pela ANP Fonte: ANP (1986).
-
56
Figura 36 - Gráficos dos parâmetros geoquímicos do poço 1-GMR-05 (temperatura máxima, COT, S2 e índice de hidrogênio)
Elaboração: o autor.
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57
Figura 37 - Diagrama de Van Krevelen aplicado para o poço 1-GMR-05
Elaboração: o autor.
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58
6.3.2 Construção do Banco de Dados Geológicos Na construção do banco de dados geológicos foram utilizados os poços 1-BR-01, 1-
CAC-01, 1-CRB-01 e 1-GMR-05 para os modelos de soterramento 1D. A seleção dos poços
foi semelhante ao processo no tratamento de dados geoquímicos. Nessa etapa foram
utilizadas as informações extraídas do perfil composto, fornecido pela ANP e informações da
carta estratigráfica da bacia Potiguar. Nas tabelas 09 a 12 a partir do topo e da base da
Formação foram interpretados intervalos representativos, ou seja, espessura da rocha
geradora (Formação Pendência) que de acordo com a interpretação dos gráficos
geoquímicos indicaram potencial representatividade de hidrocarboneto. Trata-se de uma
análise feita em conjunto com as informações geoquímicas e a interpretação do perfil
composto.
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59
Tabela 08 - Banco de Dados Geológico para o poço 1-BR-01
Profundidade
Deposição
Geocronologia Formação Topo (m)
Base (m)
Topo (Ma)
Base (Ma)
Proporção Litológica
Senoniano Jandaíra 0 50 79 0 70Calc_10Shl_20Sand
Albiano Açu 50 320 105 79 10Calc_45Shl_Sand
Aptiano Alagamar 330 500 113 105 10Shl_45Slt_45Sand
Barremiano Pendência 1260 1250 128 113 70Shl_30Slt
Barremiano Pendência 1368 1350 129.3 128 40Shl_60Sand
Barremiano Pendência 1494 1450 130.1 129.3 70Shl_20Slt_10Sand
Barremiano Pendência 1620 1600 131.7 130.1 70Shl_30Slt
Neocomiano Pendência 1656 1630 132.1 131.7 60Shl_40Slt
Neocomiano Pendência 1674 1650 133.4 132.8 10Shl_60Slt_30Sand
Neocomiano Pendência 1710 1700 133.9 133.4 60Shl_40Sand
Neocomiano Pendência 1746 1730 134.2 133.9 60Shl_20Slt_20Sand
Neocomiano Pendência 1764 1750 134.7 134.2 20Shl_30Slt_50Sand
Neocomiano Pendência 1800 1880 135 134.7 40Shl_10Slt_50Sand
Neocomiano Pendência 1836 1810 135.8 135 30Shl_70Sand
Neocomiano Pendência 1998 1980 136.5 135.8 20Shl_80Sand
Neocomiano Pendência 2340 2330 137 136.7 30Shl_70Slt
Neocomiano Pendência 2394 2380 137.8 137 70Shl_30Sand
Elaboração: o autor.
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60
Tabela 09 - Banco de Dados Geológico para o poço 1-CAC-01
Profundidade
Deposição
Geocronologia Formação
Topo (m)
Base (m)
Topo (Ma)
Base (Ma)
Proporção Litológica
Senoniano Jandaira 0 50 80 0 100Calc
Albiano Açú 55 316 107 80 50Shl_50Sand
Galico Alagamar 320 420 115 107 40Shl_60Sand
Galico Alagamar 450 590 117 115 30Shl_70Sand
Galico Alagamar 630 990 117.8 117 50Shl_50Sand
Galico Alagamar 1008 1030 119.3 117.8 60Slh_40Sand
Barremiano Pendência 1044 1050 120.3 119.3 100Shl
Barremiano Pendência 1062 1075 121.4 120.3 100Shl
Barremiano Pendência 1080 1090 122 121.4 100Shl
Barremiano Pendência 1098 1120 122.8 122 30Shl_70Sand
Barremiano Pendência 1134 1170 124.2 122.8 80Shl_20Sand
Barremiano Pendência 1188 1220 125.5 124.2 70Shl_30Sand
Barremiano Pendência 1224 1235 125.7 125.5 80Shl_20Sand
Barremiano Pendência 1242 1255 126.1 125.7 40Shl_60Sand
Barremiano Pendência 1260 1310 126.8 126.1 80Shl_20Sand
Barremiano Pendência 1314 1550 127.7 126.8 60Slh_40Sand
Barremiano Pendência 1584 1600 128 127.7 30Shl_20Slt_50Sand
Barremiano Pendência 1602 1615 128.4 128 10Shl_90Sand
Barremiano Pendência 1620 1665 128.6 128.4 80Shl_20Sand
Barremiano Pendência 1674 1750 129.8 128.6 70Shl_20Sand_10Slt
Barremiano Pendência 1764 1775 130.3 129.8 80Shl_20Sand
Barremiano Pendência 1782 1850 131.3 130.3 50Shl_50Sand
Barremiano Pendência 1854 1865 131.8 131.3 60Slh_40Sand
Elaboração: o autor.
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61
Tabela 10 - Banco de Dados Geológico para o poço 1-CBR-01
Profundidade
Deposição
Geocronologia Formação
Topo (m)
Base (m)
Topo (Ma)
Base (Ma)
Proporção Litológica
Senoniano Jandaíra 0 50 92 0 80Calc_20Sand
Albiano Açú 55 300 100 92 40Shl_60Sand
Aptiano Alagamar 310 435 111 100 40Shl_60Sand
Barremiano Pendência 440 490 125.1 111 10Shl_90Sand
Barremiano Pendência 492 620 125.6 125.1 10Shl_90Sand
Barremiano Pendência 636 735 125.9 125.6 20Shl_80Sand
Barremiano Pendência 744 860 126.3 125.9 30Shl_70Sand
Barremiano Pendência 870 880 126.8 126.3 90Shl_10Sand
Barremiano Pendência 888 900 127 126.8 50Shl_50Sand
Barremiano Pendência 906 939 127.3 127 20Shl_80Sand
Barremiano Pendência 942 955 127.8 127.3 80Shl_20Sand
Barremiano Pendência 960 973 128.1 127.8 50Shl_50Sand
Barremiano Pendência 978 990 128.4 128.1 50Shl_50Sand
Barremiano Pendência 996 1010 128.6 128.4 60Shl_40Sand
Barremiano Pendência 1014 1030 129.2 128.6 40Shl_60Sand
Barremiano Pendência 1032 1045 129.4 129.2 70Shl_30Sand
Barremiano Pendência 1050 1060 129.7 129.4 10Shl_90Sand
Barremiano Pendência 1068 1080 130 129.7 30Shl_70Sand
Barremiano Pendência 1086 1100 130.4 130 20Shl_80Sand
Barremiano Pendência 1104 1150 130.7 130.4 10Shl_90Sand
Barremiano Pendência 1158 1170 130.9 130.7 60Shl_40Sand
Elaboração: o autor.
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62
Tabela 10 - Banco de Dados Geológico para o poço 1-CBR-01 (continuação)
Profundidade
Deposição
Geocronologia Formação
Topo (m)
Base (m)
Topo (Ma)
Base (Ma)
Proporção Litológica
Barremiano Pendência 1176 1190 131.1 130.9 40Shl_60Sand
Barremiano Pendência 1194 1210 131.3 131.1 60Shl_40Sand
Barremiano Pendência 1212 1260 131.5 131.3 30Shl_70Sand
Barremiano Pendência 1266 1300 131.8 131.5 60Shl_20Slt_20Sand
Barremiano Pendência 1302 1350 132.1 131.8 60Shl_10Slt_30Sand
Barremiano Pendência 1356 1390 132.4 132.1 20Shl_80Sand
Barremiano Pendência 1392 1400 132.8 132.4 50Shl_50Sand
Neocomiano Pendência 1410 1535 133 132.8 20Shl_10Slt_70Sand
Neocomiano Pendência 1536 1640 133.4 133 20Shl_80Sand
Neocomiano Pendência 1644 1660 133.7 133.4 30Shl_70Sand
Neocomiano Pendência 1662 1730 134.2 133.7 50Shl_50Sand
Neocomiano Pendência 1734 1765 134.5 134.2 50Shl_50Sand
Neocomiano Pendência 1770 2050 135.4 134.5 30Shl_70Sand
Neocomiano Pendência 2058 2070 135.8 135.4 10Shl_90Sand
Neocomiano Pendência 2075
136 Elaboração: o autor.
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63
Tabela 11 - Banco de Dados Geológico para o poço 1-GMR-05
Profundidade Deposição
Geocronologia Formação Topo (m)
Base (m)
Topo (Ma)
Base (Ma)
Proporção Litológica
Timbaú/Guamaré 0 10 5 0 100Sand
Senoniano Jandaíra 15 210 15 5 10Shl_30Sand_20Calca_40Calc
Albiano Açú 215 660 80 15 10Shl_10Sand_20Calca_60Calc
Aptiano Alagamar 700 1165 100 80 10Shl_60Sand_10Calc_20Calca
Aptiano Alagamar 1134 1175 110 100 40Shl_40Sand_20Calca
Aptiano Alagamar 1188 1210 115 110 50Shl_40Sand_10Calca
Aptiano Alagamar 1212 1215 115.3 115 100Shl
Aptiano Alagamar 1218 1230 115.8 115.3 40Shl_40Calca_20Calc
Aptiano Alagamar 1224 1235 116.4 115.8 40Shl_40Calca_20Calc
Aptiano Alagamar 1239 1240 117.2 116.4 40Shl_40Calca_20Calc
Aptiano Alagamar 1242 1243 118.9 117.2 40Shl_40Calca_20Calc
Aptiano Alagamar 1245 1250 119.2 118.9 100Calca
1251
Elaboração: o autor.
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64
6.4 RESULTADOS E DISCUSSÃO
A modelagem geoquímica de rochas geradoras é uma ferramenta bastante utilizada
na avaliação de uma bacia sedimentar em escala regional durante o processo de
modelagem estão inseridas informações dos elementos geológico na exploração (armadilha,
trapa, selo, etc) associados com informações do tempo de hidrocarboneto, geração,
migração etc. As interpretações associadas aos dados geoquímicos (COT, pirólise e
petrografia orgânica) permitem a descrição da matéria orgânica e identificação da rocha
geradora da Formação Pendência. Na modelagem de fluxo térmico para a rocha geradora o
propósito é compreender os processo de maturação do petróleo em um sistema petrolífero
da área através dos modelos 1D ou 2D. Os modelos 2D geram resultados de uma possível
distribuição do hidrocarboneto com a a utilização de software específicos permitem a
geração, simulação e exibição de modelos geoquímicos.
6.4.1 Modelos de Soterramento 1D
No processo da modelagem da bacia Potiguar foram selecionados 04 (quatro) poços
– 1-BR-1, 1-CAC-1, 1-CRB-1 e 1-GMR-5, conforme o aporte dos dados geológicos, onde
foram utilizados os perfis compostos e a carta estratigráfica da bacia Potiguar para a
interpretação dos eventos geológicos e composição da tabela de dados. Essas informações
compuseram o banco de dados utilizado na biblioteca litológica criada no software Petromod
da Schlumberger, onde foram simulados modelos em 1D da história de soterramento da
bacia, visando representar o processo deposicional ocorrido ao longo do tempo, em escala
regional.
A carta estratigráfica utilizada para representar os eventos geocronológicos e
geológicos foi de Pessoa Neto et al. (2003), e os dados referentes a erosão, litologia,
estimativa da proporção litológica foram extraídas da literatura relacionada com a
modelagem de sistemas petrolíferos da bacia Potiguar. Os dados do perfil composto foram
fornecidos pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustível – ANP.
O valor da paleobatimetria e erosão foram utilizados conforme trabalhos publicados
na área de modelagem de sistemas petrolíferos e que se encontram na bibliografia desta
Dissertação. A Figura 38 representa a modelagem de soterramento 1D para os poços 1-BR-
01 e 1-CAC-01, onde pode-se observar a sequência das Formações, do topo para base,
são: Jandaíra, Açú, Alagamar e Pendência (de idade do Barremiano e Neocomiano).
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65
Figura 38 - Modelos de soterramento 1D dos poços 1-BR-01 e 1-CAC-1
Elaboração: o autor.
Na Figura 39 a modelagem de soterramento 1D do poço 1-CRB-01 destaca-se
Formação Pendência, de idade, respectivamente, Barremiano, e Neocomiano e Barremiano.
No poço 1-GMR-05 ocorre a sequência das Formações Timbáu, Jandaíra, Açú e Alagamar,
com o predomínio das rochas carbonáticas. Dessa maneira, através do modelo de
soterramento 1D nota-se a complexidade da bacia Potiguar, principalmente para o poço 1-
GMR-05, onde a Formação Alagamar apresenta uma grande ocorrência e distribuição na
escala de bacia.
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66
Figura 39 - Modelos de soterramento 1D dos poços 1-CBR-01 e 1-GMR-5
Elaboração: o autor.
A Figura 40 representa o gráfico de subsidência dos poços 1-BR-01 e 1-CAC-1,
correspondente ao evento tectônico relacionado à fase de estiramento crustal da bacia
Potiguar. Ao ser fornecido calor ao longo do tempo e o efeito de carga configuram processos
que influenciam na maturação da rocha geradora. A curva de subsidência total, em verde,
representa o efeito carga, ou seja, a ação do peso das camadas associado as forças
tectônicas, calculada a partir da calibração feita com base no banco de dados geológico. A
curva de subsidência tectônica, em vermelho, é uma estimativa feita sem considerar o efeito
de carga, onde é analisada a abertura tectônica ao longo do tempo geológico. A curva de
subsidência (pontilhada) é calculada através dos parâmetros β/δ, estiramento crustal e
propagação térmica, inseridos no Petromod e estimados com base nas curvas anteriores,
são uma média atribuída aos valores das curvas anteriores.
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Figura 40 - Gráfico de subsidência dos poços 1-BR-01 e 1-CAC-1
Elaboração: o autor.
A Figura 41 apresenta o gráfico de subsidência dos poços 1-CRB-01 e 1-GMR-05 a
curva modelada é decorrente da interpolação dos dados geológicos a partir da construção
do banco de dados geológico com base no perfil composto para todas as Formações.
Figura 41 - Gráfico de subsidência dos poços 1-CRB-01 e 1-GMR-05
Elaboração: o autor.
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68
6.4.2 Modelos de Fluxo Térmic