Caracterização de reservatórios não convencionais Shale Gas na Formação Barreirinha Bacia do Amazonas

Os folhelhos pretos devonianos da Formação Barreirinha caracterizamse pela alta radioatividade na porção basal, grande extensão areal, espessura e profundidade de soterramento variável que vão de exposição na superfície até mais de 3000 m. Eles são as principais rochas geradoras do sistema petrolífero convencional da Bacia do Amazonas, e recentemente foram consideradas como promissores plays de gás não convencional. Folhelhos são geralmente caracterizados por uma matriz fechada, que faz com que sejam relativamente impermeáveis em relação ao fluxo de gás, a menos que ocorram fraturas, e dependendo das suas características geológicas e geoquímicas podem funcionar com um Sistema Petrolífero autossuficiente, atuando tanto como rocha fonte, quanto como reservatório de gás (reservatório Shale Gas). Assim, o gás natural termogênico ou biogênico gerado pode ser armazenado em folhelhos ricos em matéria orgânica na forma livre, adsorvida, ou em estado dissolvido. Em contraste com os sistemas petrolíferos convencionais, reservatórios Shale Gas, possuem mecanismos de aprisionamento e armazenamento únicos, sendo necessária a utilização de técnicas de avaliações específicas. No entanto, folhelhos prolíficos geralmente podem ser reconhecidos a partir de alguns parâmetros básicos: arquitetura geológica e sedimentar, propriedades geoquímicas e petrofísicas e composição mineralógica. Tendo em vista a carência de pesquisas de caráter descritivo, com cunho exploratório dos folhelhos geradores da Formação Barreirinha, esta dissertação tem como objetivo introduzir uma metodologia de identificação de intervalos de folhelho gerador com potencial para reservatório Shale Gas. Começando com uma investigação regional sobre o contexto geológico e sedimentar, seguido de uma avaliação abrangente enfocando as características geoquímicas, petrofísicas e litofácies dos folhelhos a partir da integração de parâmetros obtidos de perfis geofísicos de poço, análises geoquímicas e aplicação dos conceitos de Estratigrafia de Sequencia.

Estudo de pressão de poros a partir de dados de poços no Terciário da Bacia de Campos

O trabalho aqui apresentado teve como objetivo, avaliar o método de Eaton (1975) aplicado ao cálculo de pressão de poros das formações rochosas em subsuperfície, utilizando dados de perfis de poços no que diz respeito a porosidade, tais como, o Tempo de Transito da onda compressional, Resistividade, Densidade e Neutrão. Posteriormente foi avaliado o resultado alcançado por esta técnica e confrontado com o dado obtido pelo registro de pressão real da formação, adquirido pela ferramenta de perfilagem MDT. Distribuídos em 6 poços perfurados na porção sul da Bacia de Campos, o intervalo cronoestratigráfico estudado está compreendido no período geológico Terciário, e os registros de pressão real da formação foram adquiridos nos reservatórios turbidíticos da Formação Carapebus (Eoceno). Apesar de existir um mecanismo causador de anomalia de pressão na bacia (Desequilíbrio de Compactação Difícil migração dos fluidos ao longo do tempo geológico) devido ao forte aporte sedimentar sustentado pelo soerguimento da Serra do Mar no Eoceno, os resultados encontrados não apontaram qualquer tipo de alteração nas respostas dos perfis utilizados, onde a referência foi a assinatura do perfil sônico em um trend normal de compactação compreendido por rochas argilosas dentro do intervalo cronoestratigráfico estudado. O presente trabalho atesta que a boa calibração do trend de ompactação normal em rochas argilosas, juntamente com a similaridade entre o resultado obtido pelo cálculo da pressão de poros a partir do perfil sônico, e os valores reais registrados diretamente na formação, pela ferramenta de registro de pressões (MDT), comprovam a aplicabilidade do método de Eaton (1975) para o cálculo de geopressões a partir de um conjunto básico de perfis de poços tais como: Raios Gama, Resistividade, Velocidade Acústica, Densidade e Neutrão

Análise da evolução termomecânica da Bacia do Amazonas

Os dados geológicos e geofísicos escolhidos para o tema de estudo pertencem a Bacia do Amazonas, na região centro-norte do Brasil. A Bacia do Amazonas é uma bacia intracratônica com cerca de 500.000 km. A mesma está limitada ao norte pelo Escudo das Guianas e ao sul pelo Escudo Brasileiro. O limite oeste com a Bacia do Solimões é marcado pelo Arco de Purus, ao passo que o Arco de Gurupá constitui seu limite leste. Possui características inerentes a uma bacia intracratônica paleozóica, com uma longa história evolutiva, marcada por discordâncias expressivas e com uma cunha sedimentar relativamente rasa se comparada às bacias cretáceas brasileiras, o que levanta controvérsia a respeito da suficiência do soterramento para a eficiência de geração de hidrocarboneto. Podem ser reconhecidas nos 5000 m do preenchimento sedimentar da Bacia do Amazonas, duas seqüências de primeira ordem: uma paleozóica, intrudida por diques e soleiras de diabásio, na passagem do Triássico para o Jurássico, e uma mesozóica-cenozóica que representam um aspecto importante na evolução térmica da matéria orgânica que ocorre na primeira seqüência. Com relação à exploração de petróleo, apesar do fomento exploratório ocorrido nos últimos anos, a bacia ainda é considerada pouco explorada sendo sua maior reserva a da província de Urucu. Um dos fatores que dificultam bastante a exploração desta bacia assim como a bacia do Solimões a oeste é o acesso restrito, pois estão situadas em áreas remotas e florestadas, de difícil acesso, com muitas reservas indígenas e florestais, o que causa restrições logísticas, operacionais e legais. O efeito térmico das intrusões ígneas é considerado como o responsável pelo acréscimo de calor necessário à maturação da matéria orgânica e conseqüente geração de hidrocarbonetos. Este trabalho contribui com a reconstrução da história térmica desta bacia a partir da modelagem das variáveis termais e da história de soterramento. Para isso, foram utilizados modelos consagrados na literatura, que permitem, de forma simples, a estimativa do fluxo térmico através do embasamento e da seqüência sedimentar. Na análise da influência de intrusões ígneas na estrutura térmica da bacia, o modelo bidimensional desenvolvido pelo método de diferenças finitas se mostrou apropriado. Utilizou-se o fluxo térmico basal calculado nas condições de contorno da modelagem da influência térmica das ígneas. Como resultado obteve-se a estruturação térmica da bacia e a historia maturação de suas rochas geradoras

Geometria e Evolução Tectônica da Porção Norte do Gráben de Merluza, Bacia de Santos

O Gráben de Merluza é uma estrutura alongada com uma calha profunda, presente na Bacia de Santos, com direção aproximada NNE, que se estende por cerca de 170 km ao largo do litoral do estado de São Paulo. Este trabalho teve como objetivo caracterizar a geometria da sua porção norte, e relacionar os eventos de abertura, preenchimento sedimentar e períodos de reativação das falhas que o delimitam. Além disso, buscou-se uma correlação com outros eventos ocorridos na bacia e na porção continental adjacente. Para isso, foram reprocessadas e interpretadas onze seções sísmicas bidimensionais (2D) migradas em tempo, fornecidas pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), das quais três foram detalhadas e utilizadas para a definição dos principais aspectos geométricos e tectônicos do gráben. Nas seções sísmicas 248-0041, 248-0045 e 248-0048 foram identificadas tectonossequências, sendo uma do pré-sal, uma do pacote evaporítico e outras nove do pós-sal. A Porção Norte do Gráben de Merluza caracteriza-se por uma falha de borda principal com mergulho para W e uma falha subordinada mergulhando para E. O limite entre a Porção Norte e a Porção Central se faz pela Zona de Transferência de Merluza, também conhecido como Lineamento Capricórnio. Tal feição possui um caráter regional na bacia e é responsável por uma mudança na direção da falha principal do Gráben de Merluza, que passa a mergulhar para E, enquanto que a falha secundária mergulha para W. Devido à baixa qualidade do dado sísmico nas partes mais profundas, não é possível precisar com segurança uma idade de abertura inicial para o gráben. No entanto, verificou-se que a falha principal pode atingir profundidades superiores às observadas nas linhas sísmicas, ou seja, mais de 1500 milissegundos. Com base na presença de seção sedimentar do pré-sal na calha do gráben afetada pela tectônica do embasamento, estima-se uma idade mínima aptiana. Sobre o horst que acompanha a falha principal na porção norte do gráben desenvolvem-se espessos domos de sal originados pelo escape da sequência evaporítica da calha do gráben e das imediações a leste. Entre o Cenomaniano e o Santoniano ocorre a maior movimentação da falha principal, com um forte rejeito e um expressivo volume de sedimentos oriundos do continente (podendo atingir mais de 4000 metros), devido à erosão da Serra do Mar Cretácea. Durante o Cenozóico foram observadas reativações das falhas de borda do gráben por conta de compactação das camadas superiores e por tectônica salífera. Além disso, progradações em direção ao fundo da bacia parecem indicar que a estrutura do Gráben de Merluza condicionou a Quebra da Plataforma nessa região durante o Neógeno. Tais eventos podem estar relacionados à tectônica ocorrida durante a formação do Sistema de Riftes Continentais do Sudeste Brasileiro.