Controle estrutural na acumulação e migração de hidrocarbonetos na bacia do Espírito Santo

As acumulações petrolíferas na porção terrestre da bacia estão distribuídas em quatro províncias estruturais, sendo que na região centro-norte do Espírito Santo estas províncias correspondem à plataforma de São Mateus e ao paleocânion de Fazenda Cedro.

De acordo com Novais (2005), na plataforma de São Mateus estas acumulações estão associadas às falhas com direções transversais ao principal eixo da bacia, controladas por uma tectônica compressiva. Já a região onde instalou-se o paleocânion de Fazenda Cedro é marcada pela ocorrência de falhas normais com direção N-S e NE-SW, interceptadas por falhas transversais com direção NW-SE, reativadas e que tiveram maior participação na evolução do paleocânion, controlando sua sedimentação e posterior migração de hidrocarbonetos para suas bordas.

Estruturas de orientação NW-SE, reativadas no pós-rifte em um estilo transcorrente, são responsáveis por altos (falhas transpressivas – áreas fonte) e baixos (falhas transtrativas - calhas deposicionais) estruturais que compartimentam a bacia, comportando-se como corredores de sedimentação e dutos para migração de hidrocarbonetos (Novais, 2005) – Figura 5.4. Estas afetaram tanto rochas do embasamento quanto sedimentos de idade cretácea e neógena.

Com base em dados de sísmica 3D, mapas gravimétricos, magnetométricos e de isópacas da Formação Mariricu e dados de poços, Novais (2005) interpreta que a inflexão para NW-SE das estruturas de direções N-S, NNE e NE é resultante de falhas transcorrentes NW-SE. Segundo este autor, no trabalho realizado por Vieira (1998) esta inflexão não tinha sido devidamente explicada por causa da baixa resolução sísmica da época. Vieira (1998) também não relaciona os campos de óleo na porção norte aos sistemas de falhas do arcabouço estrutural – Figura 5.5.

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Figura 5.4 - Feições interpretadas (lineamentos e paleocânion) sobre mapa gravimétrico da 1°

derivada vertical (anomalia Bouguer) dos levantamentos DEXBA-DEXES e EG 13 (Zamboni, 2007). Destaque para as estruturas transversais NW-SE, que apresentam continuidade para offshore, e para as regiões que correspondem a baixos estruturais (cores frias), onde estão concentrados os campos de produção, a exemplo da região onde situa-se o paleocânion de Fazenda Cedro.

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Segundo Novais (2005) as heterogeneidades estruturais ou deformacionais ocorrem sob a forma de bandas cataclasadas relacionadas a microfalhas e fraturas, comuns nos reservatórios Mucuri. Possuem características de zonas anteriormente abertas, muitas vezes preenchidas por óxidos de ferro, indicando que foram mais propensas à migração de fluidos quando ativas e que, posteriormente, comportaram-se como elementos comportaram-selantes. Possuem, portanto, importância fundamental quanto à circulação e trapeamento de hidrocarbonetos na Bacia do Espírito Santo, pois podem ocorrer como barreiras de permeabilidade ocasionadas pela percolação de fluidos, por fragmentos de rochas de diversas granulometrias (bandas de deformação) dadas por movimentação tectônica e por argilas plásticas, preenchendo os diversos planos das falhas.

Na Bacia do Espírito Santo, os mecanismos de fraturamento nas bandas de deformação fazem parte de um controle regional de falhas trascorrentes de direções NNW-SSE e NW-SE, que controlam a ocorrência de trapas estruturais.

A figura 5.6 apresenta alguns testemunhos da Formação Mariricu com falhas cataclasadas com indícios de percolação de água, microfalhas reversas com injeção de argila (clay smear) e percolação diferencial de óleo devido a movimentações tectônicas. Em escala de lâmina delgada, observam-se bandas de deformação com matriz silto-argilosa onde há maior movimentação do plano de falha.

Figura 5.6 - Testemunhos de rochas da Fm. Mariricu / Mb. Mucuri com falhamentos cataclasados

(1/2/3/4), indícios de percolação de fluidos (zona oxidada -1) e migração diferencial de óleo (5), injeção de argila(3) no plano de falha. A figura 1A (lâmina delgada) mostra detalhes das bandas de deformação com matriz silto-argilosa (Fonte: Novais et al., 1998 in Novais, 2005).

Segundo Zamboni (2007), é possível inferir para a área emersa da bacia uma maior influência das estruturas NW no deslocamento de grandes volumes de fluidos, exercendo um papel de rotas preferenciais de migração em escala regional, já que os lineamentos extraídos com esta orientação apresentaram comprimentos médios superiores aos das outras classes direcionais (levando-se em consideração a existência da relação linear e diretamente proporcional entre o comprimento de uma descontinuidade e seu deslocamento ou abertura). Esta orientação apresenta também uma distribuição de frequência mais heterogênea, concentrada ao longo de trends bem definidos. Particularmente, os trends denominados por Zamboni (2007) como Jaguaré e Linhares assumem grande importância na estruturação da bacia, projetando-se no sentido offshore e definindo compartimentos que delimitam as áreas de ocorrência dos atuais campos produtores – Figura 5.7.

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Figura 5.7 - Mapa de integração dos trends estruturais com os lineamentos extraídos da

interpretação gravimétrica e o mapa estrutural sísmico do topo do Albiano-Cenomaniano (modific. de Gomes et al., 1988 in Zamboni, 2007). Destaque para os trends de lineamentos de Linhares e de Jaguaré, ambos com orientação NW e grande importância na estruturação da bacia, projetando-se no sentido offshore (através de lineamentos gravimétricos) e definindo compartimentos que delimitam as áreas de ocorrência dos atuais campos produtores.

A interseção de diferentes sistemas de lineamentos pode favorecer a migração vertical de fluidos, além de influir no direcionamento de rotas de migração lateral. Zamboni (2007) destaca, desta forma, que na região a sul de São Mateus (porção norte da bacia), a migração mais efetiva ocorreria ao longo das estruturas NW, particularmente na área dos campos de Fazenda Cedro e ao longo dos lineamentos de Jaguaré e Linhares, ambos com esta orientação, tendo em vista que nesta região constatou-se a coincidência entre as interseções e os altos valores de frequência da classe NW.

Zamboni (2007) ainda discute que o aumento na permeabilidade secundária ao longo de estruturas NW-SE e NE-SW seria contemporâneo ao momento crítico atribuído ao sistema petrolífero Urucutuca-Urucutuca (?), cujos processos de geração e migração teriam se iniciado no final do Paleógeno e teriam se estendido até os dias atuais – Figura 5.8, atingindo o pico da janela de óleo e início da janela de gás durante o Neógeno (DPC & Assoc., 2000 apud Zamboni, 2007). Este autor menciona os resultados obtidos por Mello et al. (2005) através da análise de dados de estruturas neotectônicas afetando os sedimentos cenozóicos, reativadas durante a fase de transcorrência dextral E-W (Pleistoceno-Holoceno) e de distensão NW (Holoceno), respectivamente, sendo submetidas à distensão normal aos planos de falha, provocando a abertura dos mesmos. Zamboni (2007) considera que a sincronia de eventos pode em tese proporcionar condições favoráveis à migração de óleo do sistema petrolífero Urucutuca-Urucutuca (?), levando-se em conta a continuidade das estruturas associadas ao sistema NW em direção ao centro da bacia (porção offshore).

Figura 5.8 - Carta de eventos da bacia do Espírito Santo referente aos três sistemas petrolíferos

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6 METODOLOGIA