em pacotes com até 250 m de espessura, lateralmente confinados pela intensa estruturação da área, que define uma série de blocos com contatos óleo-água individualizados. Trata-se de reTrata-servatórios de boa porosidade (27% a 30%) e elevada permeabilidade.
Campo de Marlim
O Campo de Marlim foi descoberto em 1985 pelo pioneiro 1-RJS-219A, perfurado em lâmina d’água de 835 m (Fig. X.30). Esse poço testou uma anomalia de amplitude sísmica que se revelaria como um leque arenoso de mar baixo de idade oligocênica, com cerca de 150 km2 de área e espessura de 73 m, saturado por óleo de 19o API e situado entre as cotas batimétricas de 500 e 1.100 m. A trapa é eminentemente estratigráfica no sentido oeste, norte e sul, dada pelo pinch
out dos reservatórios contra os folhelhos que envolvem o
depó-sito arenoso; para leste, a acumulação termina contra uma falha normal lístrica, interpretada como sendo o duto pelo qual o petróleo ascendeu a partir da rocha geradora, situada na Formação Lagoa Feia (Tinoco e Corá, 1991). Como Complexo de Marlim denomina-se o campo propriamente dito e as acumulações adjacentes (Marlim Leste e Marlim Sul), em similar contexto estratigráfico e estrutural, no conjunto alcançando uma área de 380 km2 e encerrando volume de óleo in place da ordem de 14 bilhões de barris (Tigre et al. 1990), e é a maior acumulação petrolífera já encontrada em território brasileiro.
O reservatório Marlim consiste em uma série de lobos submarinos coalescentes, não-confinados, resultando em vasto corpo arenoso maciço e relativamente homogêneo, de granulometria média a fina e porosidade da ordem de 25%, com espessura média de 47 m, praticamente inconsolidados. O reservatório do Campo de Marlim abriga petróleo de densidade entre 17o e 21o API, biodegradado. Nas porções oeste e noroeste do campo, aparecem depósitos de geometria alongada que registram as fácies arenosas ligadas a canais alimentadores dos lobos distais.
As fácies que constituem o reservatório de Marlim são: arenito fino a médio, maciço; interlaminados síltico-arenoso-argiloso, bioturbado; e arenitos muito finos com ripples, interpretados como sendo depósitos originados pela ação de correntes de contorno em águas profundas que retrabalham os espessos corpos turbidíticos (Guardado et al. 1989).
A análise composicional dos arenitos de Marlim revelou uma composição arcosiana, com cerca de 30% de feldspatos, principalmente potássicos. É baixa a taxa de alteração desses minerais quando comparados a outros reservatórios terciários da bacia, o que reduz a presença de caulinita e outros argilo-minerais que, potencialmente, prejudicam o fluxo durante a produção. A condição de alta friabilidade desses reservatórios acarreta baixa recuperação dos testemunhos coletados no campo, dificultando medições das condições petrofísicas. Ao mesmo tempo, a natureza friável da rocha favorece a produção de sólidos juntamente com o petróleo, fazendo-se necessárias
Figura X.30 – Seção sísmica de reflexão no Campo de Marlim, Bacia de Campos (mod. de Candido e Corá, 1990)
Figura X.31 – Seção geológica ilustrativa dos diversos reservatórios saturados de petróleo no Campo de Albacora, Bacia de Campos (mod. de Candido e Corá, 1990)
medidas especiais de contenção de areia nos poços produtores.
A reserva de óleo em Marlim é de 1,7 bilhão de barris (Bruhn et al. 1996); em 2002, o campo alcançou a vazão média diária da ordem de 500.000 barris, que corresponde a seu pico de produção planejado.
Campo de Albacora
Ocorrida em 1984, a descoberta do Campo de Albacora (Fig. X.31) foi a primeira entre os “super-gigantes” de água profunda da Bacia de Campos, o que abriu para a exploração vasta fronteira até então intocada. O poço pioneiro, o 1-RJS-297, foi perfurado em lâmina d’água de 293 m e constatou uma seção arenosa constituída por seis corpos turbidíticos empilhados, com idades entre o albo-cenomaniano e o mioceno, situados a profundidades entre 2.300 e 3.300 m abaixo do nível do mar. Os arenitos produtores constatados pelo pioneiro estendem-se lateralmente, para águas profundas, a distâncias variáveis para cada nível, sendo que o reservatório do Mioceno, o mais amplo, avança até a lâmina d’água de 2.000 m.
O campo ocupa uma área de 235 km2, com uma espessura acumulada das diversas zonas portadoras de óleo da ordem de 117 m. A porosidade é muito variável, sendo em média de 17% nos arenitos mais antigos e de 30% nos turbiditos do
mioceno. O maior volume de óleo da jazida encontra-se trapeado em reservatórios de idade oligocênica. Já os reservatórios do mioceno guardam vasta capa de gás.
A densidade do óleo aumenta no sentido dos reservatórios mais jovens, sendo de 30o API nos do albo-cenomaniano e de 17o API nos do mioceno (Candido e Corá, 1990). O volume de óleo in place em Albacora é da ordem de 4,5 bilhões de barris (Tigre et al. 1990).
O Campo de Albacora ocupa o ápice de um anticlinal orientado a SW–NE, estruturando a seção do cretáceo superior e do terciário. O pacote albiano é afetado também por um sistema de falhas normais N–S, algumas delas delimitando e compartimentando a acumulação para as areias dessa idade. Em sua deposição, os corpos turbidíticos de Albacora foram fortemente condicionados pela tectônica salina; com seu fluxo para leste, a saída dos evaporitos deixou inúmeras depressões no substrato, que definiram sítios preferenciais à captação dos fluxos arenosos.
de contornitos e de margas hemipelágicas também ocorrem, sendo as últimas os melhores marcos estratigráficos para correlação (Souza Cruz et al. 1986).
Para os depósitos de idade albo-cenomaniana, predominam fácies de arenito maciço com cimento calcífero; interlaminado arenito-folhelho-calcilutito; e marga bioturbada. Compreendem um complexo sistema turbidítico em que se amalgamaram doze corpos arenosos individuais (Bruhn et al. 1998). A cimentação calcífera, que aumenta de intensidade com a profundidade, propicia a formação de concreções com geometria lenticular que, associadas às intercalações de folhelho, representam barreiras de permeabilidade com impacto sobre os mecanismos de fluxo durante a fase de produção.
Campo de Garoupa
Esta foi a primeira acumulação comercial descoberta na Bacia de Campos, feito alcançado com a perfuração do poço 1-RJS-9A, em 1974. Garoupa (Fig. X.32) localiza-se a cerca de 80 km a SE do Cabo de São Tomé, em cota batimétrica de 125 m. O campo tem uma área de 16 km2 e produz petróleo com densidade entre 29o e 32o API de reservatórios carbonáticos albianos da Formação Macaé, que ocorrem a uma profundidade em torno de 3.100 m.
Os reservatórios do campo, com uma coluna de óleo de 145 m, têm porosidades de 17% a 22% (Tigre, 1988) e estão estruturados em anticlinal limitado por falhas normais lístricas a leste e a oeste; os mergulhos estruturais ao nível dos reservatórios, nos flancos da feição dômica, são da ordem de 3o a 7o. A componente estratigráfica da acumulação é dada pelo acunhamento das fácies porosas de calcarenitos e calcirruditos de alta energia, que gradam lateralmente a calcilutitos (Baumgarten, 1989). As rochas de granulometria mais grossa desenvolveram-se em função da evolução de um alto halocinético local durante o basculamento regional pós-Aptiano da bacia para leste.
Na zona produtora de Garoupa, quatro fácies principais são reconhecidas: grainstone poroso, grainstone cimentado,
wackestone/packstone e grainstone bioturbado, cimentado
(Guimarães et al. 1998). Reservatórios efetivos localizam-se na primeira delas, sendo que as demais representam rochas submetidas a fenômenos de cimentação freática e de bioturbação durante episódios de exposição subaérea.
O espaço poroso dos carbonatos Macaé exibe elementos de macroporosidade e microporosidade; a primeira é basicamente intergranular, mas também móldica e vugular por dissolução. Microporosidade é observada na matriz, nos grãos e no cimento, sendo predominante na zona de transição.
Figura X.32 – Seção geológica esquemática ilustrando a configuração estrutural-estratigráfica do Campo de Garoupa, Bacia de Campos
Figura X.33 – Seção geológica regional na porção sul da Bacia de Campos, mostrando o contexto estrutural e estratigráfico do Campo de Badejo (mod. de Tigre, 1988)
O reservatório em Garoupa inclui espessa zona de transição óleo-água, correspondente a um terço da coluna total de hidrocarbonetos do campo. O contato óleo-água encontra-se ligeiramente inclinado para nordeste, como conseqüência da interação entre fenômenos diagenéticos e a migração do petróleo de leste para oeste dentro do campo.
As reservas de óleo e de gás associado no reservatório Macaé de Garoupa são de 58 milhões de barris e 1,6 bilhão de m3 (Baumgarten et al. 1982).
Campo de Badejo
Descoberto em 1975 pelo pioneiro 1-RJS-13, o Campo de Badejo (Fig. X.33) situa-se na culminância estrutural de um proeminente horst ao nível do embasamento, o Alto de Badejo, que se desenvolve em uma direção SW–NE a cerca de 70 km da costa, em área de lâmina d’água próxima aos 100 m. Esta jazida caracteriza-se pela produção de petróleo de 27o API a partir de coquinas da Formação Lagoa Feia e de 33o API em basaltos fraturados da Formação Cabiúnas. Os volumes de óleo in situ em cada um desses horizontes estratigráficos são de, respectivamente, 76 e 35 milhões de barris (Baumgarten
et al. 1986).
As coquinas exibem um padrão de porosidade bastante heterogêneo, com valores da ordem de 10% a 15%; a porosidade é basicamente móldica e vugular, por dissolução
secundária das carapaças. Recristalização por fenômenos diagenéticos produziu cimentação por calcita e sílica, comprometendo as qualidades permo-porosas dessas rochas. As coquinas ocorrem em vários horizontes, com espessuras de até 150 m, intercaladas a arenitos líticos e folhelhos. Elas são constituídas basicamente por carapaças de pelecípodes, bastante retrabalhadas, com matriz terrígena. Aparecem níveis de oóides talco-estivensíticos, margas com leitos de ostracodes e arenitos bioturbados.
O basalto, reservatório não-convencional produtor em Badejo por meio de fraturas, é de características tholeiíticas e exibe abundantes vesículas preenchidas por zeolitas, local-mente tendo textura brechóide. A remoção das zeolitas por dissolução secundária, favorecida pela presença das fraturas, gerou porosidade vugular adicional a essa seção. As fraturas são localmente preenchidas por calcita; o maior óbice no que concerne à produção a partir destas rochas é o caráter descon-tínuo das redes de fraturas, cuja ocorrência é de difícil predição. A idade radiométrica dos basaltos Cabiúnas, obtida por meio do método K-Ar, está na faixa 120–130 Ma (Pimentel e Gomes, 1982). Estudos dessa unidade identificaram ciclos que incluem um pacote basal de lava diferenciada durante sua consolidação; uma seção brechóide, indicativa de atividade piroclástica ou fragmentação da lava sotoposta; um pacote tufáceo muito alterado; e, culminando cada ciclo, aparecem arenitos argilosos inter-traps.
Figura X.34 – Mapa da Bacia de Santos, com os campos de petróleo já descobertos
Bacia de Santos
A Bacia de Santos (Fig. X.34) tem orientação geral SW–NE e geometria côncava, abrangendo cerca de 200.000 km2 do sudeste brasileiro. A norte é limitada pelo Arco de Cabo Frio e a sul pela Plataforma de Florianópolis, ambas sendo feições que se posicionam na terminação de lineamentos oceânicos expressivos (Cainelli e Mohriak, 1998). No sentido oeste, a Bacia de Santos é limitada pela Serra do Mar, uma feição fisiográfica que confina a bacia marginal ao domínio oceânico. A espessura total máxima do pacote neocomiano a recente que a preenche é estimada em cerca de 11.000 m.
Os primeiros levantamentos geofísicos na bacia datam de 1968 e em 1970 foi perfurado o primeiro poço. Até hoje foram descobertos 6 campos na Bacia, dos quais cinco em reservatórios carbonáticos albianos e um em rochas siliciclásticas do neocretáceo.
Sistema Petrolífero Itajaí Açu–Guarujá
As rochas pelíticas (folhelhos calcíferos e margas) da Formação Itajaí Açu, de idade cenomaniana-turoniana, são os geradores
do petróleo para esse sistema petrolífero (Fig. X.35). Tais rochas contêm querogênio do tipo II e teor de carbono orgânico de até 5%, ocorrendo com espessura máxima de 150 m. A migração foi por superfícies de discordância. Os reservatórios são calcarenitos porosos albianos da Formação Guarujá, estruturados em amplos anticlinais associados à halocinese. Exemplificam essa condição os campos de Caravela, Estrela do Mar, Tubarão e Coral, na porção sul da bacia.
Esse sistema gerador também alimentou rochas siliciclásticas neocretácicas; tal é o caso no Campo de Merluza, onde turbiditos santonianos e arenitos maastrichtianos de plataforma foram saturados por gás, tendo a migração a partir das rochas geradoras ocorrido por falhas lístricas.
Campo de Caravela
Figura X.35 – Carta estratigráfica da Bacia de Santos, com indicação dos elementos do sistema petrolífero atuante na área (mod. de Milani e Thomaz Filho, 2000)
Figure X.35 – Stratigraphic map of Santos Basin indicating the elements of oil system acting on the area (mod. from Milani and Thomaz Filho, 2000)
do campo. O óleo, com densidades entre 38o e 45o API, satura
grainstones oolíticos e oncolíticos situados a 4.900 m, as
maiores profundidades de que se obtém produção petrolífera hoje em dia no Brasil. Ao tempo da descoberta, a reserva de óleo e condensado no Campo de Caravela foi estimada em 109 milhões de barris, e a de gás natural em 2,5 bilhões de m3 (Moraes et al. 1994).
O gás associado a essa jazida inclui 38 ppm de H2S, impondo a aplicação de normas ligadas à segurança operacional, pois existe potencial para severa corrosão de equipamentos e eventuais vazamentos associados, com os conseqüentes riscos à vida humana no ambiente de trabalho.
Os reservatórios eo-mesoalbianos em Caravela, correspondentes à Formação Guarujá Inferior, caracterizam-se por importante compartimentalização vertical (Fig. X.36), associada a uma boa continuidade lateral, o que condiciona complexos arranjos de fluidos que influem notavelmente nos mecanismos de fluxo e, conseqüentemente, no gerenciamento da produção. As rochas-reservatório são calcarenitos oolíticos de barras de plataforma intercalados a calcarenitos peloidais depositados em ambiente de menor energia. As porosidades chegam a 24%, e as permeabilidades são da ordem de até alguns Darcies, valores anômalos para a grande profundidade em questão.
Campo de Merluza
Descoberto pelo pioneiro 1-SPS-11, em 1979, o Campo de Merluza (Fig. X.37) materializa a singular história de sucesso da campanha exploratória executada por companhias contratantes com cláusula de risco, condição vigente no País entre o final dos anos 70 e meados dos 80. O contrato em questão foi operado pelo consórcio Pecten–Marathon–Shell; a descoberta deu-se a 140 km da costa do Estado de São Paulo, em área com lâmina d’água entre 120 e 140 m. A estrutura perfurada tem forma dômica alongada a N–S, área de 29 km2 e relevo de 160 m, tendo gênese relacionada à intensa halocinese que caracterizou a evolução da Bacia de Santos. As reservas de Merluza somam 7 bilhões de m3 de gás e cerca de 10 milhões de barris de condensado (Jinno e Lamas, 1990). A acumulação ocorre em dois níveis estratigráficos distintos: em arenitos de plataforma marinha rasa da porção basal da Formação Juréia, de idade maastrichtiana, e em arenitos turbidíticos santonianos da Formação Itajaí Açu – Membro Ilhabela (Rodrigues et al. 1991).
Os arenitos turbidíticos de Merluza são maciços, com gradação normal e exibem espessas franjas diagenéticas de clorita; são caracterizados por porosidade dominantemente intergranular primária, da ordem de 20%. Já os arenitos Juréia, posicionados acima dos turbiditos e deles separados por uma seção pelítica com cerca de 200 m de espessura, representam depósitos de ilha de barreira e exibem cimentação quartzo-feldspática, que resulta em porosidades entre 13% e 15%. A presença de um aqüífero ativo ao longo do flanco oeste da estrutura contribui para o mecanismo de produção do campo.
Bacia do Paraná
Figura X.36 – Seção geológica de detalhe do Campo de Caravela, Bacia de Santos, ilustrando a distribuição de fácies reservatório nos carbonatos albianos da Formação Guarujá
Figura X.37 – Seção de correlação estratigráfica baseada em poços no Campo de Merluza, Bacia de Santos, mostrando a distribuição de arenitos saturados de gás (mod. de Jinno e Lamas, 1990)
Figure X.36 – Geological section of detail of Caravela Field, Santos Basin, illustrating the distribution of facies reservoirs in the Albian carbonates of the Guarujá formation
Figura X.38 – Mapa ilustrativo da faixa de ocorrência da Formação Irati em superfície, no flanco leste–sul da Bacia do Paraná
Figure X.38 – Map illustrating the occurring strip of Irati Formation on surface, at southeastern portion of Paraná Basin
Figura X.39 – Carta estratigráfica da Bacia do Paraná (mod. de Milani e Thomaz Filho, 2000), com referência ao posicionamento do folhelho betuminoso da Formação Irati
Figure X.39 – Stratigraphic map of Paraná Basin (mod. From Milani and Thomaz Filho, 2000), with reference to the positioning of bituminous shale of Irati Formation
cobertos pelas lavas mesozóicas da Formação Serra Geral. As rochas sedimentares que a preenchem aparecem ao longo de um cinturão de afloramentos com mais de 5.500 km de extensão, moldado pelos processos erosivos meso-cenozóicos do continente. O registro sedimentar-magmático desta ampla bacia alcança cerca de 7.000 m de espessura máxima.
A origem e o desenvolvimento da Bacia do Paraná no interior continental do Gondwana, a partir do neo-ordoviciano, teve estreito relacionamento com a evolução dos Gondwanides, importante cinturão de deformação compressiva ativo durante todo o fanerozóico ao longo da margem sudoeste do continente (Milani e Ramos, 1998). As orogenias lá ocorridas parecem ter propagado esforços compressivos seletivamente ao interior do continente, e com isso contribuído na criação de espaço deposicional na Bacia do Paraná (Milani, 1997), bem como na história de deformação da bacia, por meio da reativação de zonas de fraqueza preexistentes do substrato pré-cambriano. Seis superseqüências são identificadas na Bacia do Paraná (Milani, 1997): Rio Ivaí, Paraná, Gondwana I, II, III e Bauru. As três primeiras correspondem a grandes ciclos transgressivo-regressivos paleozóicos, enquanto as demais constituem-se de rochas sedimentares de natureza continental e ígneas associadas.
Permiano da Bacia Paraná (Fig. X.36), que ocorre nos estados de São Paulo, Paraná, Santa Catarina, Rio Grande do Sul, Mato Grosso do Sul e Goiás. A PETROBRAS concentrou suas operações na jazida de São Mateus do Sul, onde o minério é encontrado em duas camadas: a superior, com 6,4 metros de espessura e teor de óleo de 6,4%, e a inferior, com 3,2 metros de espessura e teor de óleo de 9,1% (Fig. X.40).
Em 1972, entrou em operação a Usina Protótipo do Irati, comprovando operacionalmente a viabilidade técnica do processo Petrosix. A consolidação dessa tecnologia se completaria em dezembro de 1991, quando entrou em operação o módulo industrial da usina paranaense. Hoje, a Superinten-dência de Industrialização do Xisto minera e processa diari-amente 7.800 toneladas de rocha cujo tratamento recupera 3.870 barris de óleo, 120 toneladas de gás combustível, 45 toneladas de gás liquefeito e 75 toneladas de enxofre.
A principal característica da tecnologia desenvolvida pela PETROBRAS é a simplicidade operacional. Depois de minerado a céu aberto, o folhelho betuminoso vai para um britador, que o reduz a fragmentos com tamanhos entre 6 e 70 mm. Esse material britado é então levado a uma retorta, onde é submetido a um processo de pirólise a 500 graus centígrados, sendo então a matéria orgânica – ou querogênio – convertida em óleo e gás. Terminado o processo de extração do óleo e gás da rocha, o “xisto retortado” é devolvido à área minerada, que é então recuperada sob o ponto de vista ambiental. Segundo as premissas operacionais do processo Petrosix, de cada quilômetro quadrado da Formação Irati podem ser obtidos 7,3 milhões de barris de petróleo (Padula, 1968).
folhelhos para a extração de petróleo e gás, como descrito a seguir.
Industrialização do Folhelho Betuminoso Irati:
tecnologia não-convencional para produção
de petróleo
No Brasil, o interesse pela potencialidade de utilização do folhelho betuminoso, ou “xisto”, como fonte alternativa para produção de petróleo, é antigo. A primeira extração de petróleo a partir de folhelho organicamente rico aconteceu em 1884, na Bahia. Em 1935, em São Mateus do Sul – PR, uma usina rudimentar chegou a produzir em torno de 300 litros de óleo por dia a partir do folhelho da Formação Irati.
Em 1949, o Governo Federal decide investigar cienti-ficamente as potencialidades do xisto e a viabilidade econômica de sua industrialização. Um ano mais tarde, é criada a Comissão de Industrialização do Xisto Betuminoso, para estudar a construção de uma usina na cidade de Tremembé, Bacia de Taubaté, São Paulo, com capacidade para produzir 10 mil barris diários. Com a criação da PETROBRAS em 1953, o acervo desta Comissão é por ela incorporado e, em 1957-58, foi desenvolvido um novo processo de tratamento do folhelho betuminoso, o Petrosix, reconhecido mundialmente como o mais avançado no aproveitamento industrial de folhelhos betuminosos.
A maior parte do folhelho betuminoso existente em território nacional, com as características mais adequadas ao aproveitamento industrial, está incluída na Formação Irati,
Figura X.40 – Detalhe estratigráfico do Grupo Passa Dois na área da Superintendência de Industrialização do Xisto, em São Mateus do Sul – PR, com destaque para as camadas de folhelho betuminoso da Formação Irati
Referências Bibliográficas
Alves, J.B., Candido, A., Santos, D.R. 1998. Cação – Bacia do Espírito Santo. In: PETROBRAS, Seminário de Reservas e Reservatórios, 2, Rio de Janeiro. Anais, 1 CD-ROM.
Andrade, G. 1988. Campo de Dom João: Breve histórico e evolução dos conhecimentos geológicos nas décadas de 60/70. In: PETROBRAS, Encontro Técnico sobre o Campo de Dom João, Salvador, Anais. 1-9.
ANP – AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO. 2001. Anuário estatístico brasileiro do petróleo e do gás natural. 135 p.
Bagnoli, E. 1988. O arenito Mossoró, Campo de Canto do Amaro, Cretáceo Superior da Bacia Potiguar, Brasil: um exemplo de um reservatório de tidal inlet channel. In: PETROBRAS, Seminário de geologia de desenvolvimento e reservatório, 3, Salvador, Anais, 100-117.
Barroso, A.S., Mihaguti, M.K., Castro, D.D., Stank, C.V. 2000. Roncador Giant oil field: Deep-water exploration and production of an heterogeneous Maastrichtian turbidite reservoir from Campos Basin, Brazil. In: AAPG Annual Convention, New Orleans. Extended Abstracts. 1 CD-ROM.
Baumgarten, C.S. 1989. Projeto Garoupa: atualização de alguns aspectos da interpretação geológica. Boletim de Geociências, PETROBRAS, 3(1/2): 59-65.
Baumgarten, C.S., Dultra, A.J.C., Scuta, M.S., Figueiredo, M.V.L., Sequeira, M.F.P.B. 1986. Evolução geológica de desenvolvimento das coquinas da Formação Lagoa Feia, Bacia de Campos. In: PETROBRAS, Seminário de Geologia de Desenvolvimento e Reservatório, 2, Rio de Janeiro, Anais, 13-27.
Baumgarten, C.S., Tibana, P., Brisola, N., Bornemann, F.E., Arso, L.R., Beer, R. 1982. Projeto Garoupa. Rio de Janeiro: PETROBRAS/Depex-Cenpes-Depro, p.142.
Bertani, R.T., Costa, I.G., Matos, R.M.D. 1990. Evolução tectono-sedimentar, estilo estrutural e hábitat do petróleo na Bacia Potiguar. In: Gabaglia, G.P.R., Milani, E.J. (Coords.) Origem e evolução de bacias sedimentares. Rio de Janeiro: PETROBRAS, 291-310. Borba, C. 1998. Caracterização de falhas aplicada ao gerenciamento
de reservatórios no Campo de Pilar (AL). In: PETROBRAS, Seminário de Reservas e Reservatórios, 2, Rio de Janeiro. Anais, 1 CD-ROM. Brandão, J.A.S.L., Guardado, R.L. 1998. A exploração de petróleo no
Brasil. In: Taha, M. (ed.) Searching for oil and gas in the land of giants. Buenos Aires: Schlumberger. 2-14.
Bruhn, C.H.L., Rodrigues, E.B., Barros, A.P., Backheuser, Y., Freitas, L.C.S., Suarez, C.R. 1996. Estratigrafia de alta resolução, heterogeneidades de reservatório e modelagem geológica tridimensional do reservatório do Campo de Marlim, Bacia de Campos. In: PETROBRAS, Seminário de Reservas e Reservatórios, 1, Rio de Janeiro, Anais, 1-9.
Bruhn, C.H.L., Walker, R.G. 1997. Internal architecture and sedimentary evolution of coarse-grained, turbidite channel-levee complexes, Early Eocene Regencia Canyon, Espírito Santo Basin, Brazil. Sedimentology, Amsterdam, 44:17-46.
Bruhn, C.H.L., Barroso, A.S., Lopes, M.R.F., Sarzenski, D.J., Abreu, C.J., Silva, C.M.A. 1998. High-resolution stratigraphy and reservoir heterogeneities of upper Albian turbidite reservoirs of Albacora field, Campos Basin, offshore Brazil. In: AAPG Annual Convention, Salt Lake City. Extended Abstracts. 1, paper A96, 4p.
Cainelli, C., Mohriak, W.U. 1998. Brazilian Geology part II: Geology of Atlantic Eastern Brazilian basins. In: AAPG/ABGP, Rio de Janeiro, Short Course Notes.
Camoleze, Z., Silva, E.S.O., Kinzel, J.M., Corrêa, J.R.B. 1990. Estágio atual do desenvolvimento na Província do Rio Urucu, Bacia do Solimões. In: IBP, Congresso Brasileiro de Petróleo, 4, Rio de Janeiro. Anais.1-351.
Candido, A. 1991. Campo de Albacora: geometria dos reservatórios oligocênicos. In: PETROBRAS, Encontro técnico interdepartamental sobre explotação em águas profundas, 3, Rio de Janeiro. Anais.
3:57-61.
Candido, A., Corá, C.A.G. 1990.The Marlim and Albacora giant fields, Campos Basin, Offshore Brazil. In: THOMAS, M. (ed.) Giant oil and gas fields of the decade 1978-1988. Tulsa: AAPG. 125-135 (Memoir 54).
Caputo, M.V., Silva, O.B. 1990. Sedimentação e tectônica na Bacia do Solimões. In: Gabaglia, G.P.R., Milani, E.J. (Coords.) Origem e evolução de bacias sedimentares. Rio de Janeiro: PETROBRAS. 169-196.
Cosmo, C.A., Palhares Jr., A., Rangel, H.D., Wolff, B., Figueiredo, A.M.F. 1991. Lagoa Parda Field – Brazil. In: Foster, N.H., Beaumont, E.A. (eds.) Treatise atlas of oil and gas fields of the world, Stratigraphic Traps II. Tulsa, AAPG. 349-360.
De Maman, E.J., Campos, J.A., Mota, R.O. 1990. Arenitos Fava e Bebedouro – Campo de Miranga: geologia dos reservatórios e resultados do projeto de injeção de vapor. In: PETROBRAS, Seminário de geologia de desenvolvimento e reservatório, 4, Natal, Anais, 125-135.
Demercian, S., Szatmari, P., Cobbold, P.R. 1993. Style and pattern of salt diapirs due to thin-skinned gravitational gliding, Campos and Santos basins, offshore Brazil. Tectonophysics, 228:393-433. Dias, J.L., Scarton, J.C., Guardado, L.R., Esteves, F.R., Carminatti, M. 1990. Aspectos da evolução tectono-sedimentar e a ocorrência de hidrocarbonetos na Bacia de Campos. In: Gabaglia, G.P.R., Milani, E.J. (Coords.) Origem e evolução de bacias sedimentares. Rio de Janeiro: PETROBRAS. 333-360.
Eiras, J.F. 1998. Geology and petroleum system of the Solimões Basin, Brazil. In: Rio’98 AAPG, International Conference & Exhibition, Rio de Janeiro, Extended Abstracts. 446.
Falconi, C.M.O. 1990. Sedimentação e caracterização dos arenitos-reservatório da Formação Coqueiro Seco (Cretáceo Inferior), Campo de Pilar, Bacia Sergipe–Alagoas, Escola de Minas, Universidade Federal de Ouro Preto, Dissertação de Mestrado, 177.
Ferreira, J.V. 1990. Faciologia e características de reservatório das unidades PDO I e PDO IV da Formação Penedo no Campo de Pilar, Bacia de Sergipe–Alagoas. In: PETROBRAS, Seminário de geologia de desenvolvimento e reservatório, 4, Natal, Anais, 419-430. Guardado, L.R., Luchesi, C.F. 1988. Exploração de petróleo em águas
profundas na Bacia de Campos. Brasil Mineral, Rio de Janeiro,
60:130-137
Guardado, L.R., Gamboa, L.A.P., Lucchesi, C.F. 1989. The petroleum geology of the Campos Basin, Brazil: a model for a producing Atlantic type basin. In: Edwards, J.D., Santogrossi, P.A. Divergent passive margin basins. Tulsa: AAPG. 3-79 (Special Basin Series 48). Guardado, L.R., Spadini, A.R., Brandão, J.A.S.L., Mello, M.R. 2000. The petroleum system of the Campos Basin, Brazil. In: Mello, M.R., Katz, B.J. (eds.) Petroleum systems of the South Atlantic margins. Tulsa: AAPG. 317-324 (Memoir 73).
Guimarães, M.M., Zarpelon, P.R., Carneiro, S.R.R., Thedy, E.A. 1998. Modelagem geológica do Reservatório Quissamã do Campo de Garoupa. In: PETROBRAS, Seminário de Reservas e Reservatórios, 2, Rio de Janeiro, Anais, 1 CD-ROM.
Jinno, K., Lamas, V. 1990 Campo de Merluza, Bacia de Santos – São Paulo. In: PETROBRAS, Seminário de geologia de desenvolvimento e reservatório, 4, Natal, Anais, 548-560.
Katz, B.J., Mello, M.R. 2000. Petroleum systems of South Atlantic marginal basins – an overview. In: Mello, M.R., Katz, B.J. (eds.) Petroleum systems of the South Atlantic margins. Tulsa: AAPG. 1-13 (Memoir 73).
campos de Rio Urucu e Leste do Urucu. In: PETROBRAS, Seminário de Reservas e Reservatórios, 1, Rio de Janeiro. Anais. 401-408. Mello, M.R., Koutsoukos, E.A.M., Mohriak, W.U., Bacoccoli, G. 1994.
Selected petroleum systems in Brazil. In: Magoon, L.B., Dow, W.G. (eds.) The petroleum system – from souce to trap. Tulsa: AAPG. 499-512 (Memoir 60).
Milani, E.J. 1987. Aspectos da evolução tectônica das Bacias do Recôncavo e Tucano Sul, Bahia, Brasil. Ciência Técnica Petróleo, Rio de Janeiro, PETROBRAS, 18: 61 p.
Milani, E.J. 1997. Evolução tectono-estratigráfica da Bacia do Paraná e seu relacionamento com a geodinâmica fanerozóica do Gondwana sul-ocidental. Instituto de Geociências, Universidade Federal do Rio Grande do Sul, Porto Alegre. Tese de Doutoramento, 255 p. Milani, E.J., Thomaz Filho, A. 2000. Sedimentary basins of South
America. In: Cordani, U.G., Milani, E.J., Thomaz Filho, A., Campos, D.A. (eds.) Tectonic evolution of South America. Rio de Janeiro, 31st International Geological Congress. 389-449.
Milani, E.J., Ramos, V.A. 1998. Orogenias paleozóicas no domínio sul-ocidental do Gondwana e os ciclos de subsidência da Bacia do Paraná. Revista Brasileira de Geociências, 28:527-544.
Milani, E.J., Zalán, P.V. 1998. Brazilian Geology part I: The geology of paleozoic cratonic basins and mesozoic interior rifts of Brazil. In: AAPG/ABGP, Rio de Janeiro. (Short Course Notes).
Milani, E.J., Lana, M.C., Szatmari, P. 1988. Mesozoic rift basins around the NE-Brazilian microplate. In: Manspeizer, W. Triassic-Jurassic rifting. Continental breakup and the origin of the Atlantic Ocean and passive margins. Amsterdam: Elsevier. 2:833-857. (Deve-lopments in Geotectonics 22).
Moraes Jr., J.J., Brandão, J.A.S.L., Porsche, E., Guardado, L.R., Toledo, J.B., Maciel, W.B., Cruz, W.M., Figueiredo, M.V.L., Azambuja, A.R. 1994. Bacia de Santos, pólo sul: perspectivas de uma nova província produtora. In: IBP, Congresso Brasileiro de Petróleo e Conexpo Arpel ’94, 5, Rio de Janeiro, Anais. 281.
Nolla, F.R., Conceição, L.A.Z. 1988. Campo de Canto do Amaro: um exemplo de explotação exploratória (Bacia Potiguar emersa). In: PETROBRAS, Seminário de Geologia de Desenvolvimento e Reservatório, 3, Salvador, Anais. 10-21.
Novis, M. 1988. Histórico do comportamento dos reservatórios, com ênfase nos projetos de injeção e nos fatores de recuperação. In: PETROBRAS, Encontro Técnico sobre o campo de Dom João, Salvador, Anais, 10-15.
Okada, A.H. 1982. Facies, petrographic and engineering analysis of Lower Cretaceous, Upanema Reservoir, Ubarana Field, Potiguar Basin, Brazil. Univ. of Texas at Austin, USA. Dissertação de Mestrado, 192 p.
Padula, V.T. 1968. Estudos geológicos da Formação Irati, sul do Brasil. In: Boletim Técnico da PETROBRAS, Rio de Janeiro. 11(3) 407-430.
Paz, M.A.M., Souza, M.J. 1986. Campo de Miranga: um exemplo de reexplotação. In: PETROBRAS, Seminário de Geologia de Desenvolvimento e Reservatório, 2, Rio de Janeiro, Anais. 28-36. Pimentel, A.M.P., Gomes, R.M.R. 1982. As rochas ígneas básicas como reservatório do Campo de Badejo, Bacia de Campos. In: SBG, Congresso Brasileiro de Geologia, 32, Salvador, Anais, 5:2383-2391.
Piscetta, M.V.R., Michelli, J.A.S. 1988. Área do embasamento fraturado de Carmópolis: um desafio à explotação. In: PETROBRAS, Seminário de Geologia de Desenvolvimento e Reservatório, 3, Salvador, Anais, 145-156.
Poletto, C.A., Santos, A.V.Q. 1993. Campo de Canto do Amaro – seis anos de desenvolvimento. In: PETROBRAS, Seminário de Geologia de Desenvolvimento e Reservatório, 5, Rio de Janeiro, Anais, 245-256.
Preda, W.N. 1988. Campo de Ubarana, Bacia Potiguar: histórico e geologia de desenvolvimento. In: PETROBRAS, Seminário de
Geologia de Desenvolvimento e Reservatório, 3, Salvador. Anais, 1-9.
Rangel, H.D., Santos, P.R., Quintaes, C.M.S.P. 1998. Roncador Field, a new giant in Campos Basin, Brazil. In: Offshore Technology Conference, Houston 8. Proceedings, 579-587.
Rodrigues, A.M., Rodrigues, M.V.G., Ferraz, H.M. 1991. Avaliação de Merluza – uma análise crítica. In: PETROBRAS, Seminário de Avaliação de Formações, 8, Natal, Anais, 335-346.
Sarnelli, C. 1988. Campo de Miranga Profundo: histórico e peculiaridades. In: PETROBRAS, Seminário de Geologia de Desenvolvimento e Reservatório, 3, Salvador, Anais,39-53. Schwedersky Neto, G., Spizzirri, M.T.A., Gomes, F.A.F., Neves, R.P.,
Silva, L.G. 1996. Uso de sísmica e geoestatística na estimativa de propriedades de reservatório na Zona PD500 do Campo de Riacho da Forquilha (RN). In: PETROBRAS, Seminário de Reservas e Reservatórios, 1, Rio de Janeiro, Anais, 13-22.
Silva, A.W., Silva Filho, P. 1990. Injeção de vapor no Campo de Carmópolis. In: PETROBRAS, Seminário de geologia de desenvol-vimento e reservatório, 4, Natal, Anais, 92-103.
Soares, C.M. 1986. Aumento de produtividade do Calcário Trairi. In: PETROBRAS, Seminário de Geologia de Desenvolvimento e Reservatório, 2, Rio de Janeiro, Anais, 173-181.
Souto Filho, J.D., Correa, A.C.F., Santos Neto, E.V., Trindade, L.A.F. 2000. Alagamar-Açu petroleum system, onshore Potiguar Basin, Brazil: a numerical approach for secondary migration. In: Mello, M.R., Katz, B.J. (eds.) In: Petroleum systems of the South Atlantic margins. Tulsa: AAPG. 151-158 (Memoir 73).
Souza, R.A., Mato, L.F. 1988. Interpretação geológica e zoneamento realizado pelo Beicip-Franlab. In: PETROBRAS, Encontro Técnico sobre o Campo de Dom João, Salvador, Anais, 19-31.
Souza Cruz, C.A., Barrocas, S.L.S., Appi, C.J. 1986. Modelo deposicional dos reservatórios turbidíticos do Campo de Albacora, Bacia de Campos. In: PETROBRAS, Seminário de Geologia de Desenvolvimento e Reservatório, 2, Rio de Janeiro, Anais, 100-112.
Tigre, C.A. 1988. Garoupa: descoberta, delimitação e desenvolvimento. In: PETROBRAS, Seminário de Geologia de Desenvolvimento e Reservatório, 3, Salvador, Anais, 87-99.
Tigre, C.A., Corá, C.A.G., Candido, A. 1990. Campos de petróleo em águas profundas na costa brasileira – privilégio da Bacia de Campos? In: PETROBRAS, Seminário de Geologia de Desenvolvimento e Reservatório, 4, Natal, Anais, 478-489.
Tinoco, P.M.B., Corá, C.A.G. 1991. Campo de Marlim: contexto geológico e estratégia de produção. In: PETROBRAS, Seminário de Engenharia de Reservatórios, 4, Cabo Frio, Anais, 321-327. Yokota, H.K., Romeu, R.K., Monteiro, M.C., Rosseto, J.A. 2001.
Edison José Milani. Geólogo (UFRGS/ 1977), Mestre (UFOP/1985), Doutor (UFRGS/1997). Na PETROBRAS desde 1978, trabalhando inicialmente como geólogo de poço nas bacias do Recôncavo, Campos e Santos, poste-riormente, no Centro de Pesquisas da PETROBRAS, participou de uma série de projetos de estudo das bacias do Norte e Nordeste. Chefiou o grupo de exploração da Bacia do Paraná, em Curitiba e, atualmente na Sede da Empresa, gerencia um grupo de técnicos dedicados ao desenvolvimento de novas tecnologias aplicadas à Exploração.
E-mail: ejmilani@petrobras.com.br
Laury Medeiros de Araújo. Geológo (UNISINOS/1978), Doutor (UFRGS/ 2001). Na PETROBRAS, desde 1979, atuou na área de acompanhamento geológico de poços e avaliação de perfis e testes de formação na Bacia de Campos, desenvolvendo estudos pioneiros na área da hidroquímica aplicada à exploração. Exerceu atividades de interpretação exploratória na Bacia do Paraná e, atualmente, trabalha no grupo de modelagem de sistemas petrolíferos na PETROBRAS, no Rio de Janeiro.
E-mail: laury@petrobras.com.br
