D
IREITOS DE AUTOR E CONDIÇÕES DE UTILIZAÇÃO DO TRABALHO POR TERCEIROS Este é um trabalho académico que pode ser utilizado por terceiros desde que respeitadas as regras e boas práticas internacionalmente aceites, no que concerne aos direitos de autor e direitos conexos.Assim, o presente trabalho pode ser utilizado nos termos previstos na licença abaixo indicada. Caso o utilizador necessite de permissão para poder fazer um uso do trabalho em condições não previstas no licenciamento indicado, deverá contactar o autor, através do RepositóriUM da Universidade do Minho.
Licença concedida aos utilizadores deste trabalho Atribuição
CC BY
A
GRADECIMENTOS
Dedico este espaço àqueles que, de alguma maneira, contribuíram para que este projeto fosse concretizado. Sem eles a realização deste trabalho não se teria tornado uma realidade e por isso, não posso deixar de exprimir os meus sinceros agradecimentos a cada um deles.
Ao Professor Doutor Carlos Augusto Alves Leal Gomes manifesto o meu profundo reconhecimento por assumir a orientação deste projeto com total dedicação, pelo apoio e disponibilidade demonstrada para esclarecer dúvidas e solucionar problemas que foram surgindo ao longo deste trabalho e pelo incentivo que transmitiu, bem como pelas sugestões, opiniões e críticas. Agradeço também a disponibilização de informação. O seu imprescindível contributo foi decisivo para que este trabalho fosse levado a bom termo.
À Direção Geral de Energia e Geologia, em especial ao Engenheiro José Miguel Martins, agradeço a disponibilização dos dados de relatórios necessários para a realização deste trabalho, bem como o acolhimento, a inteira disponibilidade e incitamento.
À minha amiga Virgínia, que me acompanhou nesta caminhada, resta-me agradecer-lhe a amizade e por ser uma fonte de inspiração constante ao longo deste processo.
Por último, mas não menos importante, dirijo um agradecimento muito especial ao meu pai, pelo seu amor inesgotável, pelo apoio incondicional, pelas palavras de incentivo e pelo incansável ânimo. Não me poderia esquecer nunca da paciência infinita e total ajuda na superação de obstáculos, que ao longo desta fase foram surgindo. Sozinha isto não teria sido possível, por isso Pai, OBRIGADA POR TUDO!
D
ECLARAÇÃO DE
I
NTEGRIDADE
Declaro ter atuado com integridade na elaboração do presente trabalho académico e confirmo que não recorri à prática de plágio nem a qualquer forma de utilização indevida ou falsificação de informações ou resultados em nenhuma das etapas conducente à sua elaboração. Mais declaro que conheço e que respeitei o Código de Conduta Ética da Universidade do Minho.
ESTADO DE CONHECIMENTO SOBRE AS OCORRÊNCIAS DE PETRÓLEO E GÁS NAS
BACIAS DE VIANA DO CASTELO E PORTO
R
ESUMO
Perante a lacuna relativa à divulgação do potencial petrolífero na região Norte da Margem Ocidental Ibérica e de forma geral sobre as bacias sedimentares portuguesas, propôs-se aqui analisar o estado de conhecimento das ocorrências de hidrocarbonetos nas Bacias de Viana do Castelo e Porto.
A evolução da tectónica distensiva das bacias deixou uma assinatura na margem, tendo influenciado um conjunto de geoformas estrutural e litologicamente diferenciadas e que se mostraram fundamentais para a realização do presente estudo. Porém, a escassa informação referente ao tema, bem como a impossibilidade de amostragem em condições adequadas ao tema, limitou o estudo à reanálise de uma volumosa base de dados fornecida pela Direção Geral de Energia e Geologia. Base essa que incluiu relatórios de sondagens efetuadas nos reservatórios-alvo originalmente definidos, dados geofísicos, nomeadamente perfis sísmicos, diagrafias e ainda dados geoquímicos, que sustentaram a caracterização dos potenciais sistemas petrolíferos: valores da refletância da vitrinite, o tipo de querogénio, o total de carbono orgânico, etc.
Após a integração destes dados e feita uma análise detalhada dos resultados, constatou-se que existem de facto nas bacias nortenhas, formações com bom potencial gerador de hidrocarbonetos, essencialmente no Jurássico Inferior, devido à sua natureza litológica e grau de maturação orgânica favorável.
A análise das organizações espaciais enquadradas na morfogénese observada no offshore, foi parte integrante do presente trabalho assumindo-se como um eixo essencial de inovação e originalidade. Esta abordagem explorou uma relação entre a morfogénese do sistema fluvial dos rios Minho, Lima e Cávado e as descontinuidades com expressão sísmica, que compartimentam as Bacias de Viana do Castelo e Porto.
A geologia do petróleo centra-se em três grandes processos: geração, migração e acumulação. Este trabalho pretende acima de tudo analisar o potencial produtivo das bacias, identificando as suas formações geradoras de hidrocarbonetos, e interpretar o contexto estrutural em que as bacias estão inseridas, na tentativa de perceber se as geometrias de depósitos considerados produtivos são replicáveis ao longo da Margem Ocidental Ibérica.
STATE OF KNOWLEDGE ON OIL AND GAS OCCURRENCES IN VIANA CASTELO AND
PORTO BASIN
A
BSTRACT
Given the gap regarding the disclosure of oil potential in the northern region of the Iberian Occidental Margin and more generally about the Portuguese sedimentary basins, it was proposed here to analyze the state of knowledge of hydrocarbon occurrences in the Viana do Castelo and Porto Basins. The evolution of the distensive tectonics of the basins left a signature in the margin, having influenced a set of structural and lithologically differentiated geoforms that were fundamental for the accomplishment of the present study. However, the scarce information on the subject, as well as the impossibility of sampling under conditions appropriate to the subject, limited the study to the reanalysis of a large database provided by the Directorate General for Energy and Geology. This included reports of surveys carried out in the originally defined target reservoirs, geophysical data, namely seismic profiles, diagrams and even geochemical data, which supported the characterization of potential petroleum systems: vitrinite reflectance values, kerogen type, total of organic carbon, etc.
After integrating these data and making a detailed analysis of the results, it was found that there are in fact in the northern basins, formations with good hydrocarbon generating potential, mainly in the Lower Jurassic, due to their lithological nature and degree of favorable organic maturation.
The analysis of the spatial organizations framed in the morphogenesis observed in the offshore, was an integral part of the present work assuming as an essential axis of innovation and originality. This approach explored a relationship between the morphogenesis of the fluvial system of the Minho, Lima and Cávado rivers and the seismic expression discontinuities that compartmentalize the Viana do Castelo and Porto basins.
Oil geology focuses on three major processes: generation, migration and accumulation. This work aims above all to analyze the productive potential of the basins, identifying their hydrocarbon generating formations, and to interpret the structural context in which the basins are inserted, trying to understand if the deposit geometries considered productive are replicable along Iberian Occidental Margin.
Í
NDICE
Declaração ... ii Agradecimentos ... iii Declaração de Integridade ... iv Resumo... v Abstract... vi Índice ... vii Introdução ... ix Plano da Dissertação ... xBases de Dados ... xii
TEMA I – Geologia Geral da Bacia do Porto ... 1
1. Enquadramento Tectónico da Bacia do Porto ... 3
2. Enquadramento Geológico ... 5
2.1. Litoestratigrafia da Bacia do Porto ... 7
Triássico Superior a Jurássico Médio 9 Formação Silves ... 9
Formação Dagorda ... 9
Formação Coimbra ... 9
Formação Esturjão ... 10
Jurássico Superior a Cretáceo Inferior 10 Formação Cabo Mondego ... 10
Formação Alcobaça ... 11
Formação Linguado ... 11
Formação Torres Vedras ... 11
Cretáceo Superior 12 Formação Cacém ... 12
Formação Gândara, Carapau e Dourada... 12
TEMA II – Evolução da Prospeção de Hidrocarbonetos em Portugal ... 14
1. Enquadramento Tectónico da Bacia do Porto ... 15
2. Enquadramento Tectónico da Bacia do Porto ... 19
TEMA III – Geologia dos Petróleos ... 21
1. Condições de Formação e Aprisionamento ... 21
2. Geoquímica Orgânica dos Hidrocarbonetos ... 22
2.1. Maturação Térmica ... 23
TEMA IV – Metodologia de Estudo ... 25
1. Interpretação de Dados Sísmicos ... 26
2. Interpretação de Relatórios de Sondagem ... 31
2.1. Reinterpretação do Log de Sondagem Lula-1 ... 32
2.2. Correlação Lateral entre as Sondagens Lula-1, Touro-1 e Lima-1 ... 37
3. Estudo do Potencial Geoquímico de Maturação da Bacia do Porto... 40
3.1. Refletância da Vitrinite (%Ro) ... 41
Resultados da Refletância da Vitrinite da Sondagem Lula-1 42 3.2. Tipos de Querogénio ... 43
Resultados do Tipo de Querogénio da Sondagem Lula-1 45 3.3. Carbono Orgânico Total (COT) ... 46
Resultados do Carbono Orgânico Total da Sondagem Lula-1 47 3.4. Pirólise Rock-Eval ... 48
Resultados da Pirólise Rock-Eval da Sondagem Lula-1 49 4. Síntese dos Resultados Geoquímicos ... 51
TEMA V – Sistema Petrolífero da Bacia do Porto ... 52
1. Carta de Eventos ... 54
TEMA VI – Integração e Ajuste de Modelos Conceptuais ... 55
TEMA VIII – Conclusão ... 65
I
NTRODUÇÃO
Um mundo altamente industrializado e em constante crescimento demográfico, é um mundo sedento de energia. Contudo, parece óbvio que o aumento do consumo de recursos energéticos, que resulta da globalização, seja incompatível com a capacidade de satisfazer as necessidades energéticas crescentes da humanidade. Por isso, é que o petróleo e o gás natural são ainda os protagonistas do panorama económico-energético mundial, pois são eles que oferecem a mais rápida e eficiente resposta às exigências energéticas, como a alimentação das redes de transporte que asseguram a mobilidade de pessoas e mercadorias, etc.
Muito se tem discutido sobre a volatilidade do setor energético e sobre o anunciado declínio do petróleo, com a introdução das energias renováveis e o ressurgimento da energia nuclear. No entanto, apesar das flutuações económicas mundiais que se têm assistido, as tendências de mercado e estudos recentes desmentem a baixa esperança média de vida do combustível fóssil. Além disso, mostram também que as energias alternativas ainda não estão aptas para enfrentar um exigente cenário de necessidades energéticas crescentes, que se avizinha.
Deste modo e, ainda neste século, a indústria petrolífera vai continuar a ser detentora de uma posição dominante e a constituir um sector estratégico de elevada importância. Esta permanência está intrinsecamente relacionada com a exploração dos recursos sub-económicos atuais, que devido à exponencial procura de energia, passaram forçosamente a ser considerados as reservas do futuro. E foi neste sentido que se desenvolveu a presente dissertação de Mestrado, no âmbito das Geociências e Valorização de Recursos Geológicos. Nela propôs-se fazer uma síntese sobre o conhecimento atual da produtividade em hidrocarbonetos nas principais bacias offshore situadas a norte de Portugal, mais concretamente nas Bacias Sedimentares de Viana do Castelo e Porto. Mas para investigar e compreender o estado do conhecimento sobre as ocorrências de petróleo e gás, este trabalho beneficiou da colaboração e do acesso a dados privilegiados da Direção Geral de Energia e Geologia (DGEG). O acervo de dados fornecido permitiu caminhar em direção ao principal objetivo deste trabalho. Este consistiu numa reinterpretação de relatórios de sondagem e perfis sísmicos, na tentativa de procurar afinar o modelo conceptual de funcionamento das rochas férteis em termos de produção, migração e arresto dos hidrocarbonetos, pensando sobretudo na potencialidade produtiva de outros locais próximos, com características semelhantes às encontradas ao longo país. Além disso, foi
produzido também um esboço estratigráfico e estrutural, que considera a produtividade específica de alguns níveis, onde os furos mostraram intersecções positivas.
Porém, nem tudo é um mar de rosas e, num país cujas palavras de ordem são ambiente e desenvolvimento sustentável, as emissões de CO2 parecem constituir um constrangimento à prospeção
de hidrocarbonetos no território português. E isto refletiu-se no difícil acesso à informação, bem como na pouca documentação disponível. Esta opacidade de informação torna-se incompreendida, quando deparados com a mediatização e reação excessiva de outros recursos geológicos de cariz energético, como é o caso do lítio, onde a discussão é pública, a consulta é facilitada e até cálculos de reservas estão disponíveis.
Perante este cenário, acredita-se que os riscos inerentes à exploração no offshore são os principais responsáveis por toda a desconfiança envolta deste assunto. Porém, o receio da execução não pode ser encarado como a força motriz para o cancelamento e suspensão de projetos, sobretudo numa área com um excelente histórico de desempenho e segurança ao longo do tempo. É de referir ainda, que os riscos fazem parte de qualquer indústria e a frequência de incidentes tem diminuído, substancialmente, em resposta aos avanços tecnológicos associados.
É sabido que investir na prospeção de hipotéticas reservas de petróleo, não é o El Dourado, nem a panaceia contra a pobreza energética em Portugal, mas o seu impacto não é nulo e continua a ser a melhor forma de contornar o seu esgotamento. Por isso, é importante dar a conhecer o papel da prospeção deste combustível fóssil no panorama energético global, pois permite inventariar a riqueza do próprio território e, talvez no futuro, sustentar estratégias ou iniciativas no sentido de assegurar a disponibilidade do recurso e um mercado equilibrado.
Conclui-se assim que a humanidade, direta ou indiretamente depende do petróleo, mas se por um lado este desempenha um papel fundamental na vida moderna, por outro é um elemento que divide opiniões e introduz uma grande perturbação na ordem natural das coisas. Contudo, nos dias que correm ainda é ele que satisfaz as maiores necessidades energéticas da população e impulsiona a economia mundial.
Plano da Dissertação
Com o intuito de facilitar a leitura, este trabalho foi estruturado segundo 6 temas centrais que constituem o estudo.
Nele há também referência à litoestratigrafia da bacia, onde são elencadas todas as formações geológicas presentes e suas respetivas características.
TEMA II – Evolução da Prospeção de Hidrocarbonetos
Neste é feita uma breve contextualização histórica de como foram evoluindo os métodos prospetivos, primeiramente em Portugal e depois no local de estudo.
TEMA III – Geologia dos Petróleos
No terceiro tema são introduzidas algumas noções essenciais para a compreensão do funcionamento de um sistema petrolífero, quer do ponto de vista estrutural, quer orgânico.
TEMA IV – Metodologia de estudo
Este tema contém a descrição dos materiais e dos métodos utilizados que favoreceram a caracterização da bacia sedimentar e sua produtividade petrolífera.
TEMA V – Sistema Petrolífero da Bacia do Porto
Neste são discriminadas as formações que compõem o sistema petrolífero da bacia, seguida da construção da respetiva carta de eventos.
TEMA VI – Integração e Ajuste de Modelos Conceptuais
Considera os eixos essenciais de inovação e originalidade quando relaciona o contexto estrutural da bacia com o da Margem Ocidental Ibérica. E ainda extrapolação para uma eventual evidência de novos spots potencialmente produtivos.
TEMA VII – Conclusão
Abrange uma síntese das conclusões parcelares relativas a cada tema. Referências Bibliográficas
Bases de Dados
Este estudo partiu do acesso privilegiado a uma base de dados da Direção Geral de Energia e Geologia (DGEG), relativa às ocorrências de petróleo e gás, descobertas na década de 70, com recurso a várias campanhas sísmicas e furos exploratórios. A utilização destes métodos geofísicos, na região norte do país, em particular na Bacia do Porto, foi levada a cabo por várias entidades com know-how consolidado, tais como a SHELL, TEXACO, PECTEN, NESTE, entre outras, e tal mostrou-se de extrema importância para a interpretação tectónica e geológica da bacia em causa.
A escolha da Bacia do Porto, baseou-se na sua subavaliação e proximidade com a área de residência/estudo.
O acesso à informação, embora difícil e moroso, resultou de um protocolo estabelecido entre a DGEG, que desde cedo se prontificou a ajudar, e o Lab2PT da Universidade do Minho.
Com o propósito de cumprir os objetivos nomeados e dada a ausência de afloramentos análogos no onshore da Bacia do Porto, foi importante aceder a um vasto acervo de relatórios não sujeitos a divulgação pública e que se encontram apenas na posse de algumas entidades específicas, como a DGEG. Deste modo, esta dissertação implicou um grande esforço de pesquisa bibliográfica e fundamentação teórica, inédita e assente essencialmente sobre relatórios de sondagem, que se fizeram acompanhar de perfis sísmicos, obtidos por reflexão sísmica 2D. A maioria destes relatórios, sobretudo de caráter técnico-operacional e geológico, foram elaborados por empresas petrolíferas idóneas elencadas acima. Estes relatórios providenciaram informações importantes, pois contam com as descrições processuais das sondagens, desvios e curvas de tempo. Além disso, neles estão descritas as litologias atravessadas, suas granulometrias, misturas minerais e ainda registos biostratigráficos e geoquímicos de relevância para o estudo do potencial petrolífero da Bacia do Porto. Não obstante, foi possível, sem referência explícita a esses elementos, analisar a litoestratigrafia da bacia em questão, produzir um esboço estratigráfico da produtividade de alguns níveis e esclarecer o modelo geológico presente (desde a rocha geradora até às armadilhas).
Como trabalho guia foi utilizada a monogafia publicada de Casacão (2015). No trabalho que desenvolveu sobre tectonoestratigrafia da Bacia do Porto em 2015, utilizou metodologias de pesquisa mais recentes, como a avaliação do potencial geoquímico de maturação dos hidrocarbonetos e a modelação térmica dos reservatórios. Estes métodos entretanto desenvolvidos, mostraram-se essenciais na definição dos níveis geradores de hidrocarbonetos.
A contextualização geográfica e geológica do local de estudo foi realizada através de cartas geológicas e respetivas notícias explicativas, através da ferramenta Google Earth e de uma base bibliográfica temática e mais generalista.
TEMA
I
–
G
EOLOGIA
G
ERAL DA
B
ACIA DO
P
ORTO
A Bacia Sedimentar do Porto integra o conjunto de bacias marginais do Atlântico Norte (Figura 1) e situa-se no setor NW da plataforma offshore portuguesa (Figura 2).
Esta bacia peri-atlântica desenvolveu-se na Margem Ocidental Ibérica, durante a era Meso-Cenozóica, aquando um regime de estiramento crustal associado à fragmentação da Pangeia e consequente abertura do Atlântico Norte. Este contexto geodinâmico, inerente a uma múltipla fase de rifting mesozóica, caracteriza-a assim como sendo uma bacia de tipo rifte, de margem passiva não vulcânica.
As bacias de tipo rifte (Figura 3), nomeadamente a Bacia do Porto, são profusamente condicionadas pela atividade tectónica distensiva, associada a continuados episódios de rifting intracontinentais (longe das fronteiras das placas tectónicas). Estes quando atingem o seu clímax culminam na rutura continental e posterior surgimento da litosfera oceânica. Assim, após reunidas as condições de estiramento, acompanhadas de um adelgaçamento litosférico no interior da placa, desenvolveu-se uma margem passiva pouco declivosa, cuja atividade vulcânica foi praticamente inexistente. Isto permitiu uma elevada acumulação de sedimentos, embora lenta e progressiva.
Este tipo de depressões crustais é favorável à génese de bacias petrolíferas, pois
Figura 1 – Representação das bacias
plataforma continental e falhas normais herdadas do soco cristalino. Este contexto estrutural possibilita uma abundante acumulação de sedimentos, que podem conter quantidades significativas de hidrocarbonetos potenciais.
Com uma extensão aproximada de 100 Km, largura de 50 Km (Pinheiro et al., 1996) e uma geometria alongada, segundo a direção preferencial NNW-SSE, a bacia prolonga-se para além da fronteira marítima luso-espanhola, encontrando-se limitada a Norte (N) pela Bacia Interior da Galiza. Por outro lado, a Sul (S), termina na falha de transferência de Aveiro (ENE-WSW) e a Oeste (W) esta é limitada pelo sistema de falhas NNW-SSE do talude continental. A Este (E) é delimitada pela falha Porto-Tomar, cuja orientação é NNW-SSE.
A rede de fraturas tardi-variscas acima mencionadas (NNW-SSE e ENE-WSW), foi responsável pela segmentação do norte da Margem Ocidental Portuguesa e pela estruturação da Bacia do Porto. No entanto, a sua evolução dependeu do campo de tensões pré e pós abertura da bacia.
A conjugação das falhas localizadas no NW de Portugal, contribuiu também para o intenso controlo dos sistemas deposicionais da margem. Assim sendo, no que respeita ao preenchimento sedimentar, estima-se que este possa alcançar os 8 Km de espessura de sedimentos mesozóicos (xistos e calcários), que foram, posteriormente, cobertos por uma delgada camada de sedimentos clásticos do Cenozóico (Casacão, 2015). Este preenchimento deve-se essencialmente à atividade da falha Porto-Tomar (Kullberg, 1999 in Casacão, 2015). Contudo, atualmente, a sequência sedimentar presente na bacia, apenas se encontra preservada na plataforma continental offshore.
1. Enquadramento Tectónico da Bacia do Porto
A evolução da bacia portuense dependeu essencialmente de sucessivos episódios de rifte mesozóicos, que culminaram no desprendimento dos terrenos ocidentais do Maciço Hespérico e consequente rotura continental, já no final do Cretáceo Inferior (Albiano-Aptiano). Por fim, ocorreu a formação da crosta oceânica na Planície Abissal Ibérica (Figura 4).
O primeiro episódio de rifte (denominado por Pré-Rifte: Rifte-I e Pós-Rifte-I), teve início no Triássico Superior e Jurássico Médio, e foi caracterizado pela fracturação do substrato rochoso pré-existente. Esta dinâmica distensiva propiciou a rotação de blocos e a ativação de falhas influentes na modelação da bacia, como a falha Porto-Tomar e outras falhas normais herdadas do Soco Hercínico, que configuraram um sistema de estruturas em horst e semi-graben. O soerguimento dos blocos ou, por outro lado, a subsidência dos mesmos, conjuntamente com a própria drenagem de sedimentos, consentiu o preenchimento sedimentar da bacia, ao serem gerados espaços de acomodação para os primeiros depósitos continentais – Formação de Silves. Todavia, a deposição destes não só dependeu da tectónica (subsidência, topografia, …), mas também do clima e das variações eustáticas (Casacão, 2015).
É de salientar ainda que, no Jurássico Inferior a Médio, se verificou um relaxamento tectónico em regime de quiescência térmica, o que possibilitou o desenvolvimento de depocentros evaporíticos isolados (Formação Esturjão) e a deposição de uma rampa homoclinal carbonatada de baixa energia.
De seguida, o segundo episódio (denominado por Sin-Rifte: Rifte-II-a), ocorrido durante o Jurássico Superior e o Cretáceo Inferior, ficou marcado pelo aumento da atividade tectónica, o que provocou a segmentação dos terrenos ocidentais do Maciço Hespérico. Além disso, este episódio foi igualmente responsável pela ocorrência de eventos diapíricos e pela maior subsidência tectónica, que desencadeou o aumento do rejeito de falhas e conexão das mesmas (Casacão, 2015). Nesta fase de conexão das fraturas ocorreu o prolongamento das principais estruturas NNW-SSE, que formou zonas de acomodação de tensão perpendiculares, muitas vezes associadas a rampas de ligação importantes na geração e controlo dos sistemas de drenagem e transporte de sedimentos intrabacia.
A deposição carbonatada, neste episódio tectonicamente ativo, ocorreu em ambiente sobretudo recifal.
Rifte-II-Nesta fase, a subsidência tectónica tinha aumentado progressivamente, tendo provocado uma maior rotação de blocos e desencadeado movimentos halocinéticos. Por conseguinte, formou-se a crosta oceânica na planície Abissal Ibérica (Casacão, 2015).
O terceiro e último episódio de rifte (denominado por Pós-Rifte: Pós-Rifte-II) ocorreu no Cretácico Superior e correspondeu a uma fase de drift e subsidência térmica (Soares; Alves; Terrinha, 2012). Isto significa que, após a rutura continental e o desenvolvimento da crosta oceânica, houve um cessamento do rifting e da subsidência tectónica. Assim, depois de reunidas as condições de acalmia tectónica, formou-se uma superfície de rutura litosférica (Aptiano – Albiano), sobre a qual se estabeleceu uma sequência sedimentar, que assinalou o fim das sequências sin-rifte, mas também o começo de uma margem passiva. A deposição desta sequência ocorreu sob o controlo de eventos tectonoestratigráficos desencadeados pela fragmentação continental e, é delimitada por desconformidades estratigráficas.
Esta fase de rifting múltiplo terminou com uma inversão tectónica Cenozóica, intimamente associada à convergência das placas: Ibérica, Africana e Euroasiática (Pinheiro et al., 1996). Este evento compressivo, contemporâneo da Orogenia Pirenaica e Alpina, proporcionou o levantamento tectónico da Margem Ocidental Ibérica e a reativação de falhas e outras estruturas proeminentes, como os montes submarinos (Casacão, 2015). Todavia, a última fase da inversão, designada por Orogenia Bética, promoveu a inversão de falhas e ainda a reativação diapírica (Alves et al., 2002), que terminou, já no Quaternário, com o colapso extensional da margem. Este colapso foi o responsável pela configuração atual da Margem Ocidental Ibérica (Alves et al., 2003).
Figura 4 – Segmentação da Margem Ocidental Ibérica (modificado de Alves et al., 2009). a) Pré-Rifte, b)
AF
TF NF
2. Enquadramento Geológico
O conhecimento atual das bacias da margem portuguesa é muito desigual. Se por um lado grande parte da Bacia Lusitânica aflora na área continental emersa e por isso a informação é muito vasta, por outro, o registo geológico da Bacia do Porto é apenas conhecido através de algumas linhas sísmicas e poucas sondagens.
Qualquer trabalho neste domínio, experimentado por vários autores, obriga a cedência de bases de dados, porém o seu acesso é extraordinariamente difícil, pois consistem em dados empresariais, que só após bastante tempo passam a ser domínio público.
Desde cedo que o difícil acesso à informação e a escassez da mesma foi algo que dificultou o estudo do enquadramento geológico da Bacia do Porto. Por isso, foi necessário recorrer ao auxílio da Carta Geológica de Portugal 1:1 000 000, que inclui a área imersa de Portugal (Figura 5), da Carta Geológica 1:200 000 da Folha 1 e ainda das cartas 1C, 5A e 5C à escala 1:50 000 e suas respetivas notícias explicativas. Além destas, os relatórios de sondagens, cedidos pela DGEG, contribuíram de forma vital para uma melhor contextualização da geologia do local de estudo, abordada em maior detalhe dos seguintes capítulos.
Assim, através da integração da informação retirada das Cartas Geológicas nomeadas e das notícias explicativas, segue-se uma breve apresentação do enquadramento geológico da Bacia do Porto.
Após a formação do supercontinente Pangeia, impulsionado pela Orogenia Varisca (Paleozoico), iniciaram-se sucessivos episódios de rifting no Triássico Superior (Mesozóico). A permanência destes eventos provocou a fragmentação do maciço rochoso e, consequentemente, permitiu a formação de várias bacias, sendo uma delas a bacia extensional do Porto. Nela depositaram-se leitos de xisto avermelhados, talvez por diagénese e metamorfismo de baixo grau de algumas argilas, e bancadas conglomeráticas, que terão resultado da erosão do próprio continente.
Seguidamente, as formações do Jurássico Inferior representaram uma invasão marinha, materializada pela sua constituição dolomítica e carbonatada com intercalações anidríticas. O progressivo aumento da profundidade do mar, providenciou o transporte dos sedimentos oriundos da erosão e tornou-os cada vez mais finos e argilosos, dando origem aos xistos negros, cinzentos e verdes, que se encontraram intercalados na formação carbonatada. É de salientar também, que no topo desta formação ocorreram evidências fósseis, adicionados a oóides e
Continuando a subir na coluna estratigráfica, verificou-se que o Jurássico Superior assentava discordantemente sobre o Jurássico Inferior, documentando assim a ausência do Jurássico Médio. Esta lacuna provavelmente se deveu a um evento erosivo de caráter regional no Caloviano – Oxordiano, proveniente da exumação litosférica da bacia alongada, que posteriormente desencadeou a rutura não vulcânica da crusta continental, no Cretáceo Inferior. Assim, as condições de sedimentação do Jurássico Superior, começaram a modificar-se, tendo-se depositado siltitos, arenitos e ainda leitos de argiloxistos avermelhados.
Do Cretáceo Inferior ao Superior, a sedimentação manteve-se clástica. Contudo, a espessura dos siltitos com intercalações xistentas e areníticas, depositados nestes períodos foi mais espessa do que aquela que os antecedeu.
O grau de imaturidade dos últimos sedimentos depositados na Bacia do Porto, prendeu-se com o ressalto flexural da litosfera, associado à rutura não vulcânica da mesma. Não foi excluída a hipótese de durante este período temporal, terem existido pequenas transgressões, relacionadas com a instalação da margem passiva, que contribuíram para a formação de alguns calcários.
Por último, no Cretáceo Superior, onde foi registada uma era de acalmia tectónica e térmica, a bacia foi preenchida por arenitos e sobre estes depositou-se uma formação carbonatada com intercalações de xistos cinzentos.
80 Km
Figura 5 – Excerto da Carta Geológica Imersa de Portugal à escala 1:1 000 000 e respetiva legenda.
Os sedimentos depositados na bacia refletiram, deste modo, as litologias dominantes na fonte de alimentação e foram eles que permitiram clarificar a presença e a influência de fatores como o clima, transporte e flutuações eustáticas na sua génese, deposição e acumulação (Tabela 1).
O magmatismo é outro fator que influencia a litoestratigrafia das bacias tipo rifte. Contudo, este não foi considerado na Bacia do Porto, devido ao facto de não existirem indícios no registo sedimentar da sua presença ou manifestação.
2.1. Litoestratigrafia da Bacia do Porto
A Bacia do Porto tem sido objeto de estudo por parte de alguns investigadores (Casacão, 2015 e Moita el al., 1996). No entanto, o facto desta estar apenas confinada ao setor offshore e ocorrer ausência de cobertura sedimentar sobre o soco cristalino exumado constitui, ainda nos dias de hoje, um entrave à sua compreensão mais profunda. Isto explica a pouca informação publicada e a escassez de detalhe. Além disso, as informações geológicas disponibilizadas pelas sondagens são escassas.
Esta inacessibilidade e escassez de informação traduziu-se em algumas incongruências na caracterização estratigráfica da Bacia do Porto. Contudo, recentemente Casacão, (2015), propôs uma coluna cronolitostratigráfica unificada, que partiu da interpretação dos relatórios de sondagem não publicados e da integração dos trabalhos realizados por Witt (1977), Moita et al. (1996), Cunha (2008) e Soares (2014). A interpretação sísmica coadjuvou também o autor na realização desta coluna, assim como a análise de alguns logs disponibilizados pela Partex Oil & Gas.
Tectónica
• (Paleo)topografia e estruturas herdadas • Posição dos depocentros relativamente
ao locus extensional
• Subsidência /Taxa de estiramento • Zonas de acumulação de sedimentos
Clima
• Fonte dos Sedimentos • Meteorização
• Taxa de Erosão
• Drenagem dos sedimentos (Transporte) • Diagénese
Magmatismo • Silts magmáticos
Eustasia
• Oscilações do nível médio do mar • Eventos Meteorológicos
Segue-se assim a coluna idealizada por Casacão (2015) e que serviu como referência para o presente trabalho (Figura 6).
De acordo com Casacão (2015), na Bacia do Porto, foram reconhecidas treze sequências litroestratigráficas, que se depositaram durante o Triásico e o final do Cretáceo Superior.
De modo a compreender o contexto espácio-temporal da deposição dessas formações sedimentares, optou-se por fazer uma breve descrição litológica das mesmas, segundo a sua ordem deposicional e temporal.
Eventos Geodinâmicos
2ª Inversão – Orogenia Bética (uplift e diapirismo) Fase Neo-Castelhana – Extensão Generalizada
Fase Castelhana – Subsidência Contínua 1ª Inversão – Orogenia Pirenaica
(reativação de falhas e uplift dos Montes Submarinos) Ep. Pré-Pirenaico – Convergência da placa Ibéria com a Africana)
Pós-Rifte II Subsidência Termal Exumação Mantélica Acreção da Crosta Oceânica
Uplift da Margem Proximal Breakup Continental
Rifte II-b
Rifting da Crusta Continental Hiato (?)
Rifte II-a 2º Episódio Continental Intensificação de Falhas e Diapirismo
Basin-Wide Uplift
Pós-Rift I
Subsidência Termal e Rampa Carbonatada Rift I-b
Subsidênica Pós-Rifte – Bacias Evaporíticas no Atlântico Norte Rift I-a
1º Episódio de Rifting – Falhas e Dep.Siliciclásticos Continentais
Sin -R ift I Pó s-Rif t I Sin -R ift II -a Sin -R ift II -b Fa se de Drif t In ve rs ã o
Triássico Superior a Jurássico Médio
Formação Silves
A Formação Silves assinala o início dos eventos de rifting ocorridos na Bacia do Porto, que culminaram no rompimento do substrato rochoso e criação de falhas que definiram estruturas semi-graben.
Composta essencialmente por depósitos continentais com dominância siliciclástica (areno-conglomerados e pelitos avermelhados), esta formação resultou da erosão de relevos complexos, por evolução de sistemas aluvio-fluviais, em ambiente subárido.
No topo da formação foram identificadas interdigitações evaporíticas, que sugerem uma transição do ambiente deposicional para um ambiente lagunar (intracontinental) (Pena dos Reis et al., 2011).
A espessura dos depósitos aluvio-fluviais, que caracterizam esta formação, mostra-se bastante variável, podendo oscilar entre os 20 m e os 214 m (relatórios de sondagem).
Formação Dagorda
Sobre a Formação de Silves, já no início do Jurássico Inferior, depositou-se a Formação Dagorda. Esta por sua vez, traduz-se numa sequência argilo-evaporítica associada ao primeiro episódio transgressivo ocorrido na bacia, após a conexão das falhas (relay ramps) geradas pela tectónica expansiva de rifte.
Os depósitos pelíticos com frequentes níveis de anidrite que caracterizam esta formação, ter-se-ão depositado em ambientes lagunares pouco profundos do tipo sabkha, sob condições áridas, propícias a elevadas taxas de evaporação (Pena dos Reis, 2011).
Em algumas sondagens é evidente a interdigitação lateral desta formação com os dolomitos da Formação Pereiros da Bacia Lusitânica, que se depositaram em ambiente margino-litoral confinado.
A espessura desta formação evaporítica, controlada pela subsidência, é de difícil determinação devido à plasticidade e carácter dúctil dos sedimentos.
Formação Coimbra
A Formação de Coimbra integra na sua constituição duas fácies litológicas distintas, que se justificam pelo desenvolvimento de ambientes de transição. Na base são particularmente significativas as dolomites, mas no topo estas dão lugar aos calcários. Estes depósitos diacrónicos, pobres em conteúdo fossilífero, depositaram-se sobre uma rampa homoclinal, que se desenvolveu a partir da subsidência triássica e foi controlada por variações eustáticas
(incursão marinha). A rampa com sedimentação de natureza carbonatada, indicia um ambiente marinho pouco profundo.
Casacão (2015) incluiu esta formação na coluna litoestratigrágica atual, devido à sua notável expressão na sondagem Lula-1. A idade que lhe foi atribuída foi, final do Sinemuriano até ao início do Pliensbaquiano.
Formação Esturjão
A Formação Esturjão é materializada por uma sequência calco-margosa, rica em matéria orgânica e com conteúdo fóssil, apresenta oólitos e pellets. Esta, contrariamente à formação anterior, depositou-se num regime de plataforma carbonatada em ambiente marinho mais profundo.
As condições de mar profundo perduraram até quase ao final do Jurássico Médio, o que explica a espessura sedimentar significativa desta formação. De acordo com Pena dos Reis et al. (2011), esta quantidade de sedimentos acumulada terá sido suficiente para provocar a movimentação dos depósitos argilo-evaporíticos da Formação Dagorda.
Porém, na Bacia do Porto, à semelhança do que acontece na Bacia Lusitânica, a monotonia sedimentar carbonatada do Jurássico Médio foi interrompida por duas descontinuidades importantes. A primeira, no início do Jurássico Médio (Aaleniano), com hiato deposicional de cerca de 1 Ma. E a última, designada por mega descontinuidade angular do Caloviano-Oxfordiano, traduziu-se numa lacuna estratigráfica de aproximadamente 3 Ma (Pena dos Reis et al., 2011), possivelmente provocada por um levantamento tectónico regional, que erodiu a sequência do Jurássica Médio.
Apenas duas sondagens efetuadas na Bacia do Porto atravessaram a mega descontinuidade. Porém, nenhuma intersectou a sequência carbonatada do Jurássico Médio.
Jurássico Superior a Cretáceo Inferior
Formação Cabo Mondego
A deposição carbonatada foi retomada no Jurássico Superior pela sedimentação da Formação Cabo Mondego. Esta caracteriza-se pela sua natureza margo-calcária com abundante conteúdo fóssil e lignite vestigial.
Variações transgressivas e aumento da subsidência durante o Oxfordiano Médio estarão na origem daqueles que são os principais constituintes desta formação (margas, calcários argilosos e margosos).
A presença abundante de macrofauna, especialmente amonites, denuncia um ambiente deposicional lagunar a marinho pouco profundo, com influxo de sedimentos siliciclásticos (Pena dos Reis et al., 2011).
A espessura desta formação é bastante variada, tendendo a aumentar em direção ao depocentro da bacia.
No Oxfordiano Superior, as margas evoluem gradualmente para fácies mais carbonatadas, que sugerem ter-se depositado em ambientes marinhos mais típicos.
Formação Alcobaça
A transição para o Kimmeridgiano é tipificada por uma sedimentação essencialmente terrígena, que se expressa na Formação Alcobaça. Esta formação é constituída por uma espessa série arenítico-argilosa, de tonalidade avermelhada e amarelada, com estratificação entrecruzada. Ocasionalmente são encontrados leitos calcário-margosos disseminados nesta sequência (Pena dos Reis et al., 2011).
Esta formação assinala as maiores taxas de subsidência do Soco Hercínico, que correspondem a estiramentos continuados da Bacia do Porto acompanhados do deslocamento em falhas e de fenómenos de diapirismo.
Formação Linguado
Segue-se a Formação Linguado com duas componentes litológicas distintas: arenitos com intercalações margosas na base e calcários corálicos maciços no topo. A sequência siliciclástica da base, provavelmente formada em ambientes lacustres a ambientes marinho-marginais, possui uma espessura irregular-pequena. Já o topo da sequência, depositado em ambientes com baixa coluna de água e reduzida energia (recifes), apresenta uma espessura mais significativa, por vezes com fluxo silicicástico.
De acordo com os relatórios de sondagem, esta formação termina em inconformidade com a formação que se segue (Formação Torres Vedras). Esta descontinuidade não chega a constituir uma lacuna estratigráfica ou evento erosivo, mas assinala o início da última fase de rifting no sector ibérico (Wilson et al., 1996; Whitmarsh & Wallace, 2001; Reston, 2005 citados em Casacão (2015)).
Formação Torres Vedras
A Formação Torres Vedras marca o início do Cretáceo Inferior da bacia em estudo, e como referido acima, assenta discordante sobre a Formação Linguado.
É uma formação siliciclástica com predomínio das fácies arenosas, o que testemunha o carácter fluvial-deltaico do seu ambiente deposicional. Nela podem surgir intercalações de margas e argilitos, típicos de um ambiente lagunar (Alves et al., 2002).
Na Bacia do Porto a formação inicia-se com uma fina sequência calco-margosa, o que indicia condições ambientais restritas de plataforma, no início da sua deposição (Casacão, 2015). Contudo, na passagem do Aptiano para o Albiano, desenvolveu-se uma descontinuidade bacinal, que assinalou a rutura não vulcânica da crosta continental e consequente acreção da crosta oceânica na planície abissal. Esta rutura litosférica fez-se acompanhar de um levantamento crustal por flexura, gerando uma regressão forçada materializada por uma sequência de rutura (breakup sequence) (Soares et al., 2012), onde se acumulou uma grande porção de material terrígeno (sobretudo siltitos). A sequência de rutura integra o topo da Formação Torres Vedras e ainda a Formação Cacém, que se sobrepõe a esta.
Devido à subsidência diferencial dos blocos, a espessura desta formação é muito irregular (Casacão, 2015).
Cretáceo Superior
Formação Cacém
A Formação Cacém corresponde à última unidade da sequência de rutura instalada na Bacia do Porto (Soares et al., 2012).
Os litótipos que constituem esta formação são carbonatados (essencialmente calcários marinhos), indicando um regime de sedimentação em contexto de transgressão marinha (Soares et al., 2012).
O ressalto flexural, ocorrido no final do Cenomaniano, terá exposto a Formação Cacém a agentes da geodinâmica externa, que provocaram a sua erosão e carsificação (Pena dos Reis et al., 1997). Acredita-se que isto pode explicar a espessura delgada desta formação.
Formação Gândara, Carapau e Dourada
Sobre a superfície erosiva, procedente da emersão tectónica resultante do ressalto por flexura, depositaram-se três formações distintas, que representam a fase de drift continental da bacia nortenha. A primeira foi a Formação Gândara, composta fundamentalmente por arenitos. Estima-se que devido à sua natureza siliciclástica, esta se tenha depositado em regime regressivo, particularmente em ambiente fluvio-deltaico. Seguidamente depositou-se a Formação Carapau, com uma acumulação crescente de material carbonatado e calciclástico. E por último,
foi depositada mais uma formação de caráter siliciclástico (areias e argilas), designada por Formação Dourada.
Segundo Pena dos Reis et al., (2012), ainda no final do Cretáceo Superior, foi registado um hiato deposicional na bacia, que resultou da colisão entre a Ibéria e África (primeiro evento compressivo Pré- Pirenaico). O hiato prolongou-se até ao Paleogénico.
Paleogénico
Formação Espadarte
Durante o início do Paleogénico ocorreu a primeira inversão tectónica (Orogenia Pirenaica), que propiciou o levantamento tectónico da Margem Ocidental Ibérica e a reativação de diversas falhas. Foi sob estas condições que a Formação Espadarte, tipicamente carbonatada calciclástica, foi depositada (Casacão, 2015).
TEMA
II
–
E
VOLUÇÃO DA
P
ROSPEÇÃO DE
H
IDROCARBONETOS EM
P
ORTUGAL
A prospeção de hidrocarbonetos em Portugal já conta com mais de um século de história e, desde cedo se mostrou bastante fértil, no que respeita, ao número de perfurações com bons indícios de hidrocarbonetos (petróleo, gás e asfaltos), sem esquecer a ocorrência de exsudações em afloramentos. Estas últimas testemunharam a presença de sistemas petrolíferos ativos nas diversas bacias sedimentares portuguesas. Após esta descoberta, seguiu-se uma corrida frenética em torno do “ouro negro”, que antigamente era maioritariamente usado como combustível para iluminação e fins medicinais.
Com o decorrer do tempo e com a evolução da mecanização, as reservas registaram um crescimento sustentado, pelo que a sua procura se expandiu depois para o setor offshore.
Foi na década de 60, palco de grandes progressos tecnológicos, que ocorreu também o desenvolvimento da indústria petroquímica. Isto permitiu o lançamento de produtos derivados do petróleo, como por exemplo os plásticos comuns e outros. Contudo, se por um lado a evolução tecnológica contribuiu para o aumento do interesse das empresas no potencial petrolífero do território português, parece que as emissões de CO2 e a preocupação ambiental constituíram um sério constrangimento à prospeção e exploração destes recursos.
Deste modo, segue-se uma breve e sucinta descrição da evolução dos métodos e da própria prospeção de hidrocarbonetos em Portugal (Pires, 2016).
1844-1861
A prospeção destes recursos iniciou-se em S. Pedro de Moel, cujo principal produto de exploração eram as areias asfálticas. Estas foram utilizadas com asfalto para os caminhos de ferro de Portugal.
1904-1929
Realizaram-se as primeiras sondagens (todas com resultados promissores). E três anos depois, surgiram os pedidos de licença de trabalhos de prospeção e pesquisa na região de Monte Real e Torres Vedras.
1938-1968
Emissão de um Alvará de Concessão para Pesquisa de Petróleo e Substâncias Betuminosas Após a constatação de bons indícios de hidrocarbonetos, o número de licenças de prospeção e pesquisa aumentou exponencialmente, tendo-se expandido para a Bacia Lusitânica e Algarvia. Durante a vigência da concessão foram executadas várias sondagens (com fortes indícios de produção sub-comercial de petróleo) e adquiridos os primeiros levantamentos gravimétricos, Prospeção de Hidrocarbonetos em Portugal
1. Enquadramento Tectónico da Bacia do Porto
Os hidrocarbonetos desempenham um papel fundamental no consumo energético a nível mundial. Por isso, desde logo surgiu a necessidade de encontrar estruturas no subsolo favoráveis à retenção destes recursos. Com a crescente procura de energia, surgiu a necessidade de mobilizar tecnologias mais sofisticadas para aprimorar e automatizar os métodos de prospeção de hidrocarbonetos. Esta evolução tecnológica, assente numa abordagem multidisciplinar que reúne conhecimentos de geologia, geofísica e geoquímica permitiu enfrentar realidades estruturais cada vez mais complexas, de modo a alcançar mais prospetos favoráveis à sua exploração. As novas tecnologias e métodos garantiram assim uma maior segurança de execução e de consumo energético, além de otimizar a rentabilidade dos processos inerentes.
1969
Esta nova legislação dividiu as áreas de prospeção e pesquisa (onshore e offshore) em blocos, segundo uma malha regular. Estes foram depois colocados em concurso internacional.
Nova Legislação para o Sector Petrolífero
O concurso internacional resultou na assinatura de vários contratos. No decorrer dos mesmos foram efetuadas mais 22 sondagens (5 na Bacia do Porto) e mais de 21 000 Km de levantamentos sísmicos. Todas as sondagens foram encerradas, embora tivessem bons indícios de petróleo e gás.
1973-1979
1980-2008
Após o abrandamento da pesquisa no offshore, ressurgiu o interesse pelo onshore com a assinatura de novos contratos de concessão.
2010-2015
Iniciaram-se as primeiras campanhas de aquisição sísmica 3D quer no onshore, quer no offshore. E oito novos contratos de concessão foram assinados. Neste período, surgiram também licenças de avaliação prévia das áreas a prospetar e explorar.
2016-2018
Foram suspensas 2 sondagens e cancelados 6 contratos em Portugal: 2 onshore e 4 deep-shore. Atualmente, existem apenas 5 contratos ativos no país.
Assinatura de vários Contratos no Offshore
Ressurgimento do Interesse pelo Onshore
Campanhas Sísmicas 3D
É neste contexto, que o plano de prospeção de hidrocarbonetos em Portugal integra no total mais de 72 600 Km de sísmica 2D (5 856 Km onshore e 66 744 Km offshore) e 7 072 Km2 de sísmica 3D (520 Km2onshore e 6 552 Km2offshore) (Figura 7).
A sísmica de reflexão (2D e 3D) é um método de prospeção geofísica, que se enraizou ao longo dos tempos, tendo-se tornado rapidamente o método de preferência nos dias de hoje. Isto deve-se à sua eficaz capacidade de identificar potenciais reservas de petróleo e/ou gás, mesmo as mais remotas e complexas, através da reflexão de ondas sísmicas, após estas terem sofrido um atraso quando propagadas por diferentes formações reológicas com contraste de impedância acústica. Através deste método é possível mapear as bacias sedimentares, compreender a sua geologia e seu desenvolvimento tectónico.
A sísmica de reflexão torna-se indispensável, fundamentalmente, na compreensão da estrutura da subsuperfície, mas também na avaliação preliminar da sequência deposicional (fases sólidas e fluídas) sob uma coluna de água.
Contudo, como forma de interpretar e validar os padrões sísmicos, foram realizadas, até à atualidade, 175 sondagens de pesquisa, 27 das quais realizadas offshore (Figura 7). É de salientar que “apenas” 118 do total de sondagens, distribuídas pelo país (onshore e offshore), apresentaram indícios de petróleo e/ou gás (16 no offshore), chegando mesmo 27 delas a estar em testes de produção (2 no offshore) (DGEG, 2011). Da totalidade das sondagens, somente 81 alcançaram profundidades superiores a 500 m: 4 delas realizadas no deep-offshore (DGEG, 2011).
A concretização destas sondagens permitiu a documentação de propriedades físico-químicas (composição, granulometria, conteúdo fossilífero, porosidade, permeabilidade …) das diferentes litologias intersetadas, através de um contínuo registo vertical, além de permitir a obtenção de amostras físicas e diagrafias incluindo mud logging.
As sondagens são, por isso, imprescindíveis na interpretação geológica dos reservatórios, na análise e correlação litoestratigráfica das bacias sedimentares, na avaliação do grau e tipo de diagénese das rochas e ainda na identificação de tendências episódicas a várias escalas (granulometria, ciclicidade estratigráfica controlada pelas variações eustáticas, etc.). São elas que efetivamente comprovam se existem ou não hidrocarbonetos em quantidades comerciais no subsolo.
A análise estratigráfica de uma bacia sedimentar requer uma integração de vários métodos obtidos a partir de uma abordagem unificada e interdisciplinar. Estes visam melhorar a
compreensão evolutiva de uma bacia, entre outros aspetos particularmente relevantes, como os paleoambientes, ambientes deposicionais, mudanças climáticas, etc.
Durante a prospeção de hidrocarbonetos em Portugal existiram outros métodos de
Figura 7 – Mapa de trabalhos realizados no âmbito da atividade de prospeção e pesquisa de petróleo em Portugal. Fonte: Entidade Nacional para o Mercado de Combustíveis (ENMC).
complementares, mas que se mostraram fundamentais em todo o seu percurso. E foram eles a magnetometria/aeromagnetismo e a gravimetria, entre outros. Os primeiros, normalmente, antecedem a prospeção sísmica e visam detetar formações rochosas com suscetibilidade magnética. Com este método é possível mapear a topografia do substrato profundo e identificar potenciais falhas associadas, (Figura 8). Contudo, através da progressão técnica aeromagnética, responsável pelo varrimento aéreo do terreno, agora também é possível pôr em evidência as lineações magnéticas do Soco Hercínico.
Em Portugal foram adquiridos cerca de 26 086 Km de perfis de varrimento aeromagnetico (DGEG, 2011).
Por sua vez, a gravimetria (Figura 9) é utilizada na avaliação das espessuras sedimentares das bacias e na identificação de ocorrências halocinéticas (diapiros), colocando em evidência as formações rochosas com densidades anómalas.
Por fim, nas Bacias de Peniche e do Alentejo, com recurso a campanhas de Piston Core – amostragem do fundo do mar, que visa determinar o fluxo térmico, a geoquímica e a cronostratigrafia do local – também se obtiveram 57 amostras.
Figura 8 – Mapa magnetométrico com a localização da
2. Enquadramento Tectónico da Bacia do Porto
Pensa-se que as ocorrências de petróleo e gás na Bacia do Porto tenham sido descobertas na década de 70, através de métodos de prospeção que incluíram várias campanhas sísmicas e sondagens exploratórias. A utilização de ambos os métodos foi levada a cabo por várias entidades idóneas, o que permitiu fazer um inventário relativo à produtividade em hidrocarbonetos na bacia nortenha.
Relativamente ao método de reflexão sísmica 2D, a Bacia do Porto foi alvo de inúmeros levantamentos sísmicos, durante duas décadas de prospeção. Foram mais de 8000 Km de linhas sísmicas que cobriram a bacia e foram elas que permitiram detetar e delimitar as estruturas geológicas, que se encontram a milhares de metros de profundidade, bem como identificar a presença de alguns potenciais reservatórios petrolíferos. Todavia, quanto mais profunda for a leitura, pior é a resolução e por isso é que a informação proveniente das sondagens é fundamental para a sua interpretação.
Na Figura 10 estão representadas as linhas sísmicas executadas ao largo de Viana do Castelo e do Porto.
Mas se por um lado, há um rico conjunto de dados geofísicos, por outro existe um legado muito pobre quanto ao seu registo geológico. Isto porque, das 127 sondagens efetuadas ao longo de toda a extensão do país, apenas 8 estão inseridas na Bacia do Porto. E são elas: 5A-1, Cavala-5A-1, Cavala-2, Cavala 3, Cavala-4, Lula-5A-1, Lima-1 e Touro-1 (Figura 11). Porém, a informação geológica disponibilizada por esses poços é escassa, pois apenas 2 deles (Lula-1 e 5A-1) intersetam toda a sequência litostratigráfica Meso-Cenozóica da bacia. A sondagem Lula-1
Viana do Castelo
Braga
Porto
N
Felizmente, estas sondagens mais profundas e que providenciaram informações vitais relativas às litologias atravessadas, situam-se respetivamente no setor sul e norte da bacia (Figura 11), possibilitando assim conciliar melhor a informação obtida a partir da prospeção sísmica com os dados estratigráficos alcançados pelas perfurações.
No que diz respeito à produtividade das sondagens, apenas em 4 delas foi confirmada a existência de petróleo e/ou gás. As sondagens Cavala-4 e Lula-1 apresentaram vestígios de petróleo e gás. Nas sondagens Lima-1 e Touro-1 detetaram-se somente vestígios de gás (Tabela 2). Na Tabela 2, verifica-se que a sondagem Lula-1, realizada no deep-shore, embora não ultrapasse os 600 m de coluna de água, é a mais profunda e a mais produtiva da bacia nortenha.
O trabalho de campo é considerado outro método prospeção. Porém, dada a ausência de afloramentos análogos no onshore da bacia, não se efetuaram estes trabalhos de validação geológica. Viana do Castelo Braga Porto Lima-1 Touro-1 Lula-1 5A-1 Cavala-2 e 3 Cavala-4
N
Figura 11 – Mapa com a localização das sondagens realizadas na Bacia do Porto.
TEMA
III
–
G
EOLOGIA DOS
P
ETRÓLEOS
Embora os hidrocarbonetos façam invariavelmente parte do nosso quotidiano, a grande maioria da população, talvez por nunca ter tido um contacto direto com este recurso, desconhece tudo o que está por de trás da sua definição, génese, fatores estruturais determinantes e métodos ou técnicas utilizados na sua avaliação.
Este capítulo surge assim com o propósito de familiarizar o leitor com alguns conceitos relativos à geologia do petróleo e à geoquímica orgânica, ambos utilizados nos capítulos seguintes relacionados com os parâmetros de avaliação do potencial gerador de hidrocarbonetos da Bacia do Porto. Primeiramente, é explicada a importância da conjugação de vários fatores geológicos que permitem a formação dos hidrocarbonetos. De seguida, é introduzido o tema da geoquímica orgânica, com o objetivo de perceber a sua evolução, desde a deposição até à sua transformação em gás e/ou óleo (hidrocarbonetos).
1. Condições de Formação e Aprisionamento
Os hidrocarbonetos são compostos químicos constituídos apenas por átomos de hidrogénio e carbono. Estes são formados pela decomposição anaeróbica de microrganismos marinhos e/ou plantas terrestres (lignina), acumulados nas formações sedimentares bentónicas. Porém, a contínua deposição de sedimentos sobre as rochas ricas em matéria orgânica – Rocha Mãe –, desencadeia fenómenos de subsidência associados a um aumento de pressão e temperatura. Estas novas condições termodinâmicas diminuem a porosidade da rocha mãe (por compactação parcial) ao expulsar a água intersticial, e simultaneamente desenvolvem um processo de incarbonização, que provoca a fracturação da mesma. A partir do momento em que a formação rochosa é fraturada, estão reunidas as condições de migração ascensional dos hidrocarbonetos para zonas de menor pressão, devido à sua baixa densidade. Ao longo da migração, os hidrocarbonetos tendem a armazenar-se nas formações porosas e permeáveis, que oferecem menor resistência à passagem dos fluidos – Rocha Reservatório. Contudo, é necessária a existência de uma armadilha geológica sobrejacente à rocha reservatório. As armadilhas podem ser de cariz estratigráfico, como uma rocha argilosa impermeável – Rocha Cobertura/Cap – ou uma armadilha estrutural, como a presença de falhas, para impedir a sua
Sumariamente, a formação dos hidrocarbonetos traduz-se num longo processo de milhões de anos, e depende da conjugação dos seguintes fatores:
• Existência de sedimentos ricos em matéria orgânica (rocha geradora/mãe); • Condições ideais de pressão e temperatura (60° C a 175° C);
• Presença de rochas porosas e permeáveis, que permitam o seu armazenamento (rocha reservatório);
• Condições favoráveis à migração do petróleo da rocha geradora até a rocha reservatório; • Armadilhas de natureza estrutural ou estratigráfica (rocha cobertura), que impeça a
ascensão dos hidrocarbonetos à superfície.
Na Figura 12 estão representados alguns exemplos de armadilhas de petróleo.
2. Geoquímica Orgânica dos Hidrocarbonetos
A matéria orgânica da qual os hidrocarbonetos são derivados, forma-se à superfície do oceano, na zona fótica (200 m), através da fotossíntese (Figura 13). O processo fotossintético é responsável por converter a energia solar em energia química, através da seguinte reação: CO2 + H2O -> CH2O + O2. No entanto, a produção do material orgânico depende também da disponibilidade de nutrientes, que resultam da erosão das rochas costeiras e que alcançam o oceano pela ação dos diferentes agentes de transporte (Bjørlykke, 2010).
Em ambientes marinhos, a matéria orgânica resulta da acumulação de microrganismos e algas planctónicas. E em ambientes terrestres, são as plantas (lignina) as principais produtoras deste material orgânico. Uma vez que os organismos produtores de matéria orgânica variam conforme o seu ambiente geracional, o tipo da matéria orgânica produzida será distinto, bem como os produtos finais da sua transformação.
Contudo, como referido anteriormente, para ocorrer a geração de hidrocarbonetos não basta existir matéria orgânica, é imperativa a sua acumulação e preservação em profundidade,
Figura 12 – Exemplos de armadilhas responsáveis pelo aprisionamento dos hidrocarbonetos (extraído de Gomes & Alves, 2014).
sedimentares ricas em matéria orgânica vão sendo soterradas a níveis cada vez mais profundos, por sobreposição de sedimentos, a matéria orgânica depositada sofre diversas modificações na sua composição. Segundo Teixeira (2012), estas alterações físicas e químicas são promovidas primeiramente por agentes microbiais (diagénese) e mais tardiamente pelo stress térmico (catagénese e metagénese). Enquanto decorrem estas transformações, as rochas geradoras sofrem um aumento do grau de maturação, responsável pela produção dos diferentes tipos de hidrocarbonetos.
2.1. Maturação Térmica
A maturação térmica das rochas geradoras processa-se de forma contínua e gradual. E de acordo com as fases evolutivas da matéria orgânica, a rocha pode classificar-se segundo três graus de maturidade: imatura, matura e sobrematura (Teixeira, 2012) (Tabela 3).
A diagénese é a primeira fase evolutiva. Esta ocorre logo após a deposição da matéria orgânica e caracteriza-se pelos primeiros estágios de alteração, que transformam progressivamente esse material em querogénio (fração insolúvel), betume (fração solúvel), óleo e gás. Esta transformação, decorre a pressões e temperaturas baixas (< 50° C) e deve-se a processos microbiológicos (matéria orgânica a reagir com as bactérias anaeróbicas) (Balbinot, 2008).
A profundidades baixas, a temperatura não é suficiente para gerar petróleo, somente metano puro (gás biogénico), por isso é que este é o hidrocarboneto produzido em maior
Figura 13 – Esquema representativo dos processos associados à geração da matéria orgânica (extraído de Tissot, B. P. & Welte, 1984).
estágio, a rocha geradora define-se como imatura, devido à sua capacidade produtiva em hidrocarbonetos termogénicos ser limitada pela temperatura.
À medida que prossegue a subsidência da bacia sedimentar (300 bar a 1500 bar) e o consequente soterramento da rocha geradora, o querogénio sofre uma degradação térmica, devido ao incremento da temperatura (50° C a 150° C). Esta fase designa-se por catagénese. Nela são quebradas ligações químicas e geram-se os petróleos. Num estado mais avançado é gerado gás húmido (Balbinot, 2008). Nesta fase, as rochas geradoras são consideradas maturas, pois a degradação do querogénio permite produzir hidrocarbonetos líquidos significativos (oil window).
Por último, ocorre a metagénese, a fase final da evolução dos compostos orgânicos. Esta ocorre a temperaturas extremamente elevadas (acima de 150° C e 200° C), o que provoca o craqueamento dos hidrocarbonetos líquidos (Balbinot, 2008). Deste modo, nesta fase, a matéria orgânica é representada basicamente por gás seco (mais de 98% de metano) e matéria orgânica carbonizada.
A metagénese prolonga-se até ao início da zona de metamorfismo da fácies xistos-verdes (Teixeira, 2012).
A rocha geradora, sujeita a este último estágio de evolução da matéria orgânica é considerada sobrematura, porque a sua capacidade de geração diminuiu substancialmente, devido às condições térmicas exacerbadas.
Querogénio Pesados Leves Zona de Gás Húmido Zona de Gás Seco Zona de Geração de Hidrocarbonetos Líquidos: Oil Window T (°C) 60 175 225 315 Diagénese Estágio de Formação Grau de Maturação Imatura Produto Catagénese Matura Metagénese Sobrematura Escala de Cores P
TEMA
IV
–
M
ETODOLOGIA DE
E
STUDO
Em qualquer procedimento de investigação científica, a metodologia adotada depende do seu objetivo previamente definido.
Com o propósito de identificar e reavaliar o potencial gerador da Bacia do Porto, além de interpretar o contexto estrutural em que se insere a bacia, este trabalho recorreu à análise documental dos relatórios de sondagem cedidos pela DGEG. No entanto, este quadro teórico de referência, revelou a necessidade de existir uma interação entre a teoria dos relatórios e a pesquisa empírica a partir da interpretação de perfis sísmicos.
A racionalidade estratégia de combinar as informações fornecidas pelos diferentes meios informativos (relatórios de sondagem e perfis sísmicos), residiu no facto de se poder alcançar o melhor de cada um deles, tornando o estudo mais objetivo e factual.
A inter-relação dos dados geofísicos atuou como um gatilho fundamental no esclarecimento de algumas dúvidas, durante a sua interpretação, e alimento de algumas teorias geracionais e deposicionais da Bacia do Porto.
Do ponto de vista da produtividade em hidrocarbonetos, procedeu-se à realização de gráficos e à reinterpretação de outros já produzidos por Casacão (2015), que resultaram da integração dos dados obtidos pelas empresas operadoras e, que se encontram atualmente discriminados nos relatórios não publicados. Contudo, foi necessário refazer os últimos gráficos devido a incongruências observadas entre as litologias analisadas nos relatórios e nos trabalhos dos diferentes autores.
Na Figura 14 estão representados os dados geofísicos essenciais, selecionados para a elaboração deste estudo.
1. Interpretação de Dados Sísmicos
A aprendizagem é longa no que toca à interpretação de perfis sísmicos, pois é necessária alguma experiência para identificar e distinguir a grande diversidade de horizontes registados pelos hidrofones. Ponderado o tempo necessário para adquirir essa experiência e a data limite de entrega da dissertação, apenas uma linha sísmica (PECT85-SW-16) foi selecionada para a realização deste estudo. Foi uma escolha criteriosa considerando o auxílio dos dados relevantes, disponíveis nos relatórios cedidos, evitando conclusões limitadas e generalistas.
Seguem-se algumas características da linha sísmica selecionada (Tabela 4), desde a empresa responsável pela operação, o ano de aquisição, o seu comprimento e a qualidade dos dados registados.
A linha sísmica PECT85-SW-16, por interpolação, intersecta as sondagens Lula-1, Touro-1 e Lima-Touro-1, como se pode verificar no perfil representado na Figura Touro-15.
Linha Sísmica Campanha de Aquisição Ano de Aquisição Extensão Linear (Km) Qualidade dos Dados PECT85-SW-16 PECTEN 1985 25 *Má em profundidade Razoável a Fraca
