Modelagem térmica do gerador pendência em poços da Bacia Potiguar, Brasil

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UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA – UFBA

INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM GEOQUÍMICA:

PETRÓLEO E MEIO AMBIENTE

CARLOS HENRIQUE RABELLO BALOGH

MODELAGEM TÉRMICA DO GERADOR PENDÊNCIA EM POÇOS DA BACIA

POTIGUAR, BRASIL

Salvador

2017

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CARLOS HENRIQUE RABELLO BALOGH

MODELAGEM TÉRMICA DO GERADOR PENDÊNCIA EM POÇOS DA BACIA

POTIGUAR, BRASIL

Dissertação apresentada ao Programa de

Pós-Graduação em Geoquímica: Petróleo e Meio Ambiente,

do Instituto de Geociências da Universidade Federal da

Bahia, como requisito parcial para obtenção do Título de

Mestre em Geoquímica do Petróleo e Ambiental.

Orientador: Prof. Antônio Fernando de Souza Queiroz

Coorientador: Prof. José Roberto Cerqueira

Salvador

2017

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CARLOS HENRIQUE RABELLO BALOGH

MODELAGEM TÉRMICA DO GERADOR PENDÊNCIA EM POÇOS DA BACIA

POTIGUAR, BRASIL

Prof. Antônio Fernando de Souza Queiroz

Prof. José Roberto Cerqueira

Prof. Joil José Celino

Prof. Félix Gonçalves

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RESUMO

A bacia Potiguar desperta grande interesse, tanto das empresas petrolíferas, quando do ambiente acadêmico devido a sua importância econômica e didática, pois há uma grande oportunidade no conhecimento da geologia do petróleo, visando uma melhor compreensão do sistema petrolífero e a busca por novas descorbertas. A complexidade da bacia Potiguar configurou um grande desafio para os grupos de pesquisa científica que através da utilização de software de modelagem de sistemas petrolíferos conseguiram identificar e analisar a sequência estratigráfica a partir de dados de poços, bibliográficos e carta estratigráfica gerando modelos 1D de soterramento e fluxo térmico que permitiram a interpretação geoquímica da rocha geradora (Formação Pendência – Barremiano/Neocomiano). Os modelos de soterramento 1D identificaram a complexidade da bacia Potiguar através da deposição das camadas das Formações Jandaíra, Açú, Alagamar e Pendência. Os modelos de fluxo térmico 1D mostraram que a Formação Pendência atingiu a temperatura de 80C durante o Cretáceo Superior Médio a aproximadamente 1800m. Palavras chave: modelagem térmica 1D; modelagem geoquímica; bacia Potiguar; sistema petrolífero; modelo 1D de soterramento

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ABSTRACT

The Potiguar basin arouses great interest, both from oil companies and from the academic environment due to its economic and didactic importance, as there is a great opportunity in the knowledge of petroleum geology, aiming at a better understanding of the petroleum system and the search for new challenges. The complexity of the Potiguar basin set a great challenge for the scientific research groups that, through the use of software for the modeling of petroleum systems, were able to identify and analyze the stratigraphic sequence from wells, bibliographies and stratigraphic data generating 1D burial and Thermal flow that allowed the geochemical interpretation of the generating rock (Pendance - Barremian/Neocomian Formation). The 1D burial models identified the complexity of the Potiguar basin through the deposition of the layers of the Jandaíra, Açú, Alagamar and Pendência Formations. The 1D thermal flow models showed that the Pendence Formation reached a temperature of 80°C during the Late Middle Cretaceous at approximately 1800m. Key-Words: Thermal modeling 1D; geochemical modeling; Potiguar basin; petroleum system; burial history model 1D

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AGRADECIMENTOS

A Deus, por estar sempre presente em todos os momentos de minha vida.

À minha família, pelo amor e apoio incondicional durante a minha trajetória acadêmica. Ao meu Orientador, Prof. Antônio Fernando de Souza Queiroz, pela oportunidade e confiança na realização e desenvolvimento do projeto modelagem.

Ao meu Coorientador, Prof. José Roberto Cerqueira, pela contribuição nas discussões durante o desenvolvimento da Dissertação.

Aos Professores Joil José Celino e Félix Gonçalves, pela participação na banca e enriquecimento nas discussões da Dissertação.

Ao Programa de Pós-Graduação em Geoquímica: Petróleo e Meio Ambiente, POSPETRO, pela oportunidade da realização do Mestrado e pela disponibilidade de infraestrutura e apoio material.

À Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis – ANP, através do Programa de Recursos Humano, PRH-52 ANP, pelo apoio financeiro através da bolsa acadêmica e por permitir participação em eventos para divulgação do projeto modelagem.

Aos Professores Leonardo Teixeira e Ícaro Moreira, pelo apoio durante as atividades do Programa de Recursos Humanos – PRH-52 ANP.

À Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis – ANP, pela liberação dos dados geológicos, geofísicos e geoquímicos, que foram essenciais para o desenvolvimento da metodologia utilizada nesta Dissertação.

À Petrobras, através do apoio da Gerência de Modelagem de Sistemas Petrolíferos - Petrobras/E&P-EXP/GEO/MSP, que contribuíram no processo de modelagem da Dissertação através da utilização do software e consulta de material didático do tema.

À BG/Shell, por permitir a participação de atividades acadêmicas de campo que contribuíram na formação acadêmica e enriquecimento na interpretação dos ambientes deposicionais.

À Queiroz Galvão S/A, através da complementação de bolsas acadêmicas na etapa final da conclusão do Mestrado.

Aos colegas de Mestrado e do PRH-52 ANP, pela colaboração ao longo da jornada acadêmica.

Aos funcionários do Núcleo de Estudos Ambientais (NEA) – UFBA, pelo apoio e suporte durante a jornada.

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SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO 8

2 OBJETIVOS 9

2.1 OBJETIVO GERAL 9

2.2 OBJETIVO ESPECÍFICO 9

3 MODELAGEM EM BACIAS SEDIMENTARES – ABORDAGEM EM CONTEXTO

EXPLORATÓRIO 10

3.1 MODELAGEM GEOQUÍMICA 10

3.2 MODELAGEM 1D PARA SISTEMAS PETROLÍFEROS 11

3.3 ESTUDOS DE CASOS NO MUNDO 12

3.4 MODELAGEM GEOQUÍMICA: EXEMPLO BACIA SEDIMENTAR BRASILEIRA 16

4 ÁREA DE ESTUDO 22 4.1 GEOLOGIA REGIONAL 22 4.2. ARCABOUÇO ESTRUTURAL 23 4.3 CONTEXTO ESTRATIGRÁFICO 24 4.4 SISTEMA PETROLÍFERO 27 5 MATERIAIS E MÉTODOS 30

5.1 AQUISIÇÃO DE DADOS GEOLÓGICOS E GEOQUÍMICOS DA AGÊNCIA

NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEL – ANP 30

5.2 SELEÇÃO DOS POÇOS ONSHORE BACIA POTIGUAR 30

5.3 TRATAMENTO DE DADOS – GEOLÓGICO & GEOQUÍMICO 31

5.4 CONSTRUÇÃO DE MODELOS GEOQUÍMICOS – PETROMOD 2015.1 40 6 MODELAGEM 1D DE SOTERRAMENTO E FLUXO TÉRMICO DA FORMAÇÃO

PENDÊNCIA, EXEMPLO BACIA POTIGUAR, BRASIL 41

6.1 INTRODUÇÃO 41

6.2 GEOLOGIA REGIONAL 43

6.3 MATERIAIS E MÉTODOS 44

6.3.1. Interpretação dos Dados Geoquímicos 44

6.3.2. Construção do Banco de Dados Geológicos 58

6.4 RESULTADOS E DISCUSSÃO 64

6.4.1. Modelo de Soterramento 1D 64

6.4.2. Modelo de Fluxo Térmico 1D 68

6.5 CONCLUSÃO 72

7 CONCLUSÃO GERAL 73

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1 INTRODUÇÃO

A modelagem da geração de petróleo consiste numa importante etapa na caracterização do sistema petrolífero. Ela permite construir a história de geração do petróleo a partir de parâmetros geoquímicos e interpretar, em escala regional, os acontecimentos relacionados ao sistema petrolífero, no contexto da rocha geradora. Os avanços científicos na área de modelagem de sistema petrolíferos permitem uma estimativa com base na integração dos dados geológicos e geoquímicos gerando como produtos modelos 1D, 2D e 3D, de acordo com a disponibilidade dos dados.

Simulações numéricas de fenômenos geológicos tornaram-se ferramentas essenciais na avaliação de sistemas petrolíferos. Dentre as várias áreas da geologia, a simulação que aborda a geração, migração e alteração de petróleo, também denominada de modelagem de sistema petrolífero, é a de maior interesse (GALLOWAY, 1975). Seu uso permite a diminuição de riscos exploratórios, através da quantificação dos processos ligados ao sistema petrolífero.

A modelagem de sistemas petrolíferos permite simular a formação do petróleo em uma rocha geradora, com base nas interpretações dos elementos do sistema petrolífero. O modelo 1D de fluxo de calor permite compreender o período e a temperatura máxima que foi submetida num ponto ao longo do tempo geológico, assim como o modelo 1D de soterramento permite a interpretação do processo de subsidência tectônica ao se retirar a sobrecarga sedimentar.

A bacia Potiguar onshore é denominada exploração madura de acordo com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP (2001). Dessa maneira, há um grande interesse no conhecimento na geologia do petróleo para melhor compreensão do sistema petrolífero e a busca por novas oportunidades.

Nesta dissertação serão elaboradas tabelas com informações geológicas, como litologia, profundidade e espessura, associados aos dados geoquímicos carbono orgânico, índice de hidrogênio e temperatura máxima para a construção de modelos de soterramento e fluxo de calor em 1D. Estas interações permitirão a compreensão da geração do petróleo no sistema petrolífero associado a Formação Pendência da bacia Potiguar.

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2 OBJETIVOS

2.1 OBJETIVO GERAL

Gerar modelos geoquímicos 1D da geradora Pendência na bacia Potiguar, com base em dados geológicos e geoquímicos.

2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

- Identificar e analisar a sequência estratigráfica na bacia Potiguar a partir de dados de poços, carta estratigráfica e dados bibliográficos referentes à área, com o intuito de interpretar a história de subsidência na bacia, a partir dos poços selecionados;

- gerar modelos 1D de fluxo térmico que permitirão a interpretação geoquímica da bacia Potiguar, na rocha geradora (Formação Pendência);

- construir modelos 1D de soterramento da bacia Potiguar, através dos parâmetros geológicos utilizando a modelagem 1D como ferramenta;

- elaborar um banco de dados a partir das informações geocronológicas, litológicas, geoquímicas e geológicas, resultando em gráficos geoquímicos (profundidade, temperatura máxima, carbono orgânico total, índice e hidrogênio etc.).

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3 MODELAGEM EM BACIAS SEDIMENTARES – ABORDAGEM EM CONTEXTO EXPLORATÓRIO

A proposta dessa dissertação tem como finalidade modelar a rocha geradora da bacia Potiguar através dos parâmetros geoquímicos, COT (carbono orgânico total), Pirólise de “Rock-Eval”, Petrografia Orgânica (Vitrinita) e Temperatura Máxima (Tmax) auxiliando na avaliação do grau de evolução térmica e origem do petróleo.

3.1 MODELAGEM GEOQUÍMICA

As intepretações geoquímicas perfazem a base da modelagem geoquímica favorecendo a compreensão exploratória da bacia em escala regional e, a partir do entendimento dos processos geológicos (tectonismo, sedimentação, dentre os mais utilizados) e os conceitos do sistema petrolífero em relação a rocha geradora (maturação, transferência de calor etc.) permite as simulações geoquímicas da evolução da bacia através do modelo de soterramento e fluxo térmico.

A construção de gráficos, a partir de parâmetros geoquímicos (carbono orgânico total, dados de pirólise Rock Eval, COT IH, IO, Tmax., S1, S2) auxiliam na interpretação dos dados geoquímicos os quais que permitem observar a relação da maturidade da rocha geradora em relação à profundidade. O aumento da profundidade em relação com temperatura máxima da pirólise Rock Eval e demais parâmetros pode fornecer informações sobre a maturação da rocha geradora. Outros gráficos também são elaborados com base nos parâmetros geoquímicos, conforme fluxograma a seguir.

Figura 1 - Fluxograma de tratamento de dados geoquímicos para modelagem

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3.2 MODELAGEM 1D PARA SISTEMAS PETROLÍFEROS

A modelagem 1D consiste em analisar, em perspectiva plana e regional, informações de poços. Essas informações são a profundidade (metros), topo e base das unidades estratigráficas (geocronologia), litologia e interpretação geológica a partir de cartas estratigráficas. As profundidades das formações geológicas, dados de poços, são extraídas a partir do perfil composto, enquanto que as idades geocronológicas das formações geológicas são obtidas através da carta estratigráfica. A interpretação geológica permite inferir as litologias correspondentes para cada poço.

Nos sistemas petrolíferos são utilizados os modelos de soterramento e o de fluxo térmico. No modelo de soterramento é reconstruída a história deposicional da bacia sedimentar, ou seja, remontado o contexto sedimentar desde a formação da bacia, a partir de informações extraídas de poços, onde as idades das formações geológicas são associadas à carta estratigráfica. Processos geológicos, como eventos erosivos, também são utilizados na construção do modelo, mesmo que sejam de curta duração. O importante é a analisar a relação entre a quantidade de sedimentos erodidos e a taxa de sedimentação na bacia.

Figura 2 - Fluxograma de construção de modelo 1D de história de soterramento de bacias sedimentares

Elaboração: o autor.

Os modelos de fluxo térmicos representam a variação de temperatura, em escala de bacia, ao longo do tempo geológico. A utilização de gráficos geoquímicos auxilia na contextualização da rocha geradora quanto à maturidade. Outra contribuição do modelo de fluxo térmico na maturação da rocha geradora é o fluxo de calor basal, que está relacionado com o estiramento crustal (espessura inicial e espessura final).

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Figura 3 - Fluxograma de construção de modelo 1D de fluxo térmico para sistemas petrolíferos

3.3 ESTUDOS DE CASOS NO MUNDO

Considerada como uma das mais importantes províncias de hidrocarbonetos, a bacia de Marib-Shabowah, situada na parte ocidental do Iêmen, desperta interesses tanto no âmbito de pesquisas, quanto na indústria de exploração de petróleo, sendo a primeira descoberta em 1984. Segundo Hakimi e Abdullah (2015), autores do artigo “Thermal

maturity history and petroleum generation modelling for the Upper Jurassic Madbi source rocks in the Marib-Shabowah Basin, western Yemen”, são identificados dois sistemas

petrolíferos nessa bacia, com variação na quantidade de hidrocarboneto, e o objeto de estudo desse artigo é o potencial de geração da rocha geradora, tipo de querogênio utilizando a modelagem de soterramento e fluxo térmico que integram as informações de maturidade e geração, expulsão e migração, permitindo assim a construção do cenário exploratório.

Um aspecto importante nesse artigo está nos procedimentos de modelagem de bacia, modelagem de subsidência, modelo de maturidade térmica, validação do modelo e parâmetros de maturidade e construção dos gráficos geoquímicos conforme mostra a Figura 04, onde o autor apresenta uma metodologia relacionada à organização dos dados geológicos e geoquímicos, especificamente a distribuição da reflectância da vitrinita para cada poço estudado e a importância do tratamento de dados, compatibilizando com a proposta desta Dissertação.

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Figura 4 - Modelo de soterramento e maturidade térmica para a bacia de Marib-Shabowah

Fonte: Hakimi e Abdullah (2015).

No artigo “Modelling the petroleum generation and migration of the third member of

the Shahejie Formation (Es3) in the Banqiao Depression of Bohai Bay Basin, Eastern

China”, Xiaowen et al. (2011) abordam a modelagem em sistemas petrolíferos na bacia de Bonhai, a partir da geração, migração e a acumulação quantitativas, com a finalidade de compreender tanto o sistema petrolíferos quando a construção dos cenários exploratórios.

Os autores abordam os aspectos da modelagem de sistemas petrolíferos, começando com a interpretação de dados de poços, passando pela elaboração esquemática dos eventos geológicos (geocronologia, estratigrafia e tectônica). Na Figura 05 é construído um banco de dados a partir dos parâmetros da rocha geradora, interpretação dos gráficos geoquímicos, calibração dos modelos a partir da relação reflectância da vitrinita, temperatura e profundidade.

Um dos aspectos importantes neste artigo está na construção esquemática dos eventos geológicos da bacia conforme, a partir dos dados de poços e carta estratigráfica, os autores elaboraram um perfil com as principais informações geológicas da bacia e que posteriormente serviram de base para os modelos 1D de soterramento e maturidade térmica (Figura 06), assim como modelos de geração e expulsão de hidrocarbonetos para a Bacia de Bohai.

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Figura 5 - Modelo esquemático do contexto geológico da Depressão de Banqiao, da Bacia Baía de Bohai, China

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Figura 6 - Modelos 1D história de soterramento e maturidade térmica baseados a partir da construção do banco dados geológicos e interpretação dos gráficos geoquímicos Bacia Baía de Bohai, China

Fonte: Xiaowen et al. (2011)

No Oriente Médio, no Iraque, os campos de Darquain possuem excelentes rochas geradoras de óleo e gás. O artigo “Basin and petroleum system modeling of the Cretaceous

and Jurassic source rocks of the gas and oil reservoirs in Darquain field, southwest Iran”,

retrata a geração de petróleo e migração avaliando a maturidade da matéria orgânica e utilizando os resultados para a calibração dos modelos. A proposta da modelagem nesse artigo está relacionada com análise e investigação de hidrocarbonetos, a partir dos modelos 1D de soterramento, modelos 1D de fluxo térmico e modelos 3D de geração e migração.

A metodologia utilizada por Zeinalzadeh et al. (2015) estabelece a construção da coluna estratigráfica com informações pertinentes aos modelos de soterramento e fluxo térmico. A Figura 07 representa a elaboração do modelo estratigráfico no qual os autores utilizam das informações geológicas e geocronológicas, e da porcentagem litológica para a construção do modelo de soterramento, e assim, auxiliando na compreensão da metodologia para a modelagem geoquímica.

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Figura 7 - Coluna estratigráfica esquemática para o Campo de Darquain (os dados foram organizados conforme a interpretação de dados de poços)

Fonte: Zeinalzadeh et al. (2015).

Os modelos 1D e 3D produzidos nesse artigo foram construídos no software Temis e o Genex, apesar do objetivo e dos resultados serem diferentes desta dissertação, o artigo constrói banco de dados geológico e geoquímico que permite a interpretação do Campo de Darquain. Desse modo a metodologia utilizada na identificação dos aspectos geológicos (Período, Época e Idade) constitui a base da construção de modelos de soterramento e de fluxo térmico, respeitando as características geológicas das bacias sedimentares em estudo.

3.4 MODELAGEM GEOQUÍMICA: EXEMPLO EM BACIA SEDIMENTAR BRASILEIRA As bacias sedimentares da plataforma continental brasileira e algumas em terra, como as bacias Potiguar, Ceará, Recôncavo e Espírito Santo foram formadas durante o Período do Cretáceo, como consequência da ruptura e separação da América do Sul e África, durante do rompimento do Super Continente Gondwana, que conferiu as bacias uma evolução tectonoestratigráfica que resultou na formação das bacias sedimentares com riftes, sag e sequências driftes em ambos continentes.

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Em bacias sedimentares brasileiras que ocorrem os processos de rifteamento há transferência de energia térmica, este processo permite que as rochas geradoras, em conjunto com processos de soterramento e troca de calor, associado ao tempo e a profundidade, gerem hidrocarbonetos nas cozinhas de geração adequadas.

Na Dissertação Modelagem Estratigráfica do Intervalo Cenomaniano-Turoniano,

Formações Açú e Jandaíra, na Borda Sudoeste da Bacia Potiguar, o autor, Garcia (2014),

remonta o sistema deposicional da bacia Potiguar através da integração dos modelos deposicionais e simulações numéricas, através do software Dionisios. A importância de citar este trabalho está na contribuição no conhecimento dos processos deposicionais da bacia Potiguar.

Nas Sequênciais Deposicionais são descritos os Tratos de Sistema Transgressivo e Trato de Sistema de Mar Alto para cada Sequência, através da integração das informações de dados de poços com os modelos gerados no software de modelagem.

A Figura 08 representa as litofácies simuladas para o arenito (LS1) e folhelho (SIM1) ao tempo da deposição dos tratos de sistemas. A reconstituição geométrica dos horizontes, ao tempo da deposição de cada camada, utilizou o programa Dionisio para as simulações. E a Figura 09 representa o bloco diagrama em 3D de litofácies e seções estratigráficas preenchidas pelas litofácies subdividindo-as em duas Sequências Deposicionais de 3º ordem composta por tratos de sistemas transgressivos (TST) e de mar alto (TSMA), simuladas no programa Dionisio.

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Figura 8 - Modelos de simulação de litofácies ao longo do tempo geológico para a bacia Potiguar, Formações Jandaíra e Açú

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Figura 9 - Bloco diagrama das litofácies e suas respectivas seções estratigráficas da bacia Potiguar

Fonte: Garcia (2014).

A relevância do trabalho para a Dissertação está na integração do conhecimento de pesquisas relacionadas à modelagem, utilizando outro software, em processos deposicionais. Nesse trabalho o autor remontou num intervalo geológico mesocenomaniano-neoturoniano as Formações Açú e Jandaíra em suas porções proximais.

Outro exemplo aqui utilizado será um caso de estudo para a bacia Potiguar, com dados de poços offshore, onde de acordo com a Figura 10 foram consideradas quatro fácies, Pendência (rifte – lacustre), e três outros membros da formação Alagamar (Upanema – lacustre salino; CPT – Camadas Ponta de Tubarão – hipersalino marinho; e Galinhos – marinho anóxico). A sub-bacia Mundaú, da bacia do Ceará, também foi utilizada na modelagem 1D de soterramento, levando em consideração as duas rochas geradoras (Mundaú e Paracurú).

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Figura 10 - Modelos 1D de soterramento propostos para a bacia Potiguar e Ceará

Fonte: Estrada (2012).

Os modelos 1D de fluxo de temperatura na Figura 11 são ferramentas essenciais na modelagem geoquímica porque através desses modelos é possível analisar o impacto na geração e expulsão de hidrocarbonetos na rocha geradora (Formação Pescada e Pendência). Esses modelos foram calibrados com a reflectância da vitrinita de acordo com o modelo cinético proposto por Burnham e Sweeney (1989). A base do modelo de fluxo térmico são as equações de Arrhenius, onde o cálculo da reflectância da vitrinita é estabelecida em função do tempo e da temperatura.

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Figura 11 - Modelos 1D de fluxo térmico para a bacia Potiguar e Ceará

Fonte: Estrada (2012).

A proposta apresentada pelos autores neste trabalho está na aplicação da modelagem em sistemas petrolíferos a partir da identificação de potenciais geradores de hidrocarbonetos utilizando a geoquímica, geologia e geofísica. Foram feitos estudos de casos em diversas localidades no mundo com a finalidade de criar cenários a partir da modelagem em exploração.

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4 ÁREA DE ESTUDO

Situada na porção mais oriental à nordeste do Brasil, a bacia Potiguar corresponde aproximadamente 119.295 Km2, em partes emersas e submersas, limitados pelos Estados do Rio Grande do Norte e Ceará, e as plataformas continentais. A parte emersa representa cerca de 33.200 Km2, enquanto que as parte submersa 86.095 Km2, com cota batimétrica de 3000m, onde as rochas do embasamento cristalino delimitam sul, leste e oeste, a bacia do Ceará limita a noroeste e o Oceano Atlântico ao norte.

Figura 12 - Localização do Estado do Rio Grande do Norte e da bacia Potiguar

Fonte: Angelim et al. (2006); Mohriak et al. (2003).

4.1 GEOLOGIA REGIONAL

Na bacia Potiguar ocorrem quatro feições morfoestruturais que correspondem

à fase de estiramento crustal (ou rifte) representada pelos grabens e altos internos, e

a fase de deriva continental, representada pelas plataformas rasas do embasamento

e talude. Esses eventos são responsáveis pela complexidade estrutural da bacia

Potiguar, com sistemas de riftes ocorridos no Cretáceo na porção nordeste do Brasil

e relacionados a processos de estiramento crustal do rompimento do

Supercontinente Gondwana, no Mesozoico, causando separação das placas

Sul-Americana e Africana, e a formação do Oceano Atlântico. O embasamento dessa

bacia é formado por rochas pré-cambrianas da Província Borborema, constituída

pelo amalgamento de blocos crustais arqueanos e proterozoicos compostos por

sequências litoestratigráficas de rochas ígneas e metamórficas.

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4.2 ARCABOUÇO ESTRUTURAL

Segundo Castro (1998), o Rifte Potiguar foi desenvolvido em um substrato nas rochas de idades Pré-Cambrianas da Província Borborema, com direção preferencial NE dos trends e um sistema importante de zonas de cisalhamento E-W e NE-SW. Entretanto, segundo estudos feitos por Matos (1992), o Rifte Potiguar ocorreu no Cretáceo Inferior, decorrente do aproveitamento da direção NE-SW, que predominava em virtude do embasamento, onde a principal falha foi chamada de Falha de Carnaubais. Esta falha é possivelmente uma reativação da zona de cisalhamento do Brasiliano que ficou conhecida como Zona de Cisalhamento de Portalegre, segundo Hackspacher e Oliveira (1994).

Figura 13 - Mapa estrutural da bacia Potiguar

Fonte: Angelim et al. (2006); Hoerlle et al. (2007).

As direções estruturais conferem importante informação, pois auxiliam na interpretação da geologia regional e no comportamento estrutural. O consenso entre os autores é que os falhamentos possuem direção NW-SE. Os trabalhos de Matos (1992) afirmam que as estruturas atuam como falhas de transferência na fase rifte inicial, assumindo logo em seguida a direção do falhamento na porção submersa da bacia em estágio final de processo de rifteamento, predominando uma tectônica transtensional decorrente de esforços distensivos com direção E-W, marcando o começo da separação continental Brasil - África.

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4.3 CONTEXTO ESTRATIGRÁFICO

A bacia Potiguar é bastante estudada e discutida no âmbito acadêmico e profissional devido a sua complexidade estrutural, que lhe confere importantes características e imponentes feições estratigráficas. Os trabalhos na bacia Potiguar no contexto estratigráfico começaram com Souza (1982), que postulou que o preenchimento sedimentar dessa bacia ocorre em diferentes fases da evolução tectônica, sendo fase a rifte representada pela Formação Pendência, a fase transicional com a Formação Alagamar e a fase drifte pelas Formações Açu, Ponta de Mel, Jandaíra, Ubarana, Tibau e Guamaré.

Em seguida foram conduzidos trabalhos de revisão na bacia Potiguar por Araripe e Feijó (1994) que ampliaram o conhecimento estratigráfico, com uma nova concepção estratigráfica. A partir do desenvolvimento exploratório da bacia ao longo do tempo, foram definidos três grandes Grupos (Areia Grande, Apodi e Agulha). A divisão da Formação Pendência em quatro sequências (DELLA FÁVERA et al., 1992), inclusão da Formação Pescada ao final da fase rifte e as divisões de sequências deposicionais entre o Albiano/Turoniano foram mudanças ocorridas a partir da revisão proposta por Araripe e Feijó.

As fases rifte e transicional são representadas pelas Formações Pendência, Pescada e Alagamar, respectivamente, e pertencem ao Grupo Areia Branca. De acordo com Souza (1982), a Formação Pendência é representada por rochas sedimentares provenientes de um sistema flúvio-deltaico lacustrino responsável pelo preenchimento da calha tectônica do Rifte Potiguar. As sequências de idade Neocomiano ocorrem na parte emersa da bacia, enquanto que a sequência de idade Neo-Barremiano ocorre na porção submersa.

Foram definidas quatro sequências estratigráficas para a bacia Potiguar, segundo Della Fávera et al. (1992). Nas Sequências 1 e 2 ocorrem o predomínio da sedimentação lacustre com fluxos gravitacionais de arenitos e conglomerados, oriundos das margens falhadas e flexural, alimentados por um sistema fan-deltaico e de leques aluviais. Nas Sequências 3 e 4, que são as superiores, ocorrem predominantemente a sedimentação flúvio-deltaico, com rara sedimentação lacustrina na bacia, e uma espessura máxima de sedimentos de 3200 metros e pouco espessamento na direção da margem falhada.

Segundo Araripe e Feijó (1994), a Formação Pescada está relacionada à cunha clástica sin-tectônica, identificada no bloco baixo da Falha de Pescada, porção submersa da Bacia Potiguar, associada com o final da fase rifte (TEIXEIRA, 1991; FONSECA, 1992).

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Souza (1992) define a composição da Formação Alagamar como rochas sedimentares provenientes de ambientes fluvio-deltáico, Membro Upanema, e marinho para o Membro Galinhos, onde ocorreu a separação em sistema lagunar composto por folhelhos e camada transicional, através do marinho restrito da Camada Ponta do Tubarão. A partir dos dados bioestratigráficos acredita-se que seja de idade Neo-Aptiano, onde a espessura é dividida em 400 metros para as águas mais rasas e de 600 metros para as águas mais profundas.

A intercalação lateral entre a Formação Açu e a Formação Ponta do Mel e Quebradas constituem, respectivamente, a porção continental e marinha da Sequência Transgressiva Albo-cenomaniana, segundo Bertani et al. (1990). Entretanto, a Formação Açu foi dividida em quatro unidades (Açu 1-4) por Vasconcelos et al. (1990), com o predomínio de um sistema deposicional de leques aluviais na base (Açu 1) seguido de um sistema fluvial entrelaçado (Açu 2) e meandrante (Açu 3). A unidade Açu 4 é representada por sistema costeiro e estuarino, indicando o afogamento do sistema flúvio-aluvial. O sistema deposicional na unidade mais basal são os leques aluviais, enquanto que nas unidades sobrepostas são rochas de sistemas fluviais entrelaçados e meandrante.

Na revisão estratigráfica de Araripe e Feijó (1994), a Formação Quebradas, que a princípio era considerada membro da Formação Ubarana por Souza (1982), foi modificada por apresentar intercalações entre os clásticos fluviais da Formação Açu e os folhelhos da Formação Ubarana, sendo dividido em Membro Redonda, composto por arenitos de plataforma, e o Membro Porto do Mangue de composição folhelhos marinhos de talude, ambos com deposição no Cenomaniano. O contato é discordante na parte inferior com a Formação Ponta do Mel, e concordante na parte superior da Formação Jandaíra.

De acordo com a revisão de Araripe e Feijó (1994), a Formação Jandaíra recobre os clásticos transicionais neo-cenomanianos provenientes das Formações Açu e Quebradas, com o topo marcado por uma expressiva discordância Neocampaniana indicando o fim da Sequência Transgressiva. A Formação Jandaíra é composta por rochas de uma grande plataforma carbonática que recobriu a porção emersa na bacia durante o Turoniano e o Mesocampaniano, predominam os calcarenitosbioclásticos e calcilutitos, indicando processos deposicionais de água rasa e um sistema deposicional em planície de maré, aflorando na parte emersa da bacia. Entretanto, em recentes estudos sobre a bacia Potiguar, os autores Ramos (1993) e Gil (1997), conferem a bacia uma maior diversidade ambiental, oscilando de plataforma mista (parte basal) e margas e folhelhos de ambientes neríticos (baixa energia), nas partes médias à superior da unidade, com níveis de erosão interna, marcados por seções sísmicas.

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O Grupo Agulha integra ambientes deposicional leques costeiros, plataforma e talude, que provavelmente tiveram a sua deposição entre o Neocampaniano e o Recente, representado pelas Formações Barreiras, Tibau/Guamaré e Ubarana. A espessura dos sedimentos neste grupo aproxima-se da quebra de plataforma da bacia em até 3000 metros. Segundo Bertani et al. (1990) o sistema petrolífero da Formação Pendência é representado por petróleo gerado a partir de folhelhos lacustres, sendo armazenado em arenitos flúvio-deltaicos e turbidíticos com idade neocomiana e o querogênio encontrado é do tipo I, com sua ocorrência associada aos baixos estruturais. Na Figura 14 os reservatórios arenosos ocorrem em diversas fácies dentro do contexto lacustre. As trapas são do tipo estrutural relacionadas com blocos falhados e zonas de transferência, onde a forma são corpos arenosos turbidíticos envolvidos em folhelhos lacustres.

Figura 14 - Perfil esquemático da deposição e as unidades litológicas que ocorrem na bacia Potiguar

Fonte: Bertani et al. (1990).

A Figura 15 é a revisão da carta estratigráfica da bacia Potiguar feita por Pessoa Neto et al. (2003), com o detalhamento das fases rifte I, II e pós-rifte, e drifte, representando por cada Formação correspondente e a geocronologia. A revisão foi feita a partir de informações coletadas em poços dessa bacia, permitindo um amplo estudo das informações geológicas.

(27)

Figura 15 - Carta estratigráfica da bacia Potiguar

(28)

4.4 SISTEMA PETROLÍFERO – BACIA POTIGUAR

O conceito de sistema petrolífero agrupa os diversos elementos e processos que controlam a existência de jazidas de petróleo numa bacia sedimentar. A evolução tectono-sedimentar meso-cenozóica da margem continental brasileira propiciou o desenvolvimento desses elementos-chave, cuja presença é requisito fundamental para que uma determinada região seja atrativa à prospecção petrolífera.

A indústria petrolífera foi gradualmente percebendo, ao longo de décadas de exploração, que para se encontrar jazidas de petróleo de volume significativo era imperioso que um determinado número de requisitos geológicos ocorresse simultaneamente nas bacias sedimentares (MAGOON e DOW, 1994). O estudo dessas características de maneira integrada e a simulação preliminar das condições ótimas para sua existência concomitante, com o objetivo de permitir a diminuição do risco exploratório envolvido nas perfurações de poços, um item de elevado custo, foram consolidados em um único conceito: o de sistema petrolífero.

De acordo com revisão feita por Souza Filho et al. (2001), no sistema petrolífero da Formação Alagamar-Açu estão as rochas geradoras, folhelhos marinho-evaporíticos de idade aptiana, da Formação Alagamar, sendo o querogênio dos tipos I e II. As condições de geração para este tipo de petróleo ocorrem na porção marinha da bacia, indicando que houve migração para a porção continental através de carrier beds e superfícies de discordância. Neste sistema estão os reservatórios com os arenitos flúvio-marinho raso da Formação Açu, com idade albiana. Ainda com base no autor citado, outro aspecto relevante na Formação Açu é a ocorrência de aquíferos que exercem grande influência sobre a migração e a acumulação de petróleo através da interação das atividades hidrodinâmicas com as características estruturais (cumes) e os baixos potenciométricos, onde ocorre um forte controle através das variações laterais de fácies no trapeamento das acumulações petrolíferas.

Os campos de petróleo com acumulações que ocorrem na Formação Alagamar-Açu são Canto do Amaro, Ubarana, Salina Cristal, Ponta do Mel, Mossoró e Macau. Ocorrendo pontualmente arenitos arcoseanos nas fácies de reservatório com fragmentos líticos, granulometria variando de grosso à médio e uma matriz argilosa (SOUZA FILHO et al., 2001). Dessa maneira representam depósitos de ambiente transicional do tipo ilha de barreira-laguna, em contexto dominado por marés.

De acordo com os estudos feitos por Bagnolli (1988), a porção localizada a leste e a sul ocorre os folhelhos da Formação Ubarana, caracterizam a trapa do tipo paleogeomórfica. Já na seção norte, ocorre à extensão do campo pelo contato óleo/água e no sentido oeste

(29)

os reservatórios são interceptados por falhas transcorrentes, que definem um escalonamento de blocos e agem como selantes da acumulação. Os reservatórios principais do campo são arenitos da Formação Alagamar-Membro Upanema, caracterizando como depósitos de um ambiente costeiro e inclui deltas e lagunas num arranjo cíclico de avanço e recuo evidenciado pela paleolinha de costa.

Figura 16 - Resumo dos sistemas petrolíferos da bacia Potiguar

A Figura 17 representa as principais Formações da bacia Potiguar indicando as rochas geradoras e reservatórios, apresenta também a complexidade do sistema petrolífero, ou seja, a Formação Pendência pode ser rocha geradora e rocha reservatório dependendo do tempo geológico e do ambiente deposicional

.

(30)

Figura 17 - Representação das Formações e geocronologia da bacia Potiguar

(31)

5 MATERIAIS E MÉTODOS

Interpretação dos dados geológicos e geoquímicos do sistema petrolíferos da bacia Potiguar que permitem a construção de tabelas e a partir das informações geológicas e geoquímicas geradas construída uma biblioteca litológica para a criação de cenários dos modelos 1D do elemento gerador da bacia Potiguar (Formação Pendência).

5.1 AQUISIÇÃO DE DADOS GEOLÓGICOS E GEOQUÍMICOS AGÊNCIA NACIONAL DE PETRÓLEO, GÁS E BIOCOMBUSTÍVEL - ANP

A proposta desta Dissertação é permitir o desenvolvimento de pesquisas relacionadas à modelagem de sistemas petrolíferos através da parceria Universidade Federal da Bahia – UFBA, através do Programa de Pós-Graduação em Geoquímica: Petróleo e Meio Ambiente – POSPETRO, junto com empresas (público/privada) na área de petróleo. A aquisição dos dados geológicos e geoquímicos, fornecidos pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustível – ANP, viabilizou o início do projeto de modelagem de sistema petrolíferos 1D. O conhecimento acadêmico, as referências bibliográficas e os artigos relacionados ao contexto geoquímico e geológico permitiram compreender os processos relacionados à bacia Potiguar.

5.2 SELEÇÃO DE POÇOS ONSHORE BACIA POTIGUAR

Foram fornecidos os dados referentes a nove poços da bacia Potiguar, sendo que três poços (1-BR-3, 1-ES-1 e 1-FG-1) foram descartados porque não possuem informações suficientes para uma análise geoquímica através dos gráficos, ou seja, só possui um valor representativo para todo o dado de poço. Por exemplo, no poço 1-ES-1 só tem um valor para a profundidade, carbono orgânico total, índice de hidrogênio, S2 e temperatura máxima, sendo que para efeito didático os poços não conseguem exibir o comportamento geoquímico para todas as Formações. A rocha intrusiva no poço 1-RNS-6 foi motivo de descarte porque seria necessário estimar o efeito das rochas intrusivas no modelo de fluxo térmico, e o poço 1-CQA-1 foi excluído devido a rocha geradora (Formação Pendência) apresentar uma espessura insignificante. No Quadro 1 estão listados os poços e suas respectivas coordenadas, e na Figura 18 está o mapa de localização desses poços na bacia Potiguar.

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Quadro 01 - Poços e Coordenadas

Poço Coordenada UTM

1-CBR-1 X: 9385233.9 / Y: 685486.4 1-BR-1 X: 9387215.8 / Y: 691473.0 1-CAC-1 X: 9380036.3 / Y: 666179.7 1-CBR-3 X: 9393251.9 / Y: 658162.1 1-ES-1 X: 9393251.9 / Y: 658162.1 1-FG-1 X: 9406572.0 / Y: 729536.0 1-GMR-5 X: 9385431.8 / Y: 645452.1 1-RNS-62 X: 9438103.8 / Y: 786853.1 1-CQA-1 X: 9462400.8 / Y: 810581.6 Elaboração: o autor.

Figura 18 - Mapa de localização dos poços em terra da bacia Potiguar

Fonte: Banco de Dados Exploração e Produção - BDEP/ANP (2016).

5.3 TRATAMENTO DE DADOS – GEOQUÍMICOS E GEOLÓGICOS

Embora não fosse disponibilizado o perfil geoquímico dos poços, o tratamento de dados foi desenvolvido em duas etapas, onde ao final de cada uma delas foram interpretados os resultados de cada uma dessas etapas: A primeira etapa consistiu na construção de gráficos da profundidade em relação à temperatura máxima, carbono orgânico total, índice de hidrogênio e S2, com base nos dados geoquímicos, e dessa maneira os gráficos geoquímicos permitiram interpretações no âmbito da maturidade,

(33)

geração de óleo e/ou gás e qualidade do querogênio. A primeira etapa foi exemplificada conforme os fluxogramas a seguir.

Figura 19 - Fluxograma do tratamento de dados geoquímicos

Identificados e selecionados os poços, a organização dos dados consiste em selecionar os parâmetros utilizados na construção de cada gráfico. Na tabela a seguir são utilizados os dados de profundidade e de índice de hidrogênio para os poços BR-1 e 1-BR-3. No momento da organização dos dados geoquímicos é possível perceber que o aporte de informações no poço 1-BR-1 é superior ao poço 1-BR-3, como por exemplo, a janela de maturação que ocorre para cada um deles e a geração de óleo e gás. Observa-se que enquanto o intervalo é restrito no poço 1-BR-3, ou seja, com pouquíssima variação, no poço 1-BR-1 ocorre um amplo intervalo. Esses fatos são confirmados a partir da construção dos gráficos geoquímicos na etapa seguinte.

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Tabela 01 - Dados geoquímicos do poço 1-BR-1

Legenda: - = dado não fornecido pela ANP Fonte: ANP (1986).

Tipo Amostra registrada (metros) Topo Amostra registrada (metros) Base Amostra registrada (metros) COT-Teor de carbono orgânico total (%) Resíduo insolúvel (%) S1-Hidrocarbonetos livres (mg HC/g rocha) S2-Hidrocarbonetos liberados (mg HC/g rocha) S3-CO2 liberado (mg CO2/g rocha) Temperatura máxima (oC) Índice de hidrogênio S2/COT (mg HC/g COT) Índice de oxigênio S3/COT (mg CO2/g COT)

Calha Pontual (Rocha) 1260 - 1,84 76 0,63 9,19 0,64 431 499,45651 34,78261

Amostra Intervalar Topo (Rocha)

2367 2380 2,62 76 0,97 6,09 0,13 439 232,44276 4,96183

Testemunho Intervalar Meio (Rocha) 2367 2380 2,4 80 0,61 5,69 0,12 440 237,08331 5 Testemunho Intervalar Base (Rocha) 2367 2380 3,05 80 0,66 8,09 0,22 443 265,24591 7,21311

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Tabela 02 - Dados geoquímicos do poço 1-BR-3

Tipo Amostra registrada (metros) Topo Amostra registrada (metros) Base Amostra registrada (metros) COT-Teor de carbono orgânico total (%) Resíduo insolúvel (%) S1-Hidrocarbonetos livres (mg HC/g rocha) S2-Hidrocarbonetos liberados (mg HC/g rocha) S3-CO2 liberado (mg CO2/g rocha) Temperatura máxima (oC) Índice de hidrogênio S2/COT (mg HC/g COT) Índice de oxigênio S3/COT (mg CO2/g COT)

Calha Pontual (Rocha) 690 - 1,81 - 0,41 5,93 0,38 446 327,62433 20,99448

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Gr á fi co s Profundidade x Índice de Hidrogênio Gás e/ou Óleo Profundidade x

Carbono Orgânico Total

Qualidade Profundidade x Temperatura Máxima Maturidade Profundidade x S2 Qualidade 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 425 430 435 440 445 P rof u n d id ad e ( m ) Temperatura Máxima (ºC)

Profundidade x Temperatura Máxima

Maturos Imaturos Figura 20 - Fluxograma de demonstração da construção dos gráficos geoquímicos

Os gráficos geoquímicos a seguir representam o tratamento de dados realizado na primeira etapa para os resultados geoquímicos. Os poços selecionados foram os 1-BR-1 e 1-BR-3, sendo que primeiro foi utilizado na modelagem de sistemas petrolíferos 1D e outro foi descartado por não apresentar dados geoquímicos suficientes para a modelagem.

Figura 21 - Gráfico da relação profundidade x índice de hidrogênio do poço 1-BR-1

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670 680 690 700 710 720 730 438 440 442 444 446 448

Pr

o

fu

n

d

id

ad

e

(

m

)

Temperatura (ºC)

Profundidade x Temperatura Máxima

Maduro Figura 22 - Diagrama de Van Krevelen aplicado para o poço 1-BR-1

Figura 23 - Gráfico da relação profundidade x índice de hidrogênio poço 1-BR-3

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Figura 24 - Diagrama de Van Krevelen aplicado para o poço 1-BR-3

Observando os poços 1-BR-1 e 1-BR-3, embora estejam próximos, o comportamento nos gráficos geoquímicos de profundidade e índice de hidrogênio são diferentes devido à maturidade térmica das amostras para cada poço. A partir da diminuição do índice de hidrogênio ocorre a geração de óleo e gás no poço 1-BR-1, indicando geração de óleo e gás através da diminuição no índice de hidrogênio nas amostras com maior maturidade, predominando assim o querogênio tipo I / II. No poço 1-BR-3 o querogênio é também é do tipo I / II, mas os índices de hidrogênio são menores por causa da alta maturidade das amostras nesse poço, indicando que estão na janela de geração de óleo. Essa etapa é essencialmente composta de interpretação dos gráficos, onde são selecionados os mais representativos, para que além do efeito didático, seja ilustrada de maneira fidedigna a proposta de modelagem em sistemas petrolíferos 1D.

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Na segunda etapa foi feita a construção de um banco de dados litológico e geocronológico, a partir do perfil composto e da carta estratigráfica da bacia Potiguar para a construção do modelo de soterramento 1D. A título de exemplificação foi escolhido o poço 1-CRB-1. O fluxograma a seguir ilustra cada etapa dessa fase, que também é bastante interpretativa.

Figura 25 - Fluxograma de demonstração do tratamento dos dados geológicos

Em seguida, foi interpretado o perfil composto do poço com base nas formações, profundidade e litologia, para que fossem definidos os valores do topo e da base, e elaborada a tabela 05.

Figura 26 - Representação esquemática do perfil de poço, destacando as Formações Jandaíra e Açu

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Tabela 03 - Dados geocronológicos e litológicos para o modelo de soterramento para o poço 1-CRB-01

Idade_Formação Topo(m) Base(m) Idade Ma Litologia (%) 92_0Ma_Santoniano_Jandaíra 0 50 92 0 80Calc_20Sand

100_92Ma_Albiano_Açu 50 300 100 92 40Shl_60Sand Elaboração: o autor.

Importante ressaltar que na profundidade é considerado do mais raso ao mais profundo, por isso o valor do topo é zero e atinge 50 metros. Enquanto que na idade geocronológica começa do mais antigo, 92 Ma, para o mais recente zero, decorrente da história de soterramento da bacia. Os valores da idade foram estabelecidos com base na carta estratigráfica da bacia Potiguar.

A proporção litológica é baseada de acordo com o perfil composto, segundo o topo e a base de cada Formação e a profundidade, onde inicialmente é escolhido um intervalo e estimado um valor para a proporção litológica. Na figura 8, entre 0 e 50 metros, foi estabelecido que ocorrem na Formação Jandaíra, 80% de calcarenito e 20% de arenito.

Figura 27 - Representação esquemática do perfil de poço, destacando a litologia

Topo

calcarenito

arenito

Base

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5.4 CONSTRUÇÃO DE MODELOS 1D DE SISTEMAS PETROLÍFEROS – PETROMOD 2015.1

Os modelos geoquímicos de soterramento e fluxo de calor foram construídos no software Petromod, versão 2015.1, da Schlumberger, através da parceria Pós-Graduação em Petróleo e Meio Ambiente – POSPETRO/UFBA e a Empresa Petróleo Brasileiro S/A – Petrobras (Gerência de Modelagem de Sistemas Petrolíferos).

O software permite a construção de modelos de sistemas petrolíferos em 1D, abrangendo áreas sob a perspectiva de estudos regionais de bacias. Esses modelos buscam representar o sistema petrolífero, a partir da história de soterramento e do fluxo térmico.

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6 MODELAGEM 1D DE SOTERRAMENTO E FLUXO TÉRMICO DA FORMAÇÃO PENDÊNCIA, BACIA POTIGUAR, BRASIL

RESUMO

A bacia Potiguar está localizada na parte nordeste do Brasil, e é uma bacia produtora de óleo, assim, um grande interesse na prospecção e exploração de hidrocarbonetos. A partir de interpretação dos dados geológicos e geoquímicos da rocha geradora, Formação Pendência, são identificados diferentes eventos e potenciais acumulo de óleo (plays), fornecendo informações sobre o tipo de rocha presentes em cada um, permitindo identificar o sistema petrolífero. Os resultados da modelagem geoquímica 1D e modelos de soterramento da bacia Potiguar é possível identificar a o elemento da rocha geradora de hidrocarbonetos (Formação Pendência), com as suas respectivas idades, Formações e Membros.

Palavras chave: modelagem térmica 1D; modelagem geoquímica; bacia Potiguar; sistema petrolífero; modelo 1D de soterramento

ABSTRACT

The Potiguar basin is located in the northeastern part of Brazil, and is an oil producing basin, thus, a great interest in the exploration and exploitation of hydrocarbons. From the interpretation of the geological and geochemical data of the generating rock, Formação Pendência, different events and potential accumulation of oil (plays) are identified, providing information about the type of rock present in each one, allowing identification of the petroleum system. The results of the 1D geochemical modeling and burial models of the Potiguar basin can identify the element of hydrocarbon rock (Formação Pendência) with their respective ages, formations and limbs.

Keywords: 1D thermal modeling; geochemical modeling; Potiguar basin; oil system; burial model 1D.

6.1 INTRODUÇÃO

A bacia Potiguar possui uma grande complexidade geológica, tanto estrutural quando estratigráfica, lhe conferindo aspectos distintos nos elementos do seu sistema petrolífero (rochas geradoras, reservatórios, selantes e rotas de migração). Isso significa que tentar estabelecer um padrão para os processos geológicos, no nível de sistema petrolífero, nessa bacia, não é aplicável. Em alguns poços em terra, a rocha geradora da Formação Pendência, possui uma geometria que não permite ser capaz de fornecer hidrocarboneto suficiente para uma rocha reservatório, ou seja, as dimensões da rocha geradora não são suficientes para promover o acúmulo de hidrocarbonetos.

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Os estudos na área de exploração da bacia Potiguar iniciaram-se em 1956, em terra, e para a exploração em mar, em 1971. O primeiro campo marítimo foi descoberto em 1973, Campo Ubarana. A bacia Potiguar sempre esteve presente em todas as rodadas de licitação da Agência Nacional de petróleo – ANP, de 1999 até as últimas rodadas.

A modelagem de sistemas petrolíferos é uma ferramenta utilizada na indústria de petróleo na criação de cenários e comportamento da rocha geradora a partir de dados geológicos e geoquímicos. A utilização dessas informações permite que sejam criados modelos de soterramento, contando a história de deposição na bacia a partir da interpretação dos dados geológicos. Os modelos de fluxo térmico, que retratam a distribuição térmica ao longo da bacia, são construídos com base nos dados geoquímicos e na interpretação dos gráficos geoquímicos. A Formação Pendência, rocha geradora, na bacia Potiguar, foi selecionada como objeto de estudo por ser didaticamente viável e por contemplar os processos de modelagem numa bacia sedimentar. Os estudos na área de modelagem geoquímica de sistemas petrolíferos estão em fase inicial no meio acadêmico, de maneira que as parceiras com empresas da indústria de petróleo colaboram bastante para o desenvolvimento dessa área de pesquisa.

As intepretações geoquímicas perfazem a base da modelagem geoquímica favorecendo a compreensão exploratória da bacia em escala regional e, a partir do entendimento dos processos geológicos (tectonismo, sedimentação, dentre os mais utilizados) e os conceitos do sistema petrolífero em relação à rocha geradora permitindo modelos conceituais da evolução da bacia.

Figura 28 - Localização dos poços em terra na bacia Potiguar

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6.2 GEOLOGIA REGIONAL

A geologia da Bacia Potiguar é composta por rochas que são de idades do paleoproterozóico e neoproterozóico, e o desenvolvimento da bacia ocorreu conforme o trend tectônico das zonas de cisalhamento pré-cambrianos adjacentes, conforme trabalhos publicados por Oliveira (2008) e Castro et al. (2012).

Nos trabalhos publicados por Pessoa Neto et al. (2007), a história da geotectônica da Bacia Potiguar destaca três principais fases características e distintas ocorridas nessa bacia. A primeira fase consiste no rompimento da América do Sul e a África ou fase rifte, caracterizada por uma intensa subsidência associada com processos de ruptura e de idades do Neocomiano ao Aptiano. A segunda fase é marcada pela mudança de ambientes transicionais com forte influência da subsidência térmica. E a última fase, representada pela sequência drifte, no seguimento do processo de formação efetiva do oceano no Golfo Atlântico, registrando o ciclo transgressivo e as respectivas Formações (Açú e Jandaíra) e depósitos associados. Em seguida verificou-se um longo ciclo regressivo, de idade do Cretáceo ao recente, contemplando as Formações (Tibaú, Guamaré e Ubarana). A figura 29, adaptada do trabalho de Brownfield e Charpentier (2007), representa os estágios de separação dos continentes na região equatorial, com as respectivas formações das bacias de margem equatorial brasileira e a Província do Golfo da Guiné.

Os sistemas petrolíferos da bacia Potiguar podem ser relacionados aos ambientes deposicionais das rochas geradoras e das rochas reservatórios. De maneira que os sistemas lacustres de água doce, Formação Pendência e Pescada, representam a rocha geradora e reservatório, respectivamente. Enquanto que o sistema lacustre de água salgada é representado pela Formação Alagamar-Açú, rocha geradora. Na sequência o reservatório que ocorre no sistema marinho evaporítico é a Formação Alagamar, configurando a complexidade da bacia.

A modelagem geoquímica de rochas geradoras consiste em analisar, em perspectiva plana e regional, informações de poços. Essas informações são a profundidade (metros), topo e base das unidades estratigráficas (geocronologia), litologia e interpretação geológica a partir de cartas estratigráficas. As profundidades das formações geológicas, dados de poços, são extraídas a partir do perfil composto, enquanto que as idades geocronológicas das formações geológicas são obtidas através da carta estratigráfica. A interpretação geológica permite inferir as litologias correspondentes para cada poço.

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Fonte: Adaptado de Brownfield e Charpentier (2007).

6.3 MATERIAIS E MÉTODOS

Inicialmente foram solicitados dados geológicos e geoquímicos à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustível – ANP. Após a disponibilização desses dados foram estabelecidas duas etapas para o tratamento de dados: interpretação e construção dos modelos. A primeira etapa consiste na utilização dos dados geoquímicos para o modelo de fluxo térmico 1D; enquanto que a segunda etapa é constituída da construção do banco de dados geológicos a partir do perfil composto e da carta estratigráfica da bacia Potiguar.

6.3.1 Interpretação dos Dados Geoquímicos

Os poços selecionados para a modelagem geoquímica 1D foram os poços 1-BR-01, 1-CAC-01, 1-CRB-01 e 1-GMR-05. A escolha desses poços para o processo de modelagem 1D ocorreu devido ao aporte de dados e a representação gráfica para as Formações que ocorrem nos poços. Os poços apresentaram variação na quantidade de matéria orgânica (COT) e no tipo de querogênio. A seguir serão exibidos os dados geoquímicos fornecidos pela ANP, na forma de tabelas.

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Tabela 04 - Dados Geoquímicos para o poço 1-BR-01 Tipo Amostra registrada (metros) Topo Amostra registrada (metros) Base Amostra registrada (metros) COT-Teor de carbono orgânico total (%) Resíduo insolúvel (%) S1-Hidrocarbonetos livres (mg HC/g rocha) S2-Hidrocarbonetos gerados (mg HC/g rocha) S3-CO2 liberado (mg CO2/g rocha) Temperatura máxima (oC) Índice de hidrogênio S2/COT (mg HC/g COT) Índice de oxigênio S3/COT (mg CO2/g COT)

Amostra Intervalar Topo (Rocha) 2367 2380 2,62 76 0,97 6,09 0,13 439 232,44276 4,96183

Testemunho Intervalar Meio (Rocha) 2367 2380 2,4 80 0,61 5,69 0,12 440 237,08331 5

Testemunho Intervalar Base (Rocha) 2367 2380 3,05 80 0,66 8,09 0,22 443 265,24591 7,21311

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Figura 30 - Gráfico dos parâmetros geoquímicos do poço 1-BR-01 (temperatura máxima, COT, S2 e índice de hidrogênio)

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Figura 31 - Diagrama de Van Krevelen aplicado para o poço 1-BR-01

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Tabela 05 - Dados Geoquímicos para o poço 1-CAC-01 Tipo Amostra registrada (metros) Topo Amostra registrada (metros) Base Amostra registrada (metros) COT-Teor de carbono orgânico total (%) Resíduo insolúvel (%) S1-Hidrocarbonetos livres (mg HC/g rocha) S2-Hidrocarbonetos gerados (mg HC/g rocha) S3-CO2 liberado (mg CO2/g rocha) Temperatura máxima (oC) Índice de hidrogênio S2/COT (mg HC/g COT) Índice de oxigênio S3/COT (mg CO2/g COT)

Calha Pontual (Rocha) 1584 - 1,68 80 0,32 9,46 0,84 438 563,09521 50

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Figura 32 - Gráfico dos parâmetros geoquímicos do poço 1-CAC-01 (temperatura máxima, COT, S2 e índice de hidrogênio)

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Figura 33 - Diagrama de Van Krevelen aplicado para o poço 1-CAC-01