Estimativa de porosidades efetivas da formação aquífera Antenor Navarro a partir de ensaios petrofísicos laboratoriais - área da bacia de Coronel João Pessoa - RN.

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA CURSO DE GRADUAÇÃO EM GEOFÍSICA

RELATÓRIO DE GRADUAÇÃO EM GEOFÍSICA

RAFAEL BRUNO LOURENÇO DO NASCIMENTO

ESTIMATIVA DE POROSIDADES EFETIVAS DA FORMAÇÃO AQUÍFERA ANTENOR NAVARRO A PARTIR DE ENSAIOS PETROFÍSICOS LABORATORIAIS - ÁREA DA BACIA DE CORONEL JOÃO PESSOA - RN.

NATAL/RN DEZEMBRO DE 2018

RAFAEL BRUNO LOURENÇO DO NASCIMENTO

ESTIMATIVA DE POROSIDADES EFETIVAS DA FORMAÇÃO AQUÍFERA ANTENOR NAVARRO A PARTIR DE ENSAIOS PETROFÍSICOS LABORATORIAIS - ÁREA DA BACIA DE CORONEL JOÃO PESSOA - RN.

Trabalho de Conclusão de Curso Apresentado no Curso de Bacharelado em Geofísica da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, como requisito para a Conclusão do Curso e obtenção da Graduação em Geofísica.

Orientador: Prof. Dr. Leandson Roberto

Fernandez de Lucena

Co-Orientador: Prof. Dr. Milton Morais

Xavier Junior

Natal/RN Dezembro de 2018

RAFAEL BRUNO LOURENÇO DO NASCIMENTO

ESTIMATIVA DE POROSIDADES EFETIVAS DA FORMAÇÃO AQUÍFERA ANTENOR NAVARRO A PARTIR DE ENSAIOS PETROFÍSICOS LABORATORIAIS - ÁREA DA BACIA DE CORONEL JOÃO PESSOA - RN.

Relatório Graduação em Geofísica apresentado ao Departamento de Geofísica da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, como requerido para obtenção do título de Bacharel em Geofísica.

Aprovado em: 04/12/2018

__________________________________________________________________________ Profº. Dr. Leandson Roberto Fernandez de Lucena

Universidade Federal do Rio Grande do Norte Orientador

__________________________________________________________________________ Profº. Dr. Milton Morais Xavier Junior

Universidade Federal do Rio Grande do Norte Co-Orientador

__________________________________________________________________________ Profº. Dr. Francisco de Assis Olimpio Cabral

Universidade Federal do Rio Grande do Norte Membro Interno DGEF/UFRN

“Eu sou a videira, vós, as varas; quem está em mim, e eu nele, este dá muito fruto, porque sem mim nada podeis fazer.”

AGRADECIMENTOS

Agradeço primeiramente ao meu Deus por todas as coisas, porque sei que sem ele nada eu poderia fazer, por isso atribuo a ele toda a Honra e Glória.

Agradeço ao Departamento de Geofísica e a todos os funcionários, em especial ao secretário do curso, Geraldo Fernandes Neto por sua atenção e dedicação a nós alunos. Agradeço aos professores do departamento que sempre com muita dedicação fizeram o melhor para instruir e nos preparar nessa jornada acadêmica.

Agradeço em especial ao meu professor e orientador, Dr. Leandson Roberto Fernandez de Lucena por sua imensurável contribuição, seus ensinamentos e seus incentivos para a execução desse trabalho, e igualmente ao professor Dr. Milton Morais Xavier Junior, meu co-orientador, pelo seu esforço e auxilio na execução deste trabalho.

Agradeço em especial a minha esposa Esther Nascimento, por sua paciência e ajuda e todo o seu amor por mim em todos os momentos, mesmo nos mais críticos sempre esteve ao meu lado. Agradeço especialmente aos meus pais, meu pai Miguel e minha mãe Maria, que sempre foram os meus maiores incentivadores e sempre acreditaram no meu potencial, e as minhas irmãs pela ajuda nesses anos.

A todos os meus amigos que fiz nessa jornada, em especial: Tomaz, Iago Domingos, Breno, Renan, Josi pelos momentos de descontração e de ajuda acadêmica nesses anos. Agradeço em especial ao amigo Pedro Gustavo, por sua ajuda em algumas traduções e na produção deste trabalho e principalmente pela sua amizade e pelos momentos de descontração e ajuda durante esses anos.

Agradeço em especial ao amigo Ricardo, por sua imensurável ajuda na elaboração dos mapas e figuras e por todo seu esforço e sua admirável dedicação.

Agradeço ao Laboratório de Engenharia de Reservatório do Petróleo da UFRN, em especial aos técnicos, na pessoa da técnica Maria Clara por sua ajuda tão valiosa nas medições laboratoriais, e aos professores por toda a cooperação, assim como ao Laboratório de Recuperação Avançada do Petróleo (LRAP) da UFRJ pela contribuição inestimável e valiosa para este trabalho.

RESUMO

O presente trabalho apresenta medições laboratoriais de porosidades efetivas de rochas da Bacia do Rio Nazaré, município de Coronel João Pessoa, a fim de se estimar Reservas Hidrogeológica da bacia. A referida bacia está situada no extremo oeste potiguar, e é muito importante para a região e imprescindível em termos de disponibilidade de recursos hídricos subterrâneos. A mesma está inserida no contexto das bacias interiores do NE do Brasil, cuja origem está relacionada a processos de reativações tectônicas no período de separação dos continentes Sul-Americano e Africano. A Geologia da mesma é representada litologicamente por arenitos finos a grossos, siltitos e argilitos, correlacionados à Formação Antenor Navarro. Nesse contexto, foram coletadas oito plugues de rochas da região, e realizadas medições laboratoriais de porosidade. Essas medições foram baseadas no método de expansão de gás (Lei de Boyle), em que o cálculo das porosidades é realizado fundamentalmente através do preenchimento da amostra por um determinado gás. O presente trabalho fez uso de porosímetros que são à base de gás hélio. Os plugues foram submetidos a medições em dois laboratórios distintos, sendo eles o Laboratório de Engenharia de Reservatório do Petróleo da UFRN e o Laboratório de Recuperação Avançada do Petróleo (LRAP) da UFRJ. Em ambos os laboratórios a porosidade calculada esteve dentro do padrão esperado para a litológia das amostras de rochas coletadas, a porosidade eficaz média calculada respectivamente para ambos os laboratórios da UFRN e UFRJ foi de 27,22% e 27,62%. Posteriormente, as reservas hidrogeológicas locais foram avaliadas, considerando o referido valor médio de porosidade eficaz do laboratório da UFRN, mediante distintas espessuras saturadas. As reservas de saturação são da ordem de 50 x 106 m3 a 300 x 106 m3, para espessuras saturadas de 64 a 500 metros, respectivamente.

.

Palavras-Chaves: Bacia Coronel João Pessoa. Porosidade efetiva. Formação Antenor

ABSTRACT

This work shows laboratories measurements of effective porosities in Coronel João Pessoa basin rocks, for estimate basin hydrological reserves. The mentioned basin is located on extreme west Potiguar and is so important for the region, as well indispensable in terms of hydrogeological availability. The basin is inserted on a context of the Brazilian northeast up-country basins, which the origin is linked to the processes of tectonic reactivations in the period of South-American and African continental separation. The geology is lithologically represented for wispy to surly sandstones, siltites and clayey, correlated to Antenor Navarro formation. On this context, were collected eight rock plugs of the region and made laboratories measurements of porosity. Measurements were based on a method of gas expansion (Boyle Law), wherein the porosity calculus is fundamentally realized through the sample filling by a determinate gas. The present study made use of porosimeters that were based on helium gas. The plugs were submitted to measurements at two distinct laboratories. The Laboratory of Engineering of Petroleum Reservoir of UFRN and Laboratory of Advanced Recovery of Petroleum of the UFRJ. At both laboratories the calculated porosity was within the pattern for the lithology of the collected rocks samples, the calculated mean efficient porosity, respectively for both laboratories of UFRN and UFRJ was 27,22% e 27,62%. After, the local hydrogeological reserves were assessed, considering the mean value referred of the efficient porosity of UFRN laboratories, through saturated thickness distincts. The reserves of saturation are of order of 50 x 106 m3 to 300 x 106 m3, for saturated thickness of 64 to 500 meters, respectively.

Keywords: Coronel João Pessoa Basin. Effective porosity. Antenor Navarro Formation.

INDICE

Capítulo I – Introdução...12

1.1 – Contextualização e Objetivos...12

1.2 – Localização da Área Pesquisada...12

1.3 – Aspectos fisiográficos e sócio-econômicos...14

Capítulo II – Propriedades Petrofísicas (e seu significado hidrogeológico)...15

2.1 – Porosidade...15

2.2 – Permeabilidade...17

2.3 – A porosidade e seu papel na avaliação de reservas hidrogeológicas...18

Capítulo III – O contexto Geológico e Hidrogeológico...19

3.1 – Embasamento Cristalino...19

3.2 – Formação Antenor Navarro...19

3.3 – Aspectos tectono-estruturais regionais (gênese das bacias interiores do NE)...21

3.4 – A Formação Aquífera Antenor Navarro...22

Capítulo IV – Metodologia...25

4.1 – Procedimentos de Campo (amostragem)...25

4.2 – Procedimentos laboratoriais...26

4.3 – Avaliação de reservas...30

Capitulo V – Apresentação e análise dos resultados...31

5.1 – Porosidades efetivas...31

5.3 – Estimativas de reservas hidrogeológicas...33

Capitulo VI – Considerações finais...34

LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1 – Mapa de localização do município de Coronel João Pessoa e pontos d’água.

Fonte: Adaptado de Medeiros (2007)...13

Figura 3.1 – Mapa geológico da bacia de Coronel João Pessoa. Fonte: Adaptado de Medeiros

(2007)...22

Figura 3.2 – Coluna estratigráfica da Bacia de Sousa. Fonte: Srivastava & Carvalho

(2004)...20

Figura 3.3 – Perfil Litológico do poço nº 1152. Fonte: Elaborado pelo autor.........24

Figura 4.1 – Plugues de rochas da região Fonte: Elaborado pelo autor......26

Figura 4.2 – Porosímetro HeP da VINCI TECHNOLOGIES. Fonte: Elaborado pelo autor..27

Figura 4.3 – Exemplo de Billets e Core Holder. Fonte: Vinci Technologies (2016)...28 Figura 5.1 – Avaliação de reservas em aquíferos livres. Fonte: CPRM (2008)...29

LISTA DE TABELAS

Tabela 2.1 – Valores médios de porosidade total para cada tipo de rocha e sedimento...16 Tabela 3.1 – Classificação das águas dos poços da região...24 Tabela 5.1 – Resultados porosidades efetivas Laboratório de Engenharia de Reservatórios

UFRN...31

Tabela 5.2 – Resultados porosidades efetivas Laboratório de Recuperação Avançada do

Petróleo UFRJ...31

Tabela 5.3 – Resultados porosidades efetivas obtidas através de Empuxo no Laboratório de

LISTA DE GRÁFICOS

Gráfico 5.1 – Avaliação de Reservas Hidrogeológicas, Volume de Saturação V (m3) x Espessura Saturada H0 (m)...pag.33

12

1. CAPITULO I – INTRODUÇÃO

1.1 – CONTEXTUALIZAÇÃO E OBJETIVOS

A Micro-Bacia do Rio Nazaré no Município de Coronel João Pessoa é de suma importância para a manutenção e crescimento da vida na região e suas adjacências. Do ponto de vista geológico, esta Micro-Bacia do Rio Nazaré está litologicamente representada por arenitos finos a grossos, siltitos e argilitos correlacionados a Formação Antenor Navarro. Segundo Nobrega (2004), a origem e formação da Bacia de Coronel João Pessoa estão diretamente ligadas a reativações tectônicas no Ciclo Brasiliano, a partir do período Mesozoico e Cenozoico.

Do ponto de vista hidrogeológico, a bacia ainda não dispõe de informações e dados suficientes e satisfatórios que contribuam para um melhor entendimento, e que agreguem subsídios para qualificar e quantificar a formação aquífera em seus reais valores de Reservas, Potencialidade e Recursos Explotáveis.

Nesse contexto o presente trabalho foi desenvolvido com o objetivo principal de minimizar a escassez de informações hidrogeológicas e agregar valor para futuras pesquisas e possibilitar o melhor entendimento da Formação Aquífera Antenor Navarro. Para isto, foram utilizadas amostras de rochas da região, para a realização de medidas laboratoriais de porosidade a fim de calcular as porosidades efetivas para cada uma das amostras coletadas.

Por fim, foi gerado um gráfico de Volume Saturado X Espessuras Saturadas, e estimados, ainda que de forma preliminar, as Reservas da Formação Aquífera Homônima.

1.2 – LOCALIZAÇÃO DA ÁREA ESTUDADA

O Município de Coronel João Pessoa está localizado no extremo oeste do Estado do Rio Grande do Norte, delimitado pelos municípios de Venha Ver, Encanto, São Miguel, Luís Gomes, Água Nova e Riacho de Santana. O mesmo encontra-se delimitado pelos meridianos 38°22’57” e 38°28’53 de longitude oeste, e pelos paralelos 6°14’05” e 6°16’19” de latitude sul, a uma distância de 462 km da capital Natal.

As principais vias do município são as BR’S 304 e 405 e a Rodovia Estadual RN-177 (Figura1.1).

13

14

1.3 – ASPECTOS FISIOGRÁFICOS E SOCIO-ECONÔMICOS

A região de estudo situa-se no extremo oeste Potiguar, na micro-região serrana do estado do Rio Grande do Norte.

Aspectos Geomorfológicos – O relevo da área estudada está subdividido em dois

domínios principais. O primeiro está delimitado por cotas inferiores à 400 m até 500 m, nunca superiores à 500 m. O mesmo está correlacionado exclusivamente ao vale do Rio Nazaré. O segundo domínio está delimitado por cotas inferiores a 500 m até 700 m, inseridos no contexto do Planalto Borborema e correlacionados a serras e serrotes da região, ao qual se destacam as duas principais serras da região, as serras de São José e das Almas, Martins (1987).

Clima – O clima da região muito quente e semiárido. Com períodos chuvosos que

ocorrem de fevereiro à junho.

A temperatura média anual está entre máximas de 33,0°, médias de 28,1° e mínimas de 21,0°. Com umidade relativa média anual de 66%.

Solo e Vegetação – O solo é predominantemente Litálicos e Eutrálicos, com fertilidade

natural elevada, textura arenosa e/ou média, fase pedregosa e relevo ondulado.

A vegetação da região é predominantemente representada pela Caatinga Hipexerófila, onde se destacam as espécies marmeleiro, jurema, xique-xique, catingueira, mufumbo e facheiro.

Hidrografia – A área de estudo está inserida na Bacia Hidrográfica do rio

Apodi-Mossoró, banhado apenas por córregos ao qual se destacam os córregos de Olaria, Riacho das Almas, Ferreirão e Poço de Vara conforme CPRM (2005).

Aspectos Socio-Econômicos – A principal atividade econômica do município de Coronel

João Pessoa é a agricultura, principalmente no cultivo de alimento de subsistência como milho, arroz, mandioca e feijão. Na região também se destacam o cultivo de cana de açúcar e maracujá, segundo IBGE (2018).

Ainda segundo o IBGE (2018), o resultado do último senso realizado em 2010 mostrou que a população de Coronel João Pessoa é de 4.772 pessoas, e com uma Densidade Demográfica Média de 40,74 hab/Km2. O município ocupa a posição de número 167 em comparativo de índice populacional em comparativo com outros municípios. O Índice de Desenvolvimento Humano Municipal (IDHM) gira em torno de 0,578.

15

2. CAPITULO II – PROPRIEDADES PETROFÍSICAS (E SEU SIGNIFICADO HIDROGEOLÓGICO)

2.1 – POROSIDADE

A porosidade é uma das propriedades petrofísicas de maior relevância para a hidrogeofísica, representando um parâmetro essencial de reservatório. A mesma representa uma grandeza extensiva adimensional, assim definida como sendo produto do percentual de espaços vazios na rocha, obtida pela razão de volumes vazios na rocha (Vv) e o volume total da rocha (Vt). Conforme a equação 2.1:

2.1

A porosidade pode ser classificada de acordo com diferentes fatores. Segundo Olivar (2014), do ponto de vista de processos geológicos ligados a sua criação, a porosidade pode ser classificada como: primária, quando gerada no processo de formação da rocha (sedimentação, cristalização, etc.); e secundária, quando gerada por processo pós-formação (fraturamentos, dissolução química, etc.)

De acordo com Schön (2004), adicionalmente a esses dois conceitos fundamentais, a porosidade pode ainda ser classificada conforme sua textura, tecido petrográfico e grau de interconexão interna dos poros como:

Porosidade Intergranular: Definida pelos espaços vazios entre os grãos, partículas ou fragmentos clásticos. A mesma está relacionado a porosidade primária;

Porosidade Intercristalina ou Iintragranular: Os espaços gerados entre os grãos são derivados de processos de encolhimento ou contração dos grãos;

Porosidade de Fissura ou Fratura: Geralmente originadas por processos de fraturamento mecânicos e ação química na rocha massiva. A origem da mesma relaciona-se à porosidade secundária;

Porosidade de Cavernas: Os vazios gerados podem ser originados tanto na gênese por ações biológicas de organismos (Porosidade Primária), ou ainda posteriormente por ações de dissoluções químicas (Porosidade Secundária).

16 A Tabela 2.1 a seguir, fornece valores médios de porosidades para cada tipo de rocha e sedimentos conforme suas características.

Material Porosidade (%) Sedimentos Argila 45 - 60 Silte-areia fina 40 – 50 Areia-fina média 30 – 35 Areia média-grossa 35 – 40 Cascalho 30 - 40 Rochas Folhelho 1 -10 Siltito 1 – 10 Arenitos 10 – 25 Calcários 1 - 10 Rochas Cristalinas 1 - 5 Sal-gema 0 -1

Tabela 2.1 - Valores médios de porosidade total para cada tipo de rocha e sedimento. Fonte: Modificado de Olivar (2014).

Em geral, a porosidade pode ser definida em relação a diversos fatores como exemplo tipos de rochas, tipo de grãos, arranjo interno dos grãos etc. Segundo Olivar (2014) a porosidade é produto tanto da granulometria quanto da textura das rochas, sendo dependente destes parâmetros. Uma das maiores dificuldades na definição do tipo de porosidade, no tipo e no grau de interconexão entre os poros se dá, segundo Schön (2004), devido a complexidade da geometria do espaço poroso. Essa complexidade tem gerado várias definições por diferentes autores acerca desse parâmetro. Schön (2004) definiu a porosidade do ponto de vista hidráulico em três termos principais, que são eles:

Porosidade Total (

ø

_total): Sua definição está ligada a razão entre todos os espaços vazios presentes com o volume total da rocha. A definição matemática para a Porosidade Total (

ø

Total) está expressa na Equação 1.2, onde a mesma é definida como sendo produto da adição entre a Porosidade Primária (

ø

_primária) com a Porosidade Secundária (

ø

_secundária):

Ø = Ø

Total =

Ø

Primária +

Ø

Secundária 2.2

Porosidade Interconectada (

ø

_intc): Está definida como sendo razão entre os vazios interconectados e o volume total. Um determinado poro é considerado conectado quando há fluxo de corrente elétrica e fluido entre os poros.

17 Porosidade Efetiva (

ø

_eft): A definição está relacionada entre o volume de vazios livre e o volume total. Sendo que

ø

_{intc ≤}

ø

_eft, onde a porosidade não-conectada e os espaços preenchidos por fluídos pelicular e capilar são excluídos. Logo o parâmetro de

ø

_eft é utilizado principalmente para cálculos que envolvem parâmetros de armazenamento de fluídos, em analises logarítmica e na dinâmica de fluídos em meios porosos.

Segundo CPRM (2008), a definição de Porosidade Efetiva está relacionada com o a sua liberação dos poros por ações gravitacionais.

Sendo assim, A Porosidade Efetiva é dimensionada no presente trabalho como sendo um dos principais parâmetros a serem utilizados, e de suma importância para a avaliação de reservas hidrogeológicas.

2.2 – PERMEABILIDADE

Assim como a porosidade, a permeabilidade é um parâmetro petrofísico de relevância, e também é tida na bibliografia como um parâmetro de reservatório, assim como a porosidade, Olivar (2014). A permeabilidade está definida como sendo, a capacidade de transportar um fluido no interior de um determinado material, em condições de completa saturação. A mesma depende diretamente da porosidade efetiva do meio, da estrutura e geometria interna dos poros, e das propriedades físicas do fluido, Schön (2004).

A conceituação de permeabilidade foi definida pelo Engenheiro Francês Henry Darcy em 1856. O mesmo conceito tem referenciado várias pesquisas até hoje, onde Darcy fez uso de experimentos laboratoriais com fluxo de água em filtros granulares, tendo verificado que a vazão específica do fluído era diretamente proporcional à diferença de energia hidráulica. Darcy encontrou uma relação fundamental para definir o fluxo laminar de um fluido viscoso através da equação 2.3.

u = - 𝑘

𝜂

. ∇𝑝

2.3

Onde u é o volume a densidade de fluxo volumétrico, p é a pressão de fluído, 𝜂 é a viscosidade dinâmica do fluído. A partir do fluxo laminar Darcy definiu um coeficiente de permeabilidade k, conforme a equação 2.4.

𝑘 =

−𝜂 .

u

18 As equações 2.3 e 2.4 foram definidas por Darcy para o caso isotrópico, mediante ao fluxo laminar e um fluido viscoso. Já para caso onde os materiais em questão são anisotrópicos é necessário levar em consideração um tensor. Como a permeabilidade é dada por dimensão por unidade de área, ela é medida usualmente em m2, ou até por μm2.

A permeabilidade ainda pode ser classificada em quatro tipos, de acordo com o tipo de porosidade, conforme Olivar (2014), como sendo: permeabilidade intergranular, permeabilidade intragranular, permeabilidade de fratura e fissura e permeabilidade vugular. Nas medições de permeabilidade alguns efeitos e fenômenos devem ser corrigidos a fim de se obter uma determinação mais precisa nos resultados finais. Segundo Schön (2004), esses efeitos são:

Fluxo de fluído compressível – Esse efeito é corrigido utilizando aa expansão da equação de Darcy, onde a mesma funciona com fator de normalização da pressão no fluído.

Efeito Klinkenberg – Este efeito é derivado do deslizamento das moléculas de gás em pequenos poros na amostra, onde esse deslizamento gera uma permeabilidade aparente, dependente da pressão absoluta do gás. Schön (2004) descreve ainda um fator de correção

α,

como sendo:

𝑘𝑐𝑜𝑟𝑟 = 𝑘𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑟𝑒𝑑 . (1+ ∝/𝑝)−1

Reação Interface Sólido-Líquido – As forças de reação interna em líquidos podem gerar certa “viscosidade estrutural”, que tem influência direta nas propriedades de fluxo interno. Essa reação influencia diretamente na velocidade, onde essas interfaces são caraterizadas por zonas de extremas velocidades baixas.

A permeabilidade no presente trabalho é destacada apenas em caráter informativo e acadêmico, pois o mesmo foi desenvolvido em sua metodologia e resultados finais levando em consideração apenas o parâmetro da Porosidade, a saber, a Porosidade Efetiva.

2.3 – A POROSIDADE E SEU PAPEL NA AVALIAÇÃO DE RESERVAS HIDROGEOLÓGICAS

A porosidade em termos hidrogeológicos conforme CPRM (2008) é classificada com um parâmetro que remete as condições de estocagem de um determinado potencial de água. Por suas definições ela tem um papel vital na avaliação de reservas, pois ao se

19 calcular a porosidade efetiva (parâmetro que é utilizado no calculo de reservas por sua definição), de uma determinada formação aquífera, está-se na verdade calculando indiretamente os valores relativos ao potencial de estocagem da formação aquífera. Por este fato é imprescindível o papel da Porosidade para a Avaliação de Reservas.

3. CAPITULO III – O CONTEXTO GEOLÓGICO E HIDROGEOLÓGICO

3.1 – EMBASAMENTO CRISTALINO

O embasamento Cristalino da Bacia de Coronel João Pessoa (Ou Bacia do Rio Nazaré), foi descriminado sua composição por Medeiros (2007) de rochas pertencentes principalmente a faixa Óros-Jaguaribe e plútons granitoides de idade brasiliana.

Conforme Medeiros (2007), o mapeamento litoestatigráfico das rochas pertencentes à faixa Óros-Jaguaribe estão subdivididas da seguinte forma: no extremo SE da área como sendo Serra do Deserto (PpSD), no extremo leste Grupo Serra de São José (PpSJ )e Complexo Jaguaretama (PpCJ) na porção mais a SW da área (Figura 3.1).

Já os corpos granitoides, foram correlacionados em suíte a dois litotipos intrusivos, Itaporanga (Npllt) e Catingueira (NplCt), Figura 3.1. Ambos apresentam texturas similares, variando entre si de grosseiras à finas, sendo diferenciados em apenas um fator, se são equigranulares (Cantingueiras) e inequigranulares (Itaporanga).

3.2 – FORMAÇÃO ANTENOR NAVARRO

A formação Antenor Navarro é bem expressiva em algumas bacias sedimentares do NE brasileiro, sendo bem expressiva a sua representação no Grupo Rio do Peixe (PB), Icozinho (CE) e Rafael Fernandes e Coronel João Pessoa (RN). Também se destaca em outras sub-bacias como nos casos de Souza, Pombal e Brejo das Freitas, variando entre si em coloração e ambiente deposicional, Nobrega (2004) e Mendonça Filho e Carvalho (2006).

Conforme CPRM (2006) relaciona o sistema deposicional da formação, como sendo um ambiente fluvial entrelaçado conhecido como braided, associado a leques aluviais, onde o mesmo tem por características a diminuição gradativa de sua energia de transporte no sentido topo da sequência. Em algumas das principais ocorrências da formação, como no caso do

20 Grupo Rio do Peixe, o ambiente deposicional está em transição, passando de aluvial para fluvial, sendo assim depositado diretamente no embasamento cristalino.

Segundo Silva (2009) a Formação Antenor Navarro Compreende a unidade basal do Grupo Rio do Peixe, Grupo formado por Três Formações: Antenor Navarro, Souza e Rio Piranhas. O mesmo tem sua ocorrência ligada a diversas bacias do NE, como as bacias de Icó, Malhada Vermelha, Rafael Fernandes e Coronel João Pessoa. Em uma sequência litoestatigráfica descrita por Mendonça Filho e Carvalho (2006), do basal até superior, o Grupo Rio do Peixe está disposto da seguinte maneira: Formação Antenor Navarro (Unidade Basal – Inferior), Formação Souza (Intermediária) e Formação Rio Piranhas (Superior). A Figura 3.2 mostra a sequência litoestatigráfica da Bacia de Souza de Srivastava & Carvalho (2004).

21 Litologicamente, a Formação Antenor Navarro é predominantemente constituída de rochas areníticas finas a grossos, siltitos, argilitos, podendo chegar até conglomerados. Vale salientar que a formação Antenor Navarro em suas intercalações em outras bacias pode apresentar ainda outras litologias, como nos casos das Bacias de Souza e Brejo das Freitas conforme, onde a mesma é constituída de conglomerados (Imaturos), arenitos grossos e estratificações cruzada acanalada de médio porte e tabulares. (CPRM 2006).

3.3 – ASPECTOS TECNO-ESTRUTURAIS REGIONAIS - GÊNESE DAS BACIAS INTERIOR DO NE

A gênese das bacias interiores do NE é um tema bastante estudado pelos pesquisadores nos últimos anos, onde vários trabalhos foram desenvolvidos e tem acrescido informações fundamentais para a melhor compreensão da formação dessas bacias.

A Bacia de Coronel João Pessoa está inserida no contexto das bacias Interiores do NE, conforme mencionado. Acerca do processo de criação dessas bacias interiores, alguns autores correlacionam a gênese das bacias a processos de reativações tectônicas no período de separação dos continentes Sul-Americanos e Africano, ligados a processos de rifteamento, Pontes (1992). Segundo Nóbrega (2004), o processo de criação dessas bacias interiores estaria ligado a uma importante Zona de Cisalhamento transcorrente dextral com direção NNE, que está disposta a oeste do estado do Rio Grande do Norte e Paraíba, nomeada de Zona de Cisalhamento Porto Alegre (ZCPa).

Ainda segundo Nóbrega (2004), processos de reativações tectônicas do tipo falhamento, nos períodos Mesozoicos e Cenozóicos propiciaram a formação dessas diversas bacias interiores, o agrupamento dessas diversas bacias de médio a pequeno porte estaria associadas a processos erosivos ocorridos a uma única bacia regional pré-existente, de idade mesozoica.

Sobre os processos tectonos-estatigráficos, três sequências foram identificadas por Pontes (1992) como sendo: I – Sequência Pré-Rift, II - Rift e III – Sequência Pós-Rift. Sendo os dois últimos conforme Medeiros (2007), os de maior relevância para o sistema Rifte do NE brasileiro, representando maiores esforços de rupturas e reativações de zonas de cisalhamento.

Alguns autores defendem ainda que a criação das bacias interiores do tipo graben e meio-graben como no caso das bacias de Rafael Fernandes, Gangorra e Cel. João Pessoa, estariam associados a reativações do tipo rúptil provenientes da ZCPa. Originando assim as referidas bacias e sendo responsáveis pela abertura do Rifte Potiguar, Françolin (1994).

22 Acerca da origem da Bacia de Coronel Joao Pessoa, Martins (1987) em sua abordagem propôs uma evolução relacionada com reativações transcorrentes em regime frágil. Ressalta-se o fato de que, a mudança no campo de tensões e sua alternância de movimentos, ora direcionais e normais, causam o basculamento de blocos e erosão (Direcionais) e subsidência e ambiente de deposição de sedimentos (Normais).

3.4 – FORMAÇÃO AQUÍFERA ANTENOR NAVARRO

A bacia de Cel. João Pessoa (BCJP) está geologicamente mapeada como sendo uma ocorrência da Formação Antenor Navarro. Litologicamente a Formação Antenor Navarro na BCJP está definida representativamente por arenitos finos a grossos (Conforme amostras de rochas coletadas na região), Figura 3.1.

Figura 3.1 – Mapa geológico da bacia de Coronel João Pessoa, adaptado de Medeiros (2007).

Vale salientar o fato de que, a ocorrência da Formação Antenor Navarro na bacia em questão, não detém necessariamente a sua representatividade litológica a arenitos finos a grossos, como definidas pelas amostras coletadas. Por exemplo, outras amostragens na própria região poderiam apresentar em sua composição outras litologias, tendo em vista o fato de que, as amostras foram pontuais e relativamente próximas entre si e não contemplaram

23 outras litofácies conforme mostrado na Figura 3.1. Outras amostragens em pontos diferentes poderiam comtemplar argilitos podendo chegar até a intercalações de conglomerados, onde as mesmas também são litologias relacionadas à ocorrência Formação Antenor Navarro na bacia estudada.

Tendo em vista as características da bacia e da Formação Antenor Navarro, a mesma é classificada pelos autores como de grande potencial hidrogeológico. Segundo Correia (2010) a Formação Aquífera Antenor Navarro em sua ocorrência apresenta geralmente águas consideradas “doces” e de grande interesse de estudo.

Uma dificuldade acerca da definição das características hidrogeológicas na Bacia de Cel. João Pessoa é bastante ressaltada pelos autores e enfatizada principalmente pelos relatórios da CPRM (2004) e CPRM (2005), que destacam o fato de não haver pesquisas e dados hidrogeológicos suficientes na região. Ainda segundo CPRM (2004) a escassez de dados se dá principalmente pelo fato de não haver disponíveis dados de poços da região suficientes, onde conforme cadastro do mesmo, a região dispõe apenas de informações de dez pontos d’águas, sendo que cinco são tubulares e cinco amazonas. A principal utilização da água se dá para uso de cume primário (consumo humano). Os poços tubulares apresentam uma profundidade média de 50 m com uma vazão de 27 m3/h conforme dados CPRM (2004). A Figura. 1.1 representa o mapa de pontos d’água da região formulado por CPRM (2004).

Acerca das informações referentes a perfis de poços da região, têm-se disponíveis as fichas de cadastro da SUDENE de dois poços da região. Os poços de nº 1176, que está localizado no sítio Traquino II, e o poço de nº 1152, localizado no sítio Quintos. O poço nº 1176 possui uma profundidade de 62 m, e uma vasão de 9,6 l/h. Os níveis Estático (N.E) e Dinâmico (N.D) estão definidos como sendo: N.E. 3,07 m e N.D. 10,15 m. O mesmo tem seu bombeamento realizado por compressor com a finalidade do abastecimento público. Teste de bombeamento realizado por doze horas evidenciou uma recuperação de 4,83 metros em seis horas de observação.

O poço nº 1152, por sua vez, possui uma profundidade de 70 m, e uma vasão de 7,654 l/h. Os níveis Estático (N.E) e Dinâmico (N.D) estão definidos como sendo: N.E. 6,0 m e N.D. 14,51 m. O mesmo tem seu bombeamento realizado por compressor com a finalidade do abastecimento público. No total o poço foi bombeado por doze horas, em trinta minutos foi recuperado 4,32 m.

A Figura 3.3 que mostra o perfil litológico do poço nº 1152, as estruturas e dados referentes ao poço.

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Figura 3.3 – Perfil Litológico do poço nº 1152. Fonte: Elaborado pelo autor.

Acerca da qualidade da água dos dez pontos d´água da região, a CPRM (2005), apresenta a Tabela 3.1, com os a qualificação das águas dos poços conforme a Portaria nº

1.469/FUNASA, que estabelece o padrão de Sólidos Totais Dissolvidos (STD) para cada litro de água, que é de 1000 mg/l.

Qualidade da Água

Em uso Não Instalado Paralisado Total

Doce 6 - - 6

Salobra - 1 - 1

Salina 1 1 1 3

Total 7 2 1 10

25 Ressalta-se que a maioria das amostras de água coletada e analisada dos poços apresentou um teor de água considerada “doce”, conforme os padrões pré-estabelecidos.

Portanto uma das motivações para a execução do presente trabalho se dá pelo fato da escassez de informações hidrogeológicas disponíveis na região (espessura saturada, dados geofísicos, etc), onde procurou-se contribuir para uma melhor caracterização hidrogeológica local, particularmente no que diz respeito a parâmetros de armazenamento.

4. CAPITULO IV – METODOLOGIA

4.1 – PROCEDIMENTOS DE CAMPO (AMOSTRAGEM)

Para a execução e obtenção dos resultados, fez se necessário coletar algumas amostras de rochas da região de Cel. João Pessoa. Os procedimentos de campo consistem em: visitar previamente o local de coleta das amostras, selecionar os locais que dispõem de rochas mais representativas para a formação estudada e, por fim, coletar as amostras com uso de equipamentos necessários. As amostras são coletadas preferencialmente no formato de “plugues”, considerando seu uso para fins de pesquisas petrofísicas laboratoriais. Seja com a finalidade de executar medições em lâminas delgadas, ou para medições dos parâmetros petrofísicos das amostras.

O procedimento consiste em coletar amostras de rocha utilizando uma broca, ou amostradores de testemunhos, que dimensionam as amostra em padrões específicos, normalmente esse padrão varia de 1, 1,5 ou 2 polegadas, sendo os de 1 e 1,5 polegadas os mais utilizados.

No presente trabalho foram coletadas oito amostras da região de Cel. João Pessoa Figura 4.1, para medições de porosidade e permeabilidade. Na Figura 3.1, é apresentado pontos onde as amostras foram coletadas na bacia estudada. O presente trabalho fez uso apenas de dados de porosidade, a saber, os valores de porosidade efetiva calculados para cada uma das oito amostras coletadas, conforme ressaltado no Capítulo II.

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Figura 4.1. Plugues de rochas da região. Fonte: Elaborado pelo autor.

4.2 – PROCEDIMENTOS LABORATORIAIS

As medições de porosidade foram executadas em dois laboratórios de duas universidades distintas. No Laboratório de Engenharia de Reservatório do Petróleo do curso de Engenharia do Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, e no Laboratório de Recuperação Avançada do Petróleo (LRAP), do curso de Engenharia do Petróleo da Universidade Federal do Rio de Janeiro. As amostras foram submetidas a medições nesses dois laboratórios para fins comparativos e com o objetivo de agregar um maior peso e confiabilidade nos dados calculados.

Ambas as medições foram baseadas no princípio de expansão de gás (Lei de Boyle), metodologia que é uma das mais utilizadas para a medição da porosidade em rochas. A lei de Boyle calcula o volume de grãos e poros de duas medidas de pressão de uma massa conhecida de hélio ou nitrogênio. Inicialmente o gás é mantido em um cilindro de referência e após é expandido para um corpo de matriz.

27 As medições realizadas no LRAP utilizaram o porosímetro a gás DV-4000 da marca WEATHERFORD, já as medições realizadas no Engenharia de Reservatório do Petróleo da UFRN, utilizaram o porosímetro Helium Porosimeter Educational (HeP) da marca VINCI TECHNOLOGIES, Figura 4.2.

Figura 4.2. Porosímetro HeP da VINCI TECHNOLOGIES. Fonte: Elaborado pelo autor.

Inicialmente foram medidas as massas para cada uma das oito amostras, utilizando balanças de precisão. Posteriormente foram medidos o diâmetro e altura de cada uma das oito amostras utilizando um paquímetro digital. Para uma melhor precisão nos valores de diâmetro e comprimento, foram realizadas várias medições para cada amostra a fim de se calcular uma média, a saber, que em diferentes posições da amostra ela poderia apresentar uma variação.

Para a medição da porosidade, conforme mencionado anteriormente, foi utilizado o porosímetro Helium Porosimeter Educational (HeP), onde o mesmo tem seu princípio de funcionamento padrão feito pelos seguintes passos:

I. Inicialmente é medida a pressão atmosférica ambiente, esse procedimento é feito

através do acionamento da válvula de expansão de gás do equipamento, onde a pressão será medida pelo equipamento, e após sua estabilização seu valor deve ser armazenado e utilizado para as medições. Após, foi escolhida o tipo de matrix: Tipo um (uma polegada) e Tipo dois (uma polegada e meia).

II. Após medir a pressão atmosférica ambiente, a amostra foi colocada no CORE

HOLDER, que é o corpo matriz onde as amostras são colocadas para as medições no equipamento. Esses corpos de matriz são compostos de um material isolante que não

28 interferem nas medições e possuem a capacidade armazenar o gás em seu interior durante a sua passagem pelo mesmo. Para cada medição se faz necessário o ajuste da amostra dentro do core holder, para isso são utilizados os Billets, os quais funcionam como reguladores dentro do core holder. Os mesmos são colocados quando necessário para que não haja nenhum espaço vazio adicional e para que o core holder esteja completamente fechado (Os billets são levados em consideração nos cálculos e seus valores são conhecidos). A Figura 4.3, apresenta o core holder e os billets utilizados nos procedimentos realizados no Laboratório de Engenharia de Reservatório do Petróleo da UFRN.

Figura 4.3. Exemplo de Core Holder A e dos Billets B. Fonte: Modificado de Vinci Technologies (2016).

III. Em seguida é feita a liberação do gás até o reservatório do porosímetro e seu valor

registrado. Após, é feita a liberação do gás até o core holder e medido no relógio do aparelho a pressão expandida.

Vale salientar que para cada medida se faz necessário o total esvaziamento do reservatório de gás do porosímetro, por isso a cada nova medição o aparelho deve ser ajustado para a pressão atmosférica ambiente.

Os valores medidos são lançados em uma tabela que a própria Vinci Technologies dispõe para a utilização do seu produto. A mesma leva em consideração todos os valores medidos nas amostras (massa, diâmetro, comprimento), e os valores da instrumentação como exemplo a matriz utilizada no core holder e os billets, para um melhor ajuste e adequação aos resultados finais.

29 Adicionalmente foi utilizada uma metodologia mais precisa para a obtenção da Porosidade Efetiva e para a correção de possíveis erros relacionados a diferenças nos valores de medidos em ambos os laboratórios, com vistas a uma análise de confiabilidade aos valores obtidos. As amostras foram submetidas a medições por Empuxo, procedimento este realizado no laboratório de Petrofísica do Departamento de Geofísica Aplicada da UFRN. As medições por empuxo são fundamentadas no princípio de Arquimedes. Este princípio é definido como sendo a quantificação da força exercida sobre um determinado corpo, quando o mesmo imerso total ou parcial em um líquido, recebendo um empuxo que é igual ao peso do volume do fluido deslocado pelo corpo.

O procedimento amostral consiste em: inicialmente impermeabilizar a amostra, evitando que a mesma seja preenchida pelo líquido, após imergir a amostra em um liquido com densidade conhecida, nesse caso foi utilizada a água, e medir em uma balança de precisão o peso de massa de água deslocada. Para a medição da porosidade, faz se necessário o cálculo de volume da amostra (Vam), utilizando a Equação 4.1 a seguir:

𝑉_{𝑎𝑚 =} 𝑀𝑎𝑑

Ρ𝑎𝑔𝑢𝑎 Equação 4.1

Onde 𝑀_𝑎𝑑 é a massa de água deslocada e Ρ_{𝑎𝑔𝑢𝑎} é a densidade da água nas condições climáticas do laboratório (no caso do laboratório, a Ρ_{𝑎𝑔𝑢𝑎} foi calculada nas condições de 25º e obtido o valor de 0,9978 g/ml). Após a obtenção do valor de 𝑉_𝑎𝑚, obteve-se a Porosidade Efetiva, através da Equação 4.2, a seguir:

𝜙 = 𝑉𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠

𝑉𝑎𝑚 𝜙 =

𝑉𝑎𝑚− 𝑉_{𝑔𝑟ã𝑜𝑠}

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4.3 – AVALIAÇÃO DE RESERVAS

O termo Avaliação de Reservas é o mais adequado a ser utilizado para o presente trabalho, pois o mesmo passou a ser utilizado em substituição ao antigo termo usado “Calculo de Reservas”. Tendo em vista que o antigo termo era utilizado erroneamente devido à alta complexidade geológicas e hidrogeológica dos reservatórios subterrâneos. Segundo CPRM (2008), a avaliação de reservas envolve fórmulas simples, mas que encerram muitas imprecisões relacionadas aos limites dos domínios e agregam valor acerca dos coeficientes de armazenamento e da porosidade efetiva.

Para avaliação de reservas, dois tipos devem ser levados em consideração: as reservas armazenadas por saturação (Reservas de Aquíferos Livres) e as armazenadas por pressão (Reservas de Aquíferos Confinados). O presente trabalho considerou-se que o aquífero é de caráter hidráulico não confirmado ou livre. Segundo CPRM (2008), o aquífero livre tem unicamente reservas de saturação e a mesma está armazenada abaixo da posição mínima do nível freático, conforme ilustrada na Figura 4.5, podendo ser avaliadas pela Equação 4.3, como:

𝑉𝑠 = 𝐴 𝜂𝑒 𝐻0 Equação 4.3

Onde Vs é o volume de água saturada, A é a área de ocorrência do Aquífero 𝜼𝒆 é a porosidade efetiva e 𝑯_𝟎 é a espessura saturada.

31

5. CAPITULO V – APRESENTAÇÃO E ANÁLISE DOS RESULTADOS

5.1 – POROSIDADES EFETIVAS

No capítulo em questão são apresentados os resultados das medições de porosidades efetivas, conforme a metodologia apresentada no capítulo IV. Os resultados das medições realizadas no laboratório de Engenharia de Reservatório do Petróleo da UFRN estão dispostos na Tabela 5.1.

Amostra Dia (mm) Length

(mm) Dry Weight (g) Bulk Vol (ml) Grain Vol (ml) Pore Vol (ml) Porosity (%) 1 31,86 29,46 46,04 23,49 17,60 5,89 25,07% 2 32,00 21,46 32,34 17,26 12,31 4,95 28,68% 3 31,45 32,20 45,07 25,01 17,25 7,76 31,03% 4 31,16 27,42 42,21 20,91 16,17 4,74 22,67% 5 32,30 25,02 40,41 20,50 15,38 5,12 24,98% 6 31,79 31,31 44,71 24,85 17,13 7,72 31,07% 7 31,52 28,09 42,33 21,92 16,23 5,69 25,96% 8 31,23 28,81 41,24 22,07 15,83 6,24 28,27% Média 31,66 27,97 41,79 22,00 15,99 6,01 27,22% Desvio Padão 0,03

Tabela 5.1 - Resultados porosidades efetivas Laboratório de Engenharia de Reservatórios UFRN. Fonte: Elaborado pelo autor.

Os resultados obtidos pelo Laboratório de Recuperação Avançada do Petróleo da UFRJ estão dispostos na Tabela 5.2 a seguir:

Plugue Medido Estimado W(g) D(cm) L(cm) Vm(cm3) Pm(g/cm3) Vt(cm3) Vp(cm3) Φ(%) P1 46,11 3,20 2,99 17,77 2,59 24,05 6,28 26,10% P2 32,42 3,23 2,15 12,52 2,59 17,62 5,10 28,93% P3 45,23 3,23 3,22 17,46 2,59 26,38 8,92 33,83% P4 42,21 3,14 2,75 16,29 2,59 21,30 5,01 23,50% P5 40,52 3,23 2,48 15,62 2,59 20,32 4,70 23,13% P6 44,78 3,15 3,12 17,30 2,59 24,31 7,01 28,85% P7 42,40 3,19 2,84 16,37 2,59 22,70 6,33 27,88% P8 41,28 3,15 2,88 15,99 2,58 22,44 6,45 28,76% Média 41,87 3,19 2,80 16,17 2,59 22,39 6,23 27,62%

Tabela 5.2 - Resultados porosidades efetivas Laboratório de Recuperação Avançada do Petróleo da UFRJ. Fonte: Elaborado pelo autor.

32 As medições de porosidade em ambos os laboratórios foram bem próximas e similares umas as outras variando entre si em uma diferença discrepante, essa variação é decorrente de alguns fatores que são descritos por Twardowiski (2004) como sendo erros sistemáticos e relacionados com a diferença entre as medições de diferentes laboratórios. Ainda segundo o mesmo, esses erros são comuns em porosímetros que fundamentam suas medições com Hélio. Um detalhe nas medições foi ressaltado por ambos os laboratórios. O mesmo se deu ao fato de que, as amostras não possuem o diâmetro compatível para a análise petrofísica (1 ou 1,5 polegadas), as mesmas estão com um diâmetro médio de 3,19 cm, sendo necessária a correção dos valores de porosidades para ambos os laboratórios.

Para a correção dos valores de porosidade foi utilizada uma metodologia adicional, a medição de volume por empuxo apresentada no capítulo IV. A Tabela 5.3 a seguir, mostra os valores de porosidade calculados por empuxo.

Laboratório Amostra Mad (g) Vgrãos (ml) Vam (ml) Φ (%)

UFRN 1 24,87 17,60 24,92 24,22 2 17,38 12,31 17,42 16,71 3 25,43 17,25 25,49 24,81 4 21,20 16,17 21,25 20,49 5 25,31 15,38 25,37 24,76 6 23,47 17,13 23,52 22,79 7 21,72 16,23 21,77 21,02 8 22,08 15,83 22,13 21,41 Média 22,68 15,99 22,73 22,03 UFRJ

Plugue Mad (g) Vt(cm3) Vam (ml) Φ (%)

1 24,87 24,05 24,92 23,96 2 17,38 17,62 17,42 16,41 3 25,43 26,38 25,49 24,45 4 21,20 21,30 21,25 20,24 5 25,31 20,32 25,37 24,56 6 23,47 24,31 23,52 22,49 7 21,72 22,70 21,77 20,73 8 22,08 22,44 22,13 21,11 Média 22,68 22,39 22,73 21,74

Tabela 5.3- Resultados porosidades efetivas obtidas através de Empuxo no Laboratório de Petrofísica do Departamento de Geofísica da UFRN.

A amostra de número dois possui um tamanho visivelmente menor que as demais amostras. Por este fato, observamos que a porosidade na amostra dois como mostrados na

33 Tabela 5.3, apresentou uma variação de porosidade superior às demais amostras em relação às medições realizadas pelos porosímetros nos dois laboratórios.

5.2 – ESTIMATIVAS DE RESERVAS HIDROGEOLÓGICAS

Para a Avaliação de Reservas Hidrogeológicas, foi utilizada a metodologia apresentada no capítulo IV, no item 4.3, a saber, a Equação 4.3. Utilizando a mesma, fez se necessário o calculo de alguns parâmetros. Para a porosidade efetiva foi utilizado a média dos Resultados do Laboratório de Engenharia de Reservatório do Petróleo da UFRN, sendo esse valor de 27,22%. A área da bacia foi calculada como sendo 20,06 km2, a qual foi transformada em metros quadrado para a medição, obteve-se o valor de 20.060.000 m2. A espessura saturada utilizada foi calculada a partir do valor mínimo de 64 metros, conforme dado do poço da Figura 3.3 (profundidade do poço subtraindo-se o nível estático do mesmo). Em face da não disponibilidade de informações acerca de espessuras saturadas totais da Formação Aquífera Antenor Navarro na bacia de estudo, estimou-se reservas de saturação para diferentes espessuras saturadas, até o valor máximo de 500 metros.

A seguir é apresentado o Gráfico 5.1, onde o mesmo é do tipo dispersivo, apresentando o resultado de Reservas de Saturação (Vertical em metros cúbico) X Espessura Saturada (Horizontal em metros).

Gráfico 5.1. Avaliação de Reservas Hidrogeológicas, Volume de Saturação V (m3) x Espessura Saturada H0 (m).

y = 601800x R² = 1 000 E+00 050 E+06 100 E+06 150 E+06 200 E+06 250 E+06 300 E+06 350 E+06 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 V ( m 3) H0 (m)

Avaliação de Reservas Hidrogeológicas

34 Onde V é o volume saturado que é dado em metros cúbicos m3, e H0 é a espessura saturada que é dada em metros.

A equação de ajuste linear obtida foi: y = 601800x. O coeficiente de determinação obtido foi: R2 = 1, o mesmo obteve um ajuste de 100% no que diz respeito à linha de tendência linear e o conjunto dos dados.

6. CAPITULO VI – CONSIDERAÇÕES FINAIS

O presente trabalho fez uso de dados do parâmetro de porosidade efetiva, onde os mesmos foram calculados em dois laboratórios distintos, para a Avalição de Reservas Hidrogeológicas da Fomação Aquífera Antenor Navarro. Os mesmos foram satisfatórios, pois em ambos os laboratórios os valores de porosidade mostraram-se na faixa esperada para o tipo de litologia conforme as amostras coletadas na região.

Nesse contexto, ressalta-se que se faz necessária à obtenção de uma ηef (porosidade efetiva) mais representativa das litologias da região. Isso decore do fato que, as litologias da formação Antenor Navarro não se limitam apenas a arenitos grossos como identificado nos plugues de rochas da região. As próprias rochas sedimentares de granulometria reduzida da região deveriam ser comtempladas nas amostragens, por exemplo, argilitos presentes na própria Formação Antenor Navarro existentes na região que de acordo com a bibliografia disponível.

Acerca da avaliação de reservas hidrogeológicas, particularmente o presente trabalho obteve uma avaliação preliminar e pioneira das reservas da região. Contudo, ressalta-se que essa avaliação é de caráter bastante preliminar, tendo em vista a imprecisão a cerca do valor utilizado de espessura saturada. Esta ultima foi estimada em seu valor mínimo, como sendo de 64 metros, com base em um único dado de poço local. A inexistência de dados totais nesse sentido motivou a elaboração de uma equação linear de correlação entre espessuras saturadas x volumes de saturação, considerando um valor máximo de 500 metros de espessura da formação aquífera. Nesse último caso o volume de saturação foi de 300 x 106 m3.

Vale salientar, a necessidade da avaliação da geometria bacia e consequentemente a espessura saturada da formação aquífera. Para a obtenção do mesmo, é indicada a utilização de métodos Geofísicos Profundos (Gravimetria, Sísmica, dentre outros), ou ainda métodos rasos, aqueles que possibilitem estimar o mergulho da interface do embasamento x bacia sedimentar, a exemplo o método de imageamento geoelétrico.

35

7. CAPITULO VII – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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