UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO RIO DE JANEIRO INSTITUTO DE AGRONOMIA DEPARTAMENTO DE GEOCIÊNCIAS CURSO DE GEOLOGIA

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UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO RIO DE JANEIRO

INSTITUTO DE AGRONOMIA

DEPARTAMENTO DE GEOCIÊNCIAS

CURSO DE GEOLOGIA

MODELAGEM GEOQUÍMICA: TRATAMENTO DE DADOS DE

PIRÓLISE ROCK-EVAL E CARBONO ORGÂNICO TOTAL

DA FORMAÇÃO BARREIRINHA NA BACIA DO AMAZONAS

THIAGO ASSEF GOMES

ORIENTADOR

Dr. NEDSON HUMBERTO FERNANDES

Fevereiro de 2008

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THIAGO ASSEF GOMES

MODELAGEM GEOQUÍMICA: TRATAMENTO DE DADOS DE

PIRÓLISE ROCK-EVAL E CARBONO ORGÂNICO TOTAL

DA FORMAÇÃO BARREIRINHA NA BACIA DO AMAZONAS

Trabalho de Graduação apresentado ao curso de Geologia do Departamento de Geociência da Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro, para obtenção do título de Bacharel em Geologia, sob a orientação do Dr. Nedson Humberto Fernandes.

Fevereiro de 2008

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THIAGO ASSEF GOMES

MODELAGEM GEOQUÍMICA: TRATAMENTO DE DADOS DE

PIRÓLISE ROCK-EVAL E CARBONO ORGÂNICO TOTAL

DA FORMAÇÃO BARREIRINHA NA BACIA DO AMAZONAS

APROVADO EM 29 DE FEVEREIRO DE 2008 PELA BANCA EXAMINADORA:

_____________________________________________ Prof. Dr. Sérgio de Castro Valente

Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro - Departamento de Geociências

_____________________________________________ MsC. Eliane Petersohn

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

_____________________________________________ Dr. Nedson Humberto Fernandes

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

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AGRADECIMENTOS

Agradeço primeiramente ao Planeta Terra, que por 4,6 bilhões de anos preparou esse fantástico e complexo sistema, permitindo através da Geologia desvendar os seus mistérios. Geologia que não apenas fascina, mas que traduzir a mais bela das artes... Na mais sublime das Ciências.

Agradeço aos meus pais, Lúcia e José, e ao meu irmão Diego, por todo amor e carinho que me dedicam, por todo apoio, paciência e compreensão. Amo vocês e muito obrigado por tudo.

Agradeço aos três malandros que estudaram comigo, Leonardo, Davidson e Ronni, que não me ajudaram em nada para a conclusão deste trabalho, mas que além das muitas risadas, sempre foram e serão grandes amigos e companheiros.

Agradeço a minha ilustre turma (2003) “A gente falha, mas ao deixa rejeito”, por todos os anos de estudos, pelos trabalhos de campo, pelas partidas de baralho na praça da alegria, pelos churrascos e festas da Rural. Enfim, por fazerem parte dos melhores anos da minha vida.

Agradeço a Tiara e ao André por serem minha segunda família nestes anos de faculdade e por compartilharem, não só a mesma casa, mas também as alegrias e as tristezas vividas.

Agradeço a toda Superintendência de Definição de Blocos da ANP por tudo que aprendi ao longo do meu estágio, incentivando-me constantemente. Sempre serei grato por todo o apoio que me dedicaram e por acreditarem na qualidade do meu trabalho.

Agradeço a Superintendência de Gestão e Aquisição de Dados Técnicos da ANP por disponibilizarem os dados geoquímicos para elaboração deste trabalho.

Agradeço ao Dr. Nedson Humberto Fernandes, pela orientação e atenção prestada no desenvolver deste trabalho e pelos conhecimentos transmitidos.

Muito obrigado a todos.

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RESUMO

A bacia intracratônica do Amazonas ocupa uma superfície de aproximadamente 606.233 km² e se distribui pelos estados do Amapá, Amazonas, Pará e Roraima, na região norte do Brasil. Na porção mais profunda da bacia, a espessura sedimentar atinge até 7.000m.

A exploração de petróleo nesta bacia teve um grande impulso com a criação da Petrobrás, em 1953. Com a primeira descoberta de óleo na bacia, deu-se início a uma série de projetos e atividades exploratórias e se mantém até os dias de hoje. Dentre essas atividades, a análise geoquímica é considerada fundamental para se entender a distribuição de matéria orgânica e seu estado de maturação, indicando inicialmente, uma favorabilidade para obtenção de hidrocarbonetos.

O estudo e avaliação do potencial petrolífero de bacias sedimentares têm sido apoiado por um forte desempenho da geoquímica orgânica. Auxiliando na identificação de rochas geradoras e petróleos, na caracterização do grau de evolução térmica e tipo de matéria orgânica, reconstrução da história de geração e migração. Sendo assim, este trabalho foi desenvolvido com o intuído de mostrar a caracterização de um modelo geoquímico para a Formação Barreirinha (geradora), na Bacia do Amazonas. Através do tratamento de dados de Pirólise de Rock-Eval e Carbono Orgânico Total dos poços perfurados na bacia, foi possível avaliar as condições para geração de hidrocarbonetos, criando mapas de concentrações para espessura da Formação Barreirinha, carbono orgânico total (%), S1, S2, potencial de geração, índice de produção, S3, temperatura máxima (°C), índice de hidrogênio (IH) e índice de oxigênio (IO), definindo as melhores áreas para geração de hidrocarbonetos na Bacia do Amazonas.

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ABSTRACT

The Amazonas intracratonic basin lies over a surface of approximately 606,233 km² and it is distributed through Amapá, Amazonas, Pará and Roraima states in the north of Brazil. At the deepest basin portion, the sediment thickness reaches over 7,000 m.

The oil exploration in that basin had a big growth with Petrobras foundation in 1953. With the first oil discovery in the basin, many exploration activities have begun and kept working until nowadays. Considering those activities, the geochemical analysis is an important key over the distribution of organic matter understanding and its maturation status – originally indicating – an advantage in hydrocarbons obtention.

The studies and evaluation of sediment basin oil potential have been supported by a strong performance of organic geochemistry. It supports the generating rocks identification and oils, the characterization of thermal evolution degree and kind of organic matter, leading to generation and migration history rebuilding. According to that, this work was developed aiming to introduce the characterization of a geochemical model to the Barreirinha Formation (generating), in Amazonas basin. By the Rock-Eval’s Pyrolysis data treatment and Total Organic Carbon of the drilled wells in the basin it was possible to evaluate the conditions to hydrocarbons generation, creating maps of concentration to thickness of Barreirinha formation, total organic carbon (TOC%), S1, S2, generation potential, production index, maximum temperature (°C), hydrogen index (HI) and oxygen index (OI), setting the best areas to hydrocarbons generation in Amazonas basin.

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LISTA DE FIGURAS

Figura 1 - Mapa de Localização da Bacia do Amazonas ... 2

Figura 2 - Seção Geológica ... 3

Figura 3 - Carta Estratigráfica ... 5

Figura 4 - Diagrama Esquemático: geração, migração e acumulação de hidrocarbonetos... 10

Figura 5 - Ciclo de Análise (Picos S1, S2 e S3) ... 14

Figura 6 - Mapa de poços da Bacia do Amazonas ... 17

Figura 7 - Mapa de Espessura ... 19

Figura 8 - Mapa de Concentração de Carbono Orgânico Total (COT) ... 21

Figura 9 - Mapa de Concentração de Pico S1 ... 23

Figura 10 - Mapa de Concentração de Pico S2 ... ... 25

Figura 11 - Mapa de Concentração do Potencial de Geração (PG) ... 27

Figura 12 - Mapa de Concentração do Índice de Produção (IP) ... 29

Figura 13 - Mapa de Concentração de Pico S3 ... 31

Figura 14 - Mapa de Concentração de Temperatura Máxima (Tmax) ... 33

Figura 15 - Mapa de Concentração do Índice de Hidrogênio (IH) ... 35

Figura 16 - Mapa de Concentração do Índice de Oxigênio (IO) ... 37

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SUMÁRIO

1 Introdução ... 1

1.1 Objetivo ... 1

1.2 Metodologia ... 1

2 Localização ... 2

3 Geologia Geral da Bacia do Amazonas ... 3

3.1 Evolução Tectônica-Estrutural ... 3 3.2 Estratigrafia ... 4 4 Sistema Petrolífero ... 8 4.1 Rochas Geradoras ... 8 4.2 Rochas Reservatórios ... 9 4.3 Geração e Migração ... 9 4.4 Selos ... 10 4.5 Trapas ... 10 5 Histórico Exploratório ... 11

6 Fundamentos de Geoquímica Orgânica ... 13

6.1 Carbono Orgânico Total ... 13

6.2 Pirólise Rock-Eval ... 13

7 Modelagem Geoquímica ... 16

7.1 Introdução ... 16

7.2 Mapa de Espessura ... 18

7.3 Mapa de Concentração de Carbono Orgânico Total ... 20

7.4 Mapa de Concentração do S1 ... 22

7.6 Mapa de Concentração do Potencial de Geração ... 26

7.7 Mapa de Concentração do Índice de Produção ... 28

7.9 Mapa de Concentração de Temperatura Máxima ... 32

7.10 Mapa de Concentração do Índice de Hidrogênio ... 34

7.11 Mapa de Concentração do Índice de Oxigênio ... 36

8 Considerações Finais ... 38

9 Referências Bibliográficas ... 40

ANEXO 1: Dados dos Poços ... 41

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1 INTRODUÇÃO

1.1 OBJETIVO

O objetivo deste trabalho é realizar uma modelagem geoquímica da Bacia do Amazonas, baseado nos dados geoquímicos de Pirólise Rock-Eval e Carbono Orgânico Total de 68 poços que atingiram a Formação Barreirinha, com o intuito de se definir áreas promissoras para geração de hidrocarbonetos através de mapas, gráficos e interpretações de resultados.

1.2 METODOLOGIA

Os dados de poços com as análises geoquímicas da Bacia do Amazonas, utilizados neste trabalho, foram extraídos originalmente do Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP), da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Essas análises correspondem aos dados de Pirólise Rock-Eval e Carbono Orgânico Total, no qual o seu tratamento teve como princípio à organização e estruturação de tabelas e gráficos, referentes à profundidade do poço; Carbono Orgânico Total; S1; S2; Potencial de Geração; Índice de Produção; S3; Tempetatura Máxima; Índice de Hidrogênio e Índice de Oxigênio. Posteriormente, foi realizada uma seleção dos dados que corresponderia apenas a Formação Barreirinha, distribuindo-os em uma nova tabela consolidada contendo a espessura da Formação Barreirinha (topo e base) registrada nos poços. Para organização desse banco de dados, utilizou-se o Microsoft Excel.

Após o tratamento inicial dos dados, pôde-se então, exportá-los para o Golden Software Surfer7, com o objetivo da modelagem dos mapas de concentração para cada uma das variáveis geoquímicas, exceto a profundidade das amostragens que fora substituída pelo mapa de espessura da Formação Barreirinha. O método utilizado para interpolação geoestatística dos dados foi a krigagem (Kriging), que tem sido utilizado em diferentes campos de atuação principalmente nas geociências. No SURFER a krigagem pode ser um interpolador exato ou aproximado dependendo dos parâmetros utilizados e da função empregada no variograma (SURFER 7, 1999). Com a criação dos dez mapas de concentração referentes às variáveis das análises geoquímicas, pôde-se exportá-los para o ArcGIS 9.1, com o objetivo de inserir os valores de isolinhas e finalizar a estruturação ideal do mapa. Por conseqüência, pôde-se interpretar e determinar as áreas mais favoráveis para geração de hidrocarbonetos na Bacia do Amazonas.

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2 LOCALIZAÇÃO

A Bacia do Amazonas situa-se na região norte do Brasil, ocupando parte dos estados do Amazonas, Pará e Amapá compreendendo uma área de 606.233 km2 (Figura 1). É uma bacia intracratônica, posicionada entre os escudos das Guianas, ao norte, e Brasileiro, ao sul. É limitada a oeste pelo Arco de Purus, que a separa da Bacia do Solimões e a leste pelo Arco de Gurupá, que a separa da Bacia do Marajó.

Figura 1. Mapa de Localização da Bacia do Amazonas e seus respectivos limites.

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3 GEOLOGIA GERAL DA BACIA DO AMAZONAS

3.1 EVOLUÇÃO TECTÔNICA-ESTRUTURAL

Muitas teorias foram aventadas para tentar explicar a origem e a estruturação presente na bacia, desde a idéia inicial de considerá-la como uma bacia paleozóica tipo sag intracratônico (com uma geometria tipo prato extremamente simples, sem falhas), até as idéias mais modernas que consideram falhamentos direcionais e esforços, não apenas gravitacionais, mas também compressivos (CAMPOS e TEIXEIRA, 1988) e uma ou mais fases de rifteamento, além de fases termais associadas (COUTINHO e GONZAGA, 1996).

A seção geológica regional da Figura 2 ilustra as condições tectônicas e estratigráficas generalizadas da bacia.

Figura 2. Seção Geologia regional da Bacia do Amazonas, ilustrando as condições tectônicas

e estratigráficas generalizadas. As soleiras em vermelho ocorrem tanto na seqüência evaporítica quanto na clástica. (Fonte: WANDERLEY FILHO et al., 2005).

O arcabouço estrutural da bacia é formado por uma calha central mais profunda, cujo eixo tem direções aproximadas E-W e NE-SW, formando, em planta, um padrão escalonado. A calha está ladeada, a norte e a sul, por duas grandes áreas de plataforma, separadas da calha central por duas linhas de charneira. Estudos mais recentes identificaram faixas

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num padrão en échelon. A origem de tais feições é atribuída à atuação de esforços convergentes E-W sobre superfícies de descontinuidade pré-existentes, de direção NE-SW.

O mapeamento sísmico efetuado na região do Rio Tapajós permitiu a identificação de feições de almofadas, domos e pequenos diápiros afetando as formações Nova Olinda, Andirá e Alter do Chão (Wanderley Filho et al., 1988). Nova Olinda apresenta, nesta área, mais de 400m de espessura de halita. Nesta unidade ocorreu a intrusão de mais de 600m de diques e soleiras de diabásio, provável causadora da tectônica salífera, por efeito da sobrecarga.

3.2 ESTRATIGRAFIA

O embasamento cristalino da bacia é constituído por rochas graníticas e metassedimentares, recoberto, em partes da bacia, por uma cobertura sedimentar proterozóica de plataforma, representada pelo Grupo Purus, constando da Fm. Acari, com calcários de plataforma correlacionados aos calcários do Grupo Bambuí e da Fm. Prosperança, com red beds.

Na coluna estratigráfica da Bacia do Amazonas, o pacote de rochas fanerozóicas, que constitui o principal preenchimento sedimentar da bacia, pode ser dividido em 04 seqüências

(Figura 3):

I - Seqüência de idade abrangendo desde o Neoordoviciano ao Eodevoniano, correspondente ao Grupo Trombetas, composta pelas formações Autás-Mirim, Nhamundá, Pitinga e Manacapuru.

II - Seqüência de idade abrangendo do Eodevoniano (Emsiano) ao Carbonífero (Mississipiano-Viseano), correspondente aos grupos Urupadi e Curuá, composta pelas formações Maecuru, Ererê, Barreirinha, Curiri, Oriximiná e Faro.

III - Seqüência de idade equivalente ao intervalo Carbonífero (Mississipiano Serpukoviano)/Neopermiano, correspondente ao Grupo Tapajós, composto pelas formações Monte Alegre, Itaituba, Nova Olinda e Andirá.

IV - Seqüência de idade abrangendo o Cretáceo/Terciário, correspondente ao Grupo Javari, composta pelas formações Alter do Chão e Solimões.

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Figura 3. Carta Estratigráfica da Bacia do Amazonas. (Fonte: P. R. C. CUNHA et al, 1993).

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A deposição da seqüência basal se inicia por um pacote arenoso de caráter regressivo, representado por arenitos e folhelhos neríticos da Fm. Autás-Mirim e por arenitos neríticos e depósitos glaciais da Fm. Nhamundá, o qual é recoberto por um intervalo transgressivo de folhelhos e diamictitos da Fm. Pitinga, culminado no topo por um pacote composto por arenitos e folhelhos neríticos e litorâneos da Fm. Manacapuru.

Separada pela discordância Eodevoniana relacionada à Orogenia Caledoniana assenta-se uma outra seqüência, com um padrão regressivo-transgressivo-regressivo, representado pelos Grupos Urupadi e Curuá. O Grupo Urupadi se inicia pela deposição de arenitos e folhelhos neríticos e deltaicos da Fm. Maecuru, recobertos por um pacote transgressivo, composto predominantemente por folhelhos e siltitos, com arenitos neríticos e deltaicos subordinados, da Fm. Ererê. O caráter transgressivo acentua-se no início da deposição do Grupo Curuá, com a máxima transgressão correspondendo à deposição dos folhelhos pretos, radioativos, da Fm. Barreirinha, principal geradora da bacia. A seguir, se depositam diamictitos, folhelhos e siltitos glaciais da Fm. Curiri. O padrão regressivo se encerra com a deposição de arenitos e folhelhos fluviais da Fm. Oriximiná e arenitos flúvio-deltaicos da Fm. Faro.

Após um novo período erosivo no Carbonífero-Mississipiano, devido à Orogenia Eoherciniana, deposita-se um novo ciclo regressivo-transgressivo-regressivo, correspondente ao Grupo Tapajós, associado a mudanças climáticas de frio para quente e árido. A sedimentação da seqüência se inicia com a deposição de arenitos eólicos e de

wadis e folhelhos lacustres interdunas da Fm. Monte Alegre, que é o principal objetivo da

bacia. A seguir, numa relação transgressiva, se depositaram os calcários de inframaré e evaporitos marinhos das formações Itaituba e Nova Olinda, que são os capeadores dos reservatórios Monte Alegre. A seqüência se encerra num pacote regressivo, com sedimentação predominantemente continental de arenitos, siltitos e folhelhos avermelhados da Fm. Andirá.

O término desta seqüência é marcado por uma discordância ampla e de longa duração, relacionada à Orogênese Gondwanide, resultado da colisão final dos continentes Laurásia e Gondwana, provocando um soerguimento que afetou a Bacia do Amazonas e se estendeu até a Bacia do Paraná. Estima-se que cerca de 1.000m da Fm. Andirá tenham sido removidos por erosão.

Um intenso vulcanismo básico afetou a bacia durante o Triássico e o Jurássico, na forma de soleiras e diques de diabásio de direção geral N-S. Datações radiométricas mostram idades variando entre 220Ma e 140 Ma, com 03 picos de maior freqüência aos 210 Ma, 180 Ma e 150 Ma. As soleiras ocorrem preferencialmente nas rochas evaporíticas e a espessura das soleiras pode alcançar até cerca de 600m.

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Ao final do evento tectônico conhecido como Diastrofismo Juruá (correspondente às Orogêneses Kimmeridgiana tardia e Oregoniana, originadas pela abertura do Atlântico Equatorial e pela subducção andina), cujos processos provocaram na bacia reativações de fraturas pré-existentes e deformações compressivas ou cisalhantes, iniciou-se a deposição da seqüência cretácica/terciária representada pelo Grupo Javari. No Neocretáceo depositaram-se sedimentos fluviais arenosos da Fm. Alter do Chão, com drenagem correndo provavelmente para oeste, em direção ao Oceano Pacífico. Com o soerguimento dos Andes, a drenagem fluvial ficou represada, formando lagos rasos, drenados por rios meandrantes de baixa energia, que depositaram pelitos da Fm. Solimões. A partir do Mioceno, época em que o tectonismo andino foi mais ativo, a drenagem se inverteu, passando a correr para o Oceano Atlântico.

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4 SISTEMA PETROLÍFERO

4.1 ROCHAS GERADORAS

Dados de pirólise Rock-Eval e de COT em amostras imaturas indicam que as formações Pitinga, Barreirinha e Curiri são as que possuem potencial significativo para a geração de hidrocarbonetos, em especial os folhelhos marinhos pretos silurianos da Fm. Pitinga e devonianos da Fm. Barreirinha. Estes últimos são considerados os geradores principais, sendo muito bem caracterizados em perfis de poços por sua alta radioatividade.

Os geradores da Fm. Pitinga têm teores de matéria orgânica (COT) em geral menores que 2% e potencial gerador em torno de 4mg HC/g de rocha. Algumas amostras da seção basal da formação apresentam teores de até 4% e potencial gerador de até 14mg HC/g de rocha. Os índices de hidrogênio e oxigênio mostram predominância de matéria orgânica do tipo II. A espessura dos folhelhos varia de 20m a 40m na plataforma e chega a 120m no depocentro.

A Fm. Barreirinha pode ser dividida em 02 intervalos:

I - O intervalo basal, com alta radioatividade e resistividade, apresentam teores de matéria orgânica (COT) variando de 3% a 8%, bom potencial gerador de hidrocarbonetos variando de 4 a 20 mg HC/g de rocha, e índices de hidrogênio entre 100 a 400 mg HC/g de COT, indicando predominância de matéria orgânica do tipo II. A sua espessura varia de 30-40m na plataforma e 150-160m no depocentro.

II - O intervalo superior tem teores de matéria orgânica (COT) entre 1% e 2% e potencial gerador máximo de 4mg HC/g de rocha. Os índices de hidrogênio são em geral menores que 200mg HC/g de COT e os índices de oxigênio em torno de 300mg CO2/g de COT, indicando a predominância de matéria orgânica do tipo III. A sua espessura pode chegar a 150m no depocentro.

Os folhelhos da Fm. Curiri, do Neodevoniano-Fameniano, possuem valores de carbono orgânico entre 1% e 2% e potencial gerador de até 3mg HC/g de rocha. Dados petrográficos e valores de índices de hidrogênio e oxigênio indicam o predomínio de matéria orgânica do tipo III. Os geradores se encontram supermaturos nas partes mais profundas da calha central, gradando para o estágio maturo em profundidades intermediárias e para o estágio imaturo nas partes mais rasas das plataformas.

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4.2 ROCHAS RESERVATÓRIOS

Os arenitos da Fm. Monte Alegre, de idade carbonífera, são considerados os principais reservatórios da bacia. A sua distribuição é mais ou menos uniforme por toda a bacia, com espessura variando, em geral, de 80m até o máximo de 140m no depocentro. A sua porosidade é predominantemente secundária, com os maiores valores, em torno de 24%, ocorrendo de maneira geral nas áreas de plataforma, diminuindo em direção à parte central da bacia. A permeabilidade chega a 1.200mD. Esta unidade está ausente nas partes mais altas do Arco de Purus.

Com o resultado do poço 1-RUT-1-AM, foi comprovado um novo play que engloba os reservatórios Pensilvanianos da Fm. Nova Olinda, supridos pelo gerador da Fm. Barreirinha. Os arenitos da Fm. Nova Olinda têm espessura média de 6m a 40m e porosidade média de 20%. Suas profundidades variam de 1.300m a 2.600m. Reservatórios secundários, porém de boa qualidade, podem ser considerados tais como os arenitos devonianos da Fm. Maecuru e os silurianos da Fm. Nhamundá.

4.3 GERAÇÃO E MIGRAÇÃO

A Fm. Barreirinha atinge as condições termais de início de geração de óleo em torno de 1.800 m de profundidade. A geração deve ter se iniciado entre o Carbonífero (há 360 Ma), no depocentro da bacia, e o Permiano (há 280 Ma.), na área da plataforma. A maior parte da geração de óleo ter-se-ia completada no eotriássico. Valores de taxa de transformação variam de 10% - 20% nas plataformas a 95% - 100% nos depocentros. A evolução termal da matéria orgânica se deu principalmente por subsidência. O efeito térmico causado por intrusões de diabásio só foi importante em áreas em que os diques e soleiras se achavam próximos da rocha geradora. Assim, na parte leste da bacia os folhelhos se encontram supermaturos devido à grande quantidade de soleiras e diques que penetram na seção devoniana.

A fase principal de expulsão do óleo deve ter-se dado com o nível de maturação de aproximadamente Ro = 0,80%, condição que foi alcançada entre o Neocarbonífero, no depocentro, e o Eopermiano, nas áreas de plataforma. Devido à pequena espessura dos sedimentos cretáceos e terciários que ocorrem em geral na bacia, somente pequenas quantidades de petróleo foram expelidas a partir do Jurássico. Cálculos volumétricos preliminares indicam a possibilidade de serem expelidos da rocha-fonte cerca de 900 bilhões de barris de óleo equivalente nas fases finais de geração/migração (GONZAGA et al., 1997). A exemplo do que ocorre na vizinha Bacia do Solimões, acredita-se que a migração dos

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hidrocarbonetos ocorra principalmente ao longo de planos de falha, que colocariam em contato o gerador devoniano da Fm. Barreirinha com o principal reservatório, o arenito carbonífero da Fm. Monte Alegre ou ainda para arenitos da Fm. Nova Olinda. Pode ocorrer também migração direta deste gerador para reservatórios devonianos adjacentes, ou do gerador da Fm. Pitinga para reservatórios contíguos silurianos, em ambos os casos por contato direto ou migração lateral por meios permoporosos.

4.4 SELOS

Os calcilutitos e anidritas da Fm. Itaituba e evaporitos da Fm. Nova Olinda constituem o selo para os arenitos da Fm. Monte Alegre e demais reservatórios carboníferos. Folhelhos da Fm. Pitinga podem capear os arenitos silurianos da Fm. Nhamundá.

4.5 TRAPAS

As trapas são predominantemente estruturais, em geral feições dômicas compressivas associadas a blocos altos de falhas reversas. Trapas associadas a discordâncias poderão estar presentes, sejam paleogeomórficas, sejam relacionadas a truncamentos e adelgaçamentos. A Figura 4 ilustra os processos de geração, migração e acumulação de hidrocarbonetos na Bacia do Amazonas.

Figura 4. Diagrama Esquemático: Geração, migração e acumulação de hidrocarbonetos

associados às fases estruturais da Bacia. (Fonte: Neves, C. A de O., 1989)

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5 HISTÓRICO EXPLORATÓRIO

A exploração de petróleo na Bacia do Amazonas tem uma longa história, que se iniciou com os trabalhos do Serviço Geológico e Mineralógico do Brasil (SGMB) e prosseguiu com o Departamento Nacional da Produção Mineral (DNPM) e o Conselho Nacional do Petróleo (CNP), fundados em 1907, 1933 e 1938, respectivamente.

Com a criação da Petrobrás, em 1953, a exploração de petróleo nesta bacia teve um grande impulso, podendo ser subdividida em diversas fases, a saber:

I - Na primeira fase, de 1953 a 1967, foram perfurados 53 poços estratigráficos e 58 poços pioneiros. Esta exploração intensificou-se bastante após a descoberta de petróleo, logo no início desta fase, nos poços 1-NO-1-AM, 1-NO-3-AM e 1-NO-4-AM (Fm. Nova Olinda), perfurados a partir de 1953. A descoberta revelou-se sub-comercial em virtude da pequena extensão do reservatório.

Indicações de gás foram obtidas nos poços 2-CPST-1-PA (Rio Cupari), 2-BUST-1-PA (Buiuçu), 1-CM-1-PA (Cuminá), 1-FA-1-AM (Faro), 1-FO-1-PA (Fordlândia), 2-LFST-1-AM (Lago do Faro), 1-RX-4-AM (Rio Abacaxis) e 1-SO-1-AM (Sampaio). Indicações de óleo ocorreram nos poços 1-AM-1, 3, 6A, e 11-AM (Autás Mirim) e 1-MS-3-AM (Maués) e indicações de óleo/gás no poço 1-AD-1A-AM (Andirá).

Deve-se ressaltar que a maioria dos poços, inclusive os pioneiros, foi perfurada, fundamentalmente, com base em dados gravimétricos, com algum suporte de dados de Geologia de Superfície e com pouco controle sísmico, sendo locados, principalmente, às margens dos rios para aproveitar as facilidades do deslocamento via fluvial.

II - Numa segunda fase, entre 1971 e 1990, após levantamentos sísmicos sistemáticos, foram perfurados 04 poços estratigráficos e 34 poços pioneiros, dois deles perfurados pela Pecten e pela Elf - Aquitaine sob regime de contrato de risco, além de 05 poços de extensão. As descobertas significativas de hidrocarbonetos nesta fase ocorreram nos poços 1-LT-1-AM (Lago Tucunaré) e 1-ICA-1-AM (Igarapé Cuia), em 1985, produtores de gás e óleo, respectivamente. Boas indicações de gás ocorreram nos poços 1-BR-1A-PA (Belterra), 1-FC-1-PA (Fazenda Cachoeira), 1-FZ-1-AM (Fazendinha), e 1-TR-1-PA (Tauari). O poço 1-RCM-1-AM (Riacho Castanho Mirim), perfurado pela Pecten, recuperou gás em teste de formação, porém sem registro de vazão. Boas indicações de óleo foram reportadas nos poços 1-IJU-1-AM (Igarapé Jacuraru) e 1-PA-1-AM (Paraná do Autás-Mirim).

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III - Uma terceira fase iniciou-se em 1996, que deve ganhar um novo impulso graças à recente descoberta de gás, ocorrida em 1999, no poço 1-RUT-1-AM (Rio Uatumã), situado no bloco BA-3 da Petrobrás. Esta descoberta, juntamente com as boas indicações de óleo, observadas no poço 1-LIT-1-AM (Lago Itaúba) perfurado em 1996, abre novas e atraentes perspectivas de se descobrir uma nova província produtora, em uma bacia de nova fronteira de vastas dimensões.

Toda a Bacia do Amazonas foi recoberta com levantamentos gravimétricos e magnetométricos terrestres de mais de 15 anos a nível regional e de baixa densidade (< 5 km), o que resultou em um mapa estrutural do embasamento cristalino. Foram ainda realizados cerca de 78.065 km de levantamento sísmico 2D, 210 Km2 3D e 223.275 Km de magnetometria em nível de reconhecimento (COPPE/UFRJ 2001).

Até maio de 2006 foram perfurados 212 poços na Bacia do Amazonas, dos quais, 176 são exploratórios e 36 são de desenvolvimento ou especiais. Dos poços exploratórios, 107 são pioneiros, 61 são estratigráficos e 08 são de extensão.

A bacia possui um sistema petrolífero ativo e comprovado. Diversas descobertas foram feitas durante a história de exploração. Atualmente estão sendo desenvolvidos os campos de Azulão e Japiim na região nordeste do setor. A disponibilidade de dados de poços mostra-se suficiente apenas em parte do setor, principalmente no centro.

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6 FUNDAMENTOS DE GEOQUÍMICA ORGÂNICA

O estudo e avaliação do potencial petrolífero de bacias sedimentares têm sido apoiado por um forte desempenho da geoquímica orgânica. Auxiliando na identificação de rochas geradoras e petróleos, na caracterização do grau de evolução térmica e tipo de matéria orgânica, reconstrução da história de geração e migração.

São apresentados neste capítulo, os fundamentos da caracterização de rochas e petróleos, destacando as técnicas analíticas e ferramentas utilizadas nesse trabalho.

6.1 CARBONO ORGÂNICO TOTAL (%COT)

O teor de carbono orgânico refere-se à quantidade de matéria orgânica presente na rocha sedimentar. Por sua vez, esta é o resultado final da interação de fatores como a quantidade de biomassa (autóctone e/ou alóctone) disponível para acumulação, a taxa de sedimentação no sítio deposicional, e o grau de preservação da biomassa durante a deposição e a diagênese precoce (TISSOT e WELTE, 1984). Posteriormente, o valor de COT também é influenciado pelo soterramento sedimentar e as reações responsáveis pela transformação da matéria orgânica em petróleo, diminuindo progressivamente ao longo da metagênese e catagênese (TISSOT e WELTE, 1984).

De modo geral, as rochas sedimentares que apresentarem valores de COT igual ou superior a 1%, são consideradas como rochas potencialmente geradoras de petróleo (PETERS e CASSA, 1994).

6.2 PIRÓLISE ROCK-EVAL

Na Pirólise Rock-Eval, simula-se em condições físico-químicas de laboratório o processo natural de meta/catagênese da matéria orgânica e a geração do petróleo. Utilizando pequenas amostras de rocha aquecidas em um micro-forno com atmosfera inerte para que não ocorra combustão. As taxas de aquecimento e temperaturas usadas na pirólise (25°C/min e até 600°C respectivamente) são maiores do que as que controlam o processo de geração na natureza (da ordem de alguns °C/Ma), a fim de compensar o pouco tempo da análise (da ordem de 30min) (ESPITALIÉ et al., 1985). Durante o processo de aquecimento, tem-se a liberação dos hidrocarbonetos livres porventura existente na atmosfera e o gás carbônico gerados pelo craqueamento térmico do querogênio, sucessivamente (matéria orgânica insolúvel presente nas rochas sedimentares). Estes gases são registrados por uma

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unidade analógico-digital sob a forma de um pirograma, no qual podem ser observados os três picos (denominados S1, S2 e S3) usados nos estudos geoquímicos.

O pico S1 corresponde à quantidade (mgHC/g de Rocha) de hidrocarbonetos livres (betume), que não tenha sofrido migração e que podem ser extraídos normalmente por solventes orgânicos, (ESPITALIÉ et al., 1985). O pico S2 corresponde à quantidade de hidrocarbonetos (mgHC/g de Rocha) que a rocha analisada teria condição de produzir caso o processo de maturação tivesse continuado. Finalmente, o pico S3 representa a quantidade de dióxido de carbono (CO2) liberado pelo craqueamento térmico do querogênio e que está presente na rocha (mgCO2/g de Rocha), (ESPITALIÉ et al., 1985).

A quantidade de hidrocarbonetos livres (S1) somado a quantidade de hidrocarbonetos que a rocha poderia gerar, caso o processo tivesse continuado (S2), corresponde ao potencial de geração da rocha (S1+S2), cuja unidade é dada em mgHC/g de Rocha, (Smith, 1990). É fundamental citar que alguns autores não utlizam a relação de S1+S2 como pontencial de geração, considerando apenas os valores de S2 como tal, porém, neste trabalho, utilizou-se o somatório de S1+S2 levando em consideração a capacidade total da Formação Barreirinha na produção de hidrocarbonetos.Como a conversão do querogênio em petróleo ocasiona uma progressiva redução do potencial gerador (S1+S2) acompanhada por um aumento progressivo da quantidade de hidrocarbonetos livres (S1), usa-se a relação S1/S1+S2 (denominada índice de produção ou IP), como indicador do avanço do processo de geração e do nível de maturação da rocha geradora.

Figura 5. Ciclo de Análise e exemplo de

registro obtido como resultado da Pirólise Rock-Eval (modificado de TISSOT e WELTE, 1984).

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A temperatura (em °C) na qual ocorre o máximo de geração de hidrocarbonetos pelo craqueamento do querogênio é denominada de Tmax e corresponde ao grau de evolução térmica da matéria orgânica, sendo utilizado como parâmetro de maturação. De modo geral, as rochas termicamente imaturas apresentam valores de Tmax < 435 - 440°C e de IP < 0,1 enquanto aqueles que alcançaram o pico de geração apresentam valores de Tmax variando entre 445 - 450°C e de IP da ordem de 0,4.

Uma vez que os picos S2 e S3 refletem, respectivamente, a quantidade de hidrogênio e oxigênio presentes na matéria orgânica, ESPITALIÉ et al., (1985) propôs os índices de hidrogênio (IH, obtido a partir da razão S2/COT e expresso em mgHC/g COT) e de oxigênio (IO, calculado pela razão S3/COT e expresso em mgCO2/g COT). Estes índices, que são correlacionáveis respectivamente às razões H/C e O/C, obtidas através de análises elementares, são o resultado da interação entre a natureza da matéria orgânica e seu grau de preservação. De um modo geral, a matéria orgânica de origem terrestre é pobre em hidrogênio e rica em oxigênio, enquanto a matéria orgânica de origem algálica é rica em hidrogênio (TISSOT e WELTE, 1984). Quando submetidas a condições oxidantes durante ou logo após a deposição, a biomassa pode sofrer alteração, empobrecendo a matéria orgânica. Os três tipos básicos de querogênio podem ser identificados com a integração de dados de IH e IO em diagramas do tipo Van Krevelen (ESPITALIÉ et al., 1985). Também pode ser identificado o querogênio do tipo IV, porém, este corresponde à matéria orgânica oxidada, não tendo assim nenhum potencial para geração de óleo e gás.

Os querogênios do tipo III, de origem essencialmente terrestre (vegetais superiores), caracterizam-se geralmente por baixos valores de IH (<300mgHC/gCOT) e altos de IO (>100 - 200mgCO2/gCOT). Os querogênios do tipo II, derivados predominantemente de biomassa marinha (material erbáceo, polens, esporos), apresentam valores de IH entre 400 - 700mgHC/gCOT, enquanto os querogênios do tipo I, geralmente de origem lacustre (material algal), possuem valores mais altos de IH (>600-700mgHC/gCOT). Ambos (tipos I e II) apresentam baixos valores de IO (<100mgCO2/gCOT). Estes valores se referem apenas as rochas geradoras imaturas, uma vez que com o avanço do processo de maturação, os valores de IH e IO tendem a diminuir, aproximando-se de zero.

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7 MODELAGEM GEOQUÍMICA

7.1 INTRODUÇÃO

O desenvolvimento deste trabalho de modelagem geoquímica teve como princípio à utilização de sessenta e oito poços (Figura 6) com análise geoquímica que atingiram a Formação Barreirinha. Deste número total de poços, apenas três serão apresentados como base de dados deste trabalho, de acordo com a portaria ANP nº114, de 05/072000. Os poços 1FO 0001 PA, 1PAM 0001 AM e 2JUST 0001 AM foram selecionados por registrarem valores elevados na maior parte das análises. A tabela completa com os valores dos poços pode ser vistas no ANEXO1, assim como os gráficos referentes ao COT(%), Tmax(°C), IH e IO, todos relacionados com a profundidade.

Durante a interpretação dos mapas de concentração confeccionados para este trabalho, são citados poços que não terão a base de dados disponibilizados. Esses poços estão acompanhados por (*), e seus dado culturais podem ser acessados pelo site: www.bdep.gov.br > BDEP WebMaps > Versão em Português. Ou pelo link direto: www.maps.bdep.gov.br/website/maps/viewer.htm

Nas descrições a seguir é importante observar que na região noroeste da bacia não há nenhum poço perfurado, tornando-se assim difícil de se obter qualquer tipo de informação desta área. Porém, as isolinhas dos mapas de concentrações gerados nesse trabalho, atingem essa região. Isso ocorre graças ao método de interpolação dos dados provocado pela krigagem, justamente pelo fato de não haver poços no qual o método pudesse extrair informações. Portanto, os valores encontrados nessa porção da bacia, são valores criados estatisticamente de acordo com a malha de poços. Com isso, pode-se dizer que os valores registrados nas proximidades dos poços são mais confiáveis do que os valores encontrados nessa região mais afastada e sem poços.

Os valores descritos como reais, correspondem aos índices obtidos através das análises geoquímicas realizadas nas amostras coletadas nos poços, ou seja, indicam o valor da análise sem alteração. Já os valores das isolinhas encontrados nos mapas, correspondem aos valores reais interpolados geoestatísticamente pelo método de Krigagem, ou seja, são valores geoestatísticos e interpretativos.

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µ

2°0'0"N 0 150 300 450 600 km

Mapa de Localização

dos Poços

Formação Barreirinha - Bacia do Amazonas

Figura 6

Legenda:

Mapa de localização da Bacia do Amazonas Poços Outros 1FO 0001 PA 1PAM 0001 AM 2JUST 0001 AM

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7.2 MAPA DE ESPESSURA DA FORMAÇÃO BARREIRINHA

O mapa de espessura da Formação Barreirinha serve como referência para todos os mapas de análise geoquímica confeccionados como comparação. É interessante saber qual a espessura da formação no ponto de concentração de uma determinada análise. Isso facilita o entendimento do processo evolutivo dos fatores que influenciam a geoquímica. Por exemplo, se em uma determinada área, a quantidade de COT (%) encontrado estiver acima da média da formação, é possível avaliar a espessura da formação naquela área para que se possa entender e/ou justificar o alto valor de COT. Se a espessura for considerada pequena para a quantidade de COT encontrado, então, pode-se dizer que ocorreu algum processo anômalo de deposição de material orgânico. Caso a espessura naquele ponto seja considerada acima da média, os altos valores de COT podem ser justificados por haver uma maior área de acumulação de material orgânico.

No mapa de espessura da Formação Barreirinha (Figura 7), pode-se visualizar três regiões de maior aporte sedimentar (A, B e C).

Na região A, localizada na porção central do mapa, a espessura varia de 140 a 240m. É interessante observar que a espessura da formação diminui gradativamente no sentido nordeste, formando um trend deposicional. Esse trend está de total acordo com a deposição dos sedimentos da bacia do amazonas que seguem a calha central, corroborado na literatura. O poço 1AR 0001A AM* registra os valores reais de espessura desta região. Localizado na porção sudeste do mapa, a região B apresenta espessura sedimentar que varia de 140 a 200m, onde os valores reais são registrados no poço 1SP 0001 AM*. A região C, localizada no extremo leste do mapa, registra o ponto mais espesso da formação barreirinha, variando de 160 a 340m. O poço 1GU 0002 PA* registra os valores reais de espessura dessa região.

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µ

2°0'0"N 0 150 300 450 600 km

Mapa de Espessura (metros)

Formação Barreirinha - Bacia do Amazonas

Figura 7

Espessura (metros) 20 40 60 80 100 120 240 140 160 180 200 220 260 280 300 320 340

Legenda:

Mapa de localização da Bacia do Amazonas

A

_B

C

Poços Outros 1FO 0001 PA 1PAM 0001 AM 2JUST 0001 AM Principais Áreas de Maior Espessura

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7.3 MAPA DE CONCENTRAÇÃO DE CARBONO ORGÂNICO TOTAL (COT)

O teor de carbono orgânico (%COT) refere-se à quantidade de matéria orgânica presente na rocha sedimentar. Por sua vez, este é o resultado final da interação de fatores como a quantidade de biomassa (autóctone e/ou alóctone) disponível para acumulação, a taxa de sedimentação no sítio deposicional, e o grau de preservação da biomassa durante a deposição e a diagênese precoce (TISSOT e WELTE, 1984)

No mapa de concentração para COT (Figura 8), os valores das isolinhas variam de 0,4 a 5,2%, lembrando que, de modo geral, as rochas sedimentares que apresentarem valores de COT igual ou superior a 1%, são consideradas como rochas potencialmente geradoras de petróleo (PETERS e CASSA, 1994). No mapa, são observadas três concentrações principais (A, B, e C).

A concentração A está localizada na porção oeste do mapa, apresentando valores de isolinhas variando entre 2,2 e 3,8% onde o poço 1PAM 0001 AM (COT = 3,93%) registra o valor real desta concentração, assim como o poço 1RX0001 AM* por exemplo.

Localizada na porção centro-norte do mapa, a concentração B possui valores de isolinhas que variam de 3,6 a 5,2%, cujos valores reais desta concentração estão registrados nos poços 2JUST 0001 AM (COT = 5,36%), 2NAST 0001 PA* e 2UMST 0001 AM*. A concentração C, localizada na porção nordeste do mapa, possui valores de isolinhas que variam de 2,6 a 3,4%, nos quais os poços 2LIST 0001R AP* e 2IBST 0001A AP* são representantes dessa faixa de concentração.

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µ

2°0'0"N 0 150 300 450 600 km

Mapa de Concentração

Carbono Orgânico Total (%COT)

-Formação Barreirinha - Bacia do Amazonas

Figura 8

Legenda:

Mapa de localização da Bacia do Amazonas COT(%) 4,2 4,4 4,6 4,8 5,0 5,2 3,0 3,2 3,4 3,6 3,8 4,0 1,8 2,0 2,2 2,4 2,6 2,8 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4

A

B

C

Poços Outros 1FO 0001 PA 1PAM 0001 AM 2JUST 0001 AM Principais Concentrações

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7.4 MAPA DE CONCENTRAÇÃO DE S1

Os valores de S1 correspondem à quantidade (mgHC/g de Rocha) de hidrocarbonetos livres (betume), que não tenha sofrido migração e que podem ser extraídos normalmente por solventes orgânicos (ESPITALIÉ et al., 1985).

De acordo com o mapa de concentração para o S1 (Figura 9), a média dos valores de hidrocarbonetos livres variam entre 0,1 e 2,3 mgHC/g de Rocha. Em grande parte da bacia, há um domínio de valores entre 0,1 e 0,6 mgHC/g de Rocha. Porém, são observadas três regiões principais de concentrações de S1. Essas concentrações estão localizadas nas porções oeste (A), centro-norte (B) e leste (C) da Bacia.

A concentração A, localizada na porção oeste da bacia, apresenta isolinhas cujos valores variam entre 1,0 a 1,8 mgHC/g de Rocha. O poço 1PAM 0001 AM, situado nessa região, registra um índice de S1 equivalente a 1,88 mgHC/g de Rocha.

A concentração B, localizada no setor centro-norte, apresenta menor variação de isolinhas de S1 se comparada à concentração A. Seus valores vão de 1,0 a 1,4 mgHC/g de Rocha, nos quais os poços 1LSA 0001 AM* e 2UMST 0001 AM* por exemplo, registram valores próximos ao limite superior desta faixa de concentração. Localizada na porção leste, encontra-se a concentração C, que apresenta os maiores valores de isolinhas de S1, variando de 1,1 a 2,3 mgHC/g de Rocha. Seu valor máximo real está registrado no poço 1FO 0001 PA (S1 = 2,53 mgHC/g de Rocha) sendo este o mais elevado de toda a formação.

É interessante observar que dentre as três concentrações identificadas no mapa, a que ocupa a área mais ampla é a B. Graças à pequena variação observada, apresentando-se com uma distribuição mais gradacional de hidrocarbonetos livres. Por sua vez, a concentração C ocupa uma área menor, porém com maior variação dos valores de S1.

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µ

2°0'0"N 0 150 300 450 600 km

Mapa de Concentração

S1 (mgHC/g de Rocha)

-Formação Barreirinha - Bacia do Amazonas

Figura 9

Legenda:

Mapa de localização da Bacia do Amazonas S1 (mgHC/g de Rocha) 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,9 1,0 1,1 1,2 0,7 0,8 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3

A

B

C

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Os valores de S2 correspondem à quantidade de hidrocarbonetos (mgHC/g de Rocha) que a rocha analisada teria condição de produzir caso o processo de maturação tivesse continuado, (ESPITALIÉ et al., 1985).

O mapa de concentração para S2 (Figura 10), apresenta valores que variam de 1 a 18 mgHC/g de Rocha. Pode-se destacar duas concentrações principais, chamadas de A e B.

A Concentração A, localizada na porção centro-norte da bacia, apresenta uma área com os maiores valores de isolinhas de S2 em toda a Formação Barreirinha, variando de 11 até 18 mgHC/g de Rocha. Essas isolinhas são definidas, principalmente, pelo valor real registrado no poço 2JUST 0001 AM (S2 = 19,05 mgHC/g de Rocha).

Localizada na porção oeste, a concentração B comporta-se como um prolongamento associado à concentração A, porém, com uma área menor e com variação dos valores de isolinhas entre 8 e 13 mgHC/g de Rocha. O poço 1PAM 0001 AM registra 9,55 mgHC/g de Rocha para S2, entretanto, outros poços associados a essa concentração, apresentam valores discrepantes, resultando em uma média inferior a concentração A. Essa diferença é registrada, por exemplo, nos poços 1AM 0015 AM* e 1AM 0007 AM*.

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µ

2°0'0"N 0 150 300 450 600 km

Mapa de Concentração

S2 (mgHC/g de Rocha)

-Formação Barreirinha - Bacia do Amazonas

Figura 10

S2 (mgHC/g de Rocha) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Legenda:

A

B

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7.6 MAPA DE CONCENTRAÇÃO DO POTENCIAL DE GERAÇÃO (PG)

A quantidade de hidrocarbonetos livres (S1) somado a quantidade de hidrocarbonetos que a rocha poderia gerar, caso o processo de maturação tivesse continuado (S2), corresponde ao potencial de geração da rocha (S1+S2) cuja unidade é dada em mgHC/g de Rocha, (SMITH, 1990). Devido a esse somatório, é possível estabelecer uma relação entre o mapa de concentração para S1+S2 e o mapa de concentração para S1 e/ou S2. Quando essa comparação é feita pode-se observar uma grande semelhança entre os mapas de S1+S2 e S2, no qual as isolinhas seguem um mesmo padrão e apresentam os mesmo pontos de concentração. Isso é justificado pelos valores reais de S1 serem muito inferiores aos valores reais de S2, influenciando pouquíssimo no potencial de geração da formação e fazendo com que os valores de S2 e de S1+S2 estejam muito próximos. Sendo assim, os mapas de S1+S2 e S2, são relativamente semelhantes.

O mapa de concentração para o Potencial de Geração (Figura 11), apresenta valores de isolinhas que variam entre 1 e 19 mgHC/g de Rocha. São observadas duas concentrações principais chamadas de A e B, assim como no mapa de S2.

A concentração A, localizada na porção centro-norte do mapa, tem uma variação dos valores de isolinhas entre 12 e 19 mgHC/g de Rocha. O Poço 2JUST 0001 AM registra um valor real de 20,10 mgHC/g de Rocha para o potencial de geração (S1=1,05 mgHC/g de Rocha e S2=19,05 mgHC/g de Rocha). A concentração B, localizada na porção oeste do mapa, apresenta valores de isolinhas que variam de 9 a 14 mgHC/g de Rocha. O poço 1PAM 0001 AM registra um valor real de 11,43 mgHC/g de Rocha para o potencial de geração (S1=1,88 mgHC/g de Rocha e S2=9,55 mgHC/g de Rocha). Em ambos os poços, o potencial de geração é alavancado pelos valores de S2.

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µ

2°0'0"N 0 150 300 450 600 km

Mapa de Concentração

Potencial de Geração (mgHC/g de Rocha)

-Formação Barreirinha - Bacia do Amazonas

Figura 11

Legenda:

Mapa de localização da Bacia do Amazonas Potencial de Geração (PG) 1 2 3 4 5 6 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

A

B

(36)

7.7 MAPA DE CONCENTRAÇÃO DO ÍNDICE DE PRODUÇÃO (IP)

Os valores de S1/S1+S2 (denominada Índice de Produção ou IP) indicam o avanço do processo de geração e do nível de maturação da rocha geradora, em outras palavras, significa uma progressiva redução do potencial de geração (S1+S2) acompanhada por um aumento progressivo da quantidade de hidrocarbonetos livres (S1), (ESPITALIÉ et al., 1985).

No mapa de concentração do Índice de Produção (Figura 12), são apresentados valores entre 0,1 e 2,3. Na porção oeste do mapa, as isolinhas variam de 0,1 até 0,5, porém, na porção leste, são observadas duas concentrações, chamadas de A e B.

A concentração A, localizada na porção centro-leste, tem valores de isolinhas que vão de 0,8 a 1,8, cujo poço 2CPST 0001 PA*, registra o valor real do índice de produção nesta concentração. Localizada na porção mais a leste da bacia, está a concentração B, que apresenta valores de isolinhas variando de 1,0 a 2,3, indicando assim, que esta concentração possui os maiores valores de índice de produção em toda a formação. O poço 2XUST 0001 PA*, registra valores dentro da faixa de variação da concentração.

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µ

2°0'0"N 0 150 300 450 600 km

Mapa de Concentração

Índice de Produção (IP)

-Formação Barreirinha - Bacia do Amazonas

Figura 12

Legenda:

Índice de Produção (IP)

0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,8 1,4 1,5 1,6 1,7 1,3 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3

A

B

(38)

Os valores de S3 correspondem à quantidade (mgCO2/g de Rocha) de dióxido de carbono (CO2) liberado pelo craqueamento térmico do querogênio e que está presente na rocha (ESPITALIÉ et al., 1985).

O mapa de concentração para S3 (Figura 13), apresenta valores de isolinhas que variam de 0,2 a 3,2 mgCO2/g de Rocha. Na porção oeste do mapa, observa-se uma menor freqüência de isolinhas de S3 e uma grande quantidade de poços perfurados. Essa relação explica-se graças à pequena variação dos valores reais de S3 registrados pelos poços, que vão de 0,2 até 1,0 mgCO2/g de Rocha. Por conseqüência, um menor número de isolinhas são definidas. Nas demais partes da bacia são identificadas três concentrações (A, B e C) com valores superiores a 1,1 mgCO2/g de Rocha.

A concentração A, localizada na porção central da bacia, apresenta isolinhas de S3 que variam de 1,6 a 2,2 mgCO2/g de Rocha e seus valores reais são comprovados pelo poço 1AR 0001A AM*.

A concentração B, localizada na porção centro-norte, tem seus valores de isolinhas variando de 1,2 a 1,6 mgCO2/g de Rocha. O poço 1CM 0001 PA* registra valores próximos a essa concentração.

Localizada na porção centro-sul da bacia, a concentração C, apresenta o maior valor de isolinhas de S3 do mapa, com índices que vão de 1,6 até 3,2 mgCO2/g de Rocha. Nesta concentração, o maior valor de S3 é registrado pelo poço 1FO 0001 PA (S3 = 3,68 mgCO2/g de Rocha).

(39)

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µ

2°0'0"N 0 150 300 450 600 km

Mapa de Concentração

S3 (mgCO2/g de Rocha)

-Formação Barreirinha - Bacia do Amazonas

Figura 13

S3 (mgCO2/g de Rocha) 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 2,4 1,4 1,6 1,8 2,0 2,2 2,6 2,8 3,0 3,2

Legenda:

A

B

C

(40)

7.9 MAPA DE CONCENTRAÇÃO DA TEMPERATURA MÁXIMA (TMAX)

A temperatura (em °C) na qual ocorre o máximo de geração de hidrocarbonetos pelo craqueamento do querogênio é denominada de Tmax e corresponde ao grau de evolução térmica da matéria orgânica, sendo utilizado como parâmetro de maturação, (ESPITALIÉ et

al.,1985).

No mapa de concentração para Temperatura Máxima (Figura 14), os valores das isolinhas variam de 350 a 445°C, entretanto, é interessante observar que em grande parte da Formação Barreirinha, o Tmax varia entre 400 e 445°C. Esses valores são justificados pelo efeito térmico causado por intrusões de diabásio, no qual os diques e soleiras localizavam-se próximos da rocha geradora ou mesmo dentro dela. Assim, podemos identificar duas regiões de maior elevação térmica (A e B).

A concentração A, localizada na porção central da bacia, apresenta valores de isolinhas que variam de 405 a 435°C. Os poços 1PAM 0001 AM e 2JUST 0001 AM registram valores reais de 430 e 421,13°C, respectivamente. Entretanto, no centro dessa concentração, há uma região apresentando baixa anomalia térmica, apresentando valores entre 350 e 395°C, possivelmente, uma área pouco atingida pelos diques e soleiras de diabásio. O poço 1AR 0001A AM* registra os valores desta zona fria.

A concentração B, localizada no limite leste da bacia, apresenta o maior pico terminal, com valores que variam de 405 a 445°C. Os folhelhos encontrados nessa região estão supermaturos devido à grande quantidade de soleiras e diques que penetram na seção devoniana.

(41)

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µ

2°0'0"N 0 150 300 450 600 km

Mapa de Concentração

Temperatura Máxima (°C)

-Formação Barreirinha - Bacia do Amazonas

Figura 14

Tmax (°C) 350 355 360 365 370 375 380 385 390 395 400 405 410 415 420 425 430 435 440 445

Legenda:

A

B

Zona Fria

(42)

7.10 MAPA DE CONCENTRAÇÃO DO ÍNDICE DE HIDROGÊNIO (IH)

Os valores do Índice de Hidrogênio (IH) são calculados através da razão S2/COT e expresso em mgHC/g COT, isso se deve ao fato dos valores de S2 refletirem a quantidade de hidrogênio presente na matéria orgânica, (ESPITALIÉ et al.,1985). É importante destacar que quanto maior o valor de IH torna-se mais favorável a existência de óleo.

No mapa de concentração do Índice de Oxigênio (Figura 15), apresenta valores que variam de 20 a 320 mgHC/g COT. Na porção leste da bacia, o número de isolinhas é muito restrito devido aos valores reais registrados nos poços, estarem a baixo de 20 mgHC/g COT. Além disso, são identificadas quatro concentrações de IH (A, B, C e D).

A concentração A, localizada na porção nordeste do mapa, apresenta valores de isolinhas que vão de 80 a 180 mgHC/g COT, no qual o poço 1IA 0001 PA*, registra o maior valor desta concentração.

A concentração B, localizada na porção centro-norte da bacia, apresenta isolinhas de valores entre 160 e 320 mgHC/g COT, sendo esta a região com a maior concentração de IH. O poço 2JUST 0001 AM registra 337,75 mgHC/g COT, sendo este o maior valor real do índice de hidrogênio.

A concentração C, localizada na porção centro-oeste do mapa, pode ser entendida como uma extensão da concentração B. Os valores das isolinhas nessa área variam de140 a 240 mgHC/g COT, onde o poço 1PAM 0001 AM registra 186,35 mgHC/g COT como valor real de IH. Localizada na porção sudoeste, a concentração D tem isolinhas que variam de 100 a 200 mgHC/g COT, tendo o seus valores registrados pelo poço 1RU 0002 AM*.

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µ

2°0'0"N 0 150 300 450 600 km

Mapa de Concentração

Índice de Hidrogênio (mgHC/g de COT)

-Formação Barreirinha - Bacia do Amazonas

Figura 15

Legenda:

Índice de Hidrogênio (mgHC/g COT)

20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320

A

B

C

D

(44)

7.11 MAPA DE CONCENTRAÇÃO DO ÍNDICE DE OXIGÊNIO (IO)

Os valores do Índice de Oxigênio (IO) são calculados pela razão S3/COT e expresso em mgCO2/g COT, isso se deve ao fato dos valores de S3 refletirem a quantidade de oxigênio presente na matéria orgânica, (ESPITALIÉ et al.,1985). É interessante destacar que quanto maior o valor do IO, mais favorável é para existência de gás natural.

Os valores das isolinhas no mapa de IO (Figura 16) variam de 10 a 230 mgCO2/g COT. A porção oeste da bacia, mesmo com maior número de poços, apresenta uma pequena variação do IO que vai de 10 a 50 mgCO2/g COT. Na poção leste da bacia, encontra-se uma variação ainda mais inferior, cujos índices vão de 10 a 30 mgCO2/g COT. Ambos os casos, são justificados pelas proximidades dos valores de IO registrados pelos poços. Na poção central da bacia, encontram-se os maiores valores de IO, distribuídos em três concentrações principais (A, B e C).

A concentração A, localizada na porção centro-norte do mapa, tem valores de isolinhas entre 70 a 160 mgCO2/g COT e está representada, por exemplo, pelo poço 1CM 0001 PA*. Na concentração B, localizada na porção central do mapa, são observados dois picos de isolinhas com valores máximos de 130 e 140 mgCO2/g COT e valor mínimo de 90 mgCO2/g COT, registrados pelos poços 1AR 0001A AM* e 1JUT 0001 PA*. A concentração C, localizada na poção centro-sul do mapa, apresenta valores de 90 a 230 mgCO2/g COT. O valor real de IO desta concentração é de 243,90 mgCO2/g COT, registrado pelo poço 1FO 0001 AM.

(45)

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µ

2°0'0"N 0 150 300 450 600 km

Mapa de Concentração

Índice de Oxigênio (mgCO2/g de COT)

-Formação Barreirinha - Bacia do Amazonas

Figura 16

Legenda:

Índice de Oxigênio (mgCO2/g de COT)

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230

A

B

C

(46)

8 Considerações Finais

O tratamento de dados de Pirólise de Rock-Eval e Carbono Orgânico Total dos poços que atingiram a Formação Barreirinha na Bacia do Amazonas permitiu a geração de um Modelo Geoquímico. Esse tipo de modelagem é muito importante e apresenta resultados que se aproximam do real quando aplicadas a bacias sem registros de grandes campos de hidrocarbonetos, ou seja, são dados confiáveis e que mostram a realidade geoquímica da bacia.

Os dados gerados neste trabalho ao serem comparados com os registrados pela literatura, nos permitem identificar as melhores áreas para exploração de hidrocarbonetos. Os resultados obtidos através do tratamento dos dados de COT(%), Índice de Hidrogênio (IH), Tmax (°C), Índice de Produção (S1/S1+S2), S1 e S2 (mgHC/g de Rocha) são fundamentais para definição dessas áreas.

De modo geral, é aceito que as rochas sedimentares devem apresentar valores de COT superiores a 1% para serem consideradas como rochas potencialmente geradoras de petróleo. Valores abaixo de 1% COT têm condições baixas em potencial geração. O resultado final do tratamento de dados de COT para a Formação Barreirinha indica um valor médio de 2,66% COT para toda a formação podendo atingir valores superiores a 5% em algumas regiões, mostrando que as rochas sedimentares são potencialmente geradoras.

Utilizando os valores de IH (mgHC/g COT), pode-se avaliar o potencial gerador da matéria orgânica presente em cada amostra de rocha. Pode-se dizer que o IH < 200mgHC/g COT tem potencial para geração de gás, valores de IH variando entre 200 – 300mgHC/g COT, tem potencial para gás e condensado e valores de IH > 300mgHC/g COT aparesentam potencial para óleo.

Os resultados obtidos para o índice de hidrogênio (IH) na modelagem geoquímica deste trabalho, apresentam valores abaixo de 200mgHC/g COT, indicando que o potencial gerador da bacia é para gás. O que confirma a veracidade dessa modelagem é o fato de até hoje só terem sido descobertos campos de gás na Bacia do Amazonas, como os campos de Japiim e Azulão.

As rochas termicamente imaturas apresentam valores Tmax < 435 - 440°C e de Índice de Produção (IP) < 0,1 enquanto aqueles que alcançaram o pico de geração apresentam valores de Tmax variando entre 445 - 450°C e de IP da ordem de 0,4. Os resultados da modelagem apontam uma média da ordem 0,2 de IP, em algumas regiões esse valor pode ser superior a 0,4, justificado por alguma forte alteração da matéria orgânica. O valor médio de Tmax encontrado nessa modelagem é de 430°C. Entretanto, as anomalias termais

(47)

associadas às intrusões de diabásio são responsáveis pelos valores superiores a 1 IP e também por valores superiores a 430°C de Tmax.

Os valores de S1 e S2 (mgHC/g de Rocha) são fundamentais para se entender quanto de óleo a bacia gerou e quanto ele poderia gerar caso o processo de maturação tivesse continuado. Porém, os valores de S1 encontrados na Formação Barreirinha, são considerados muito baixo. O que significa que a bacia é termicamente imatura, exceto nas zonas de intrusões de diabásio. Os valores de S2 < 5,0mgHC/g de Rocha, podem ser considerados como baixo e moderado potencial de geração, e valores entre 5-10mgHC/g de Rocha, tem um bom potencial de geração e valores acima de 10mgHC/g de Rocha são considerados com um excelente potencial de geração. Neste trabalho registra-se o valor médio de 5mgHC/g de Rocha para S2. Indicando um bom potencial de geração caso o processo de maturação tivesse continuado.

De modo geral, as principais áreas observadas nos mapas confeccionados neste trabalho, mostram uma concentração elevada de Carbono Orgânico Total (%COT), S1, S2, Potencial de Geração (mgHC/g de Rocha), Índice de Produção (IP), S3 (mgCO2/g COT), Temperatura Máxima (Tmax °C), Índice de Hidrogênio (mgHC/g de Rocha) e Índice de Oxigênio (mgCO2/g COT) são encontradas nas proximidades dos poços 1FO 0001 PA, 1PAM 0001 AM e 2JUST 0001 AM, indicando assim uma favorabilidade geoquímica para geração de hidrocarbonetos nessas áreas.

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9 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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