MODELAGEM GEOQUÍMICA 2D DE SISTEMAS PETROLÍFEROS NA PORÇÃO SUL DA BACIA DO ESPÍRITO SANTO. Daniella Araujo Ferreira Ribeiro

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1 MODELAGEM GEOQUÍMICA 2D DE SISTEMAS PETROLÍFEROS NA PORÇÃO SUL DA BACIA DO ESPÍRITO SANTO Daniella Araujo Ferreira Ribeiro Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Civil, COPPE, da Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Mestre em Engenharia Civil. Orientador: Luiz Landau Rio de Janeiro Junho de 2011

2 MODELAGEM GEOQUÍMICA 2D DE SISTEMAS PETROLÍFEROS NA PORÇÃO SUL DA BACIA DO ESPÍRITO SANTO Daniella Araujo Ferreira Ribeiro DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO INSTITUTO ALBERTO LUIZ COIMBRA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA DE ENGENHARIA DA (COPPE) UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA CIVIL. Examinada por: Prof. Luiz Landau, D. Sc. Prof. José Luis Drummond Alves, D. SC Dr. Félix Thadeu Teixeira Gonçalves, D. Sc. Dr. Eugenio Vaz dos Santos Neto, D. Sc. RIO DE JANEIRO, RJ BRASIL JUNHO DE 2011

3 Ribeiro, Daniella Araujo Ferreira Modelagem Geoquímica 2D de Sistemas Petrolíferos na Porção Sul da Bacia do Espírito Santo / Daniella Araujo Ferreira Ribeiro. Rio de Janeiro: UFRJ/COPPE, XVIII, 128 p.: il.: 29,7 cm. Orientador: Luiz Landau Dissertação (mestrado) UFRJ/COPPE/Programa de Engenharia Civil, Referencias Bibliográficas: p Avaliação geoquímica. 2. Modelagem de sistemas petrolíferos. I. Landau, Luiz. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE, Programa de Engenharia Civil. III. Título. iii

4 Dedico aos meus pais que me ensinaram a nunca desistir, e ao meu esposo e minha filha que são a minha inspiração. iv

5 AGRADECIMENTOS Expresso meus profundos agradecimentos para: - Deus, porque Dele, por Ele e para Ele são todas as coisas. - Vale Óleo e Gás, pela oportunidade de adquirir e aperfeiçoar meus conhecimentos. - UFRJ/COPPE, por transmitir conhecimento através de seu corpo docente. - Ao geólogo Félix Thadeu Teixeira Gonçalves, gerente de exploração da Vale Óleo e Gás, pelo constante incentivo, apoio incondicional e por suas valiosíssimas contribuições técnicas. - Ao geólogo Flávio Luís Fernandes por acreditar no trabalho e contribuir com significativas considerações sobre o tema abordado. - Aos colegas de trabalho da Vale Óleo e Gás sem os quais este trabalho não teria sido realizado, em especial à Adriana Lemgruber pela contribuição fundamental à modelagem de sistemas petrolíferos e Luciana Félix pela contribuição geofísica. - Ao professor Luiz Landau e toda equipe do Lamce que sempre se dedicam à causa dos alunos. - À equipe do LAB2M em especial Verônica Vieira e Dna. Marli que foram fundamentais nas questões administrativas. Sinceramente muito obrigada! - Aos amigos Vanessa Lopes e Bruno Gomes pelo constante entusiasmo, apoio e carinho. - Aos doutores José Luis Drummond Alves e Eugênio Vaz dos Santos Neto por atenderem tão prontamente o convite de participar da banca. v

6 Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M. Sc.) MODELAGEM GEOQUÍMICA 2D DE SISTEMAS PETROLÍFEROS NA PORÇÃO SUL DA BACIA DO ESPÍRITO SANTO Daniella Araujo Ferreira Ribeiro Junho/2011 Orientador: Luiz Landau Programa: Engenharia Civil A integração entre a geoquímica orgânica e a modelagem bidimensional de sistemas petrolíferos realizada na porção sul da bacia do Espírito Santo, teve como objetivo fornecer a compreensão da dinâmica dos sistemas petrolíferos da área, permitir avaliar o potencial de hidrocarbonetos, e ainda reduzir o risco exploratório. Os intervalos de rochas potencialmente geradoras foram identificados e caracterizados através da interpretação dos dados de carbono orgânico total (COT) e dos dados de pirólise Rock-Eval. Devido à ausência de dados sobre refletância da vitrinita, a maturação na região estudada, foi definida a partir da temperatura máxima de geração de hidrocarbonetos (Tmax). Os resultados da análise geoquímica apontam que a seção rifte, representada pelas Formações Cricaré e Mariricu, apresenta as melhores condições para geração de hidrocarbonetos com intervalos de alto potencial gerador e querogênio tipo I. A seção pós-rifte (formações Regência/São Mateus e Urucutuca) apresenta baixo potencial gerador de hidrocarbonetos, com exceção de intervalos pouco espessos com COT e potencial gerador variando de médio a alto. A modelagem bidimensional foi realizada com o software Petromod em uma seção NW-SE na porção sul da bacia do Espírito Santo. Os resultados da modelagem sugerem que no presente as rochas geradoras atingiram elevado grau de evolução térmica com predomínio de gás em toda a seção estudada. A idade de expulsão de hidrocarbonetos na seção rifte ocorreu desde o Barremiano e nas rochas pós-rifte no Turoniano. As saturações de vapor foram muito mais abundantes que as de liquido, presentes tanto nas seções rifte, pós-rifte e drifte. vi

7 Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.) GEOCHEMISTRY AND PETROLEUM SYSTEM 2D MODELLING IN SOUTHERN ESPIRITO SANTO BASIN Daniella Araujo Ferreira Ribeiro June/2011 Advisor: Luiz Landau Department: Civil Engineering The integration between organic geochemistry and two-dimensional modelling petroleum system that was held in the southern Espirito Santo basin had as an objective to provide understanding the dynamics of petroleum systems of the area, to allow the assess hydrocarbon potential and even more reduce exploration risk. The potential source rock intervals were identified and characterized through the analysis and interpretation of total organic carbon (TOC) and Rock-Eval pyrolysis data. Due to the absence about vitrinite reflectance data, the maturation in the study area was defined from the maximum temperature of hydrocarbon generation (Tmax). The geochemistry analysis results show that the rift section, represented by Cricaré and Mariricu Formations, presents the best conditions for hydrocarbon generations with high potential generating intervals and kerogen type I. The post rift section (Regência/Sao Mateus and Urucutuca formations) has low hydrocarbon generation potential, except for the few thick intervals with TOC and potential generating ranging from medium to high. The two-dimensional modelling was performed with the PetroMod software in a NW- SE section in the southern portion of the Espirito Santo Basin. The modelling results suggest that in the present the source rocks have reached a high degree of thermal evolution with a predominance of gas throughout the section studied. The age of the expulsion of hydrocarbons in the rift section occurred since the Barremian and post-rift section since the Turonian. The steam saturations were much more abundant than the liquid, present in both sections rift, post-rift and drift. vii

8 Sumário Índice de Figuras... x Índice de Tabelas... xviii Capítulo I Aspectos Introdutórios Introdução Objetivo Motivação Área de Estudo Base de Dados Capítulo II Aspectos Geológicos da bacia do Espírito Santo Localização da Área de Estudo Geologia da Bacia Contexto Geotectônico Arcabouço Litoestratigráfico Histórico Exploratório Sistemas Petrolíferos Rochas Geradoras Rochas Reservatório Migração Trapa e Selo Revisão dos Sistemas Petrolíferos da bacia do Espírito Santo.. 17 Capítulo III Caracterização Geoquímica Métodos Carbono Orgânico Total Pirólise Refletância da Vitrinita Base de Dados Identificação das Rochas Geradoras na bacia do Espírito Santo viii

9 3.4.1 Avaliação do Conteúdo Orgânico e Potencial Gerador Tipos de Querogênio Distribuição Geográfica/Estratigráfica dos intervalos potencialmente geradores Capítulo IV Metodologia Aplicada à Modelagem de Sistemas Petrolíferos Subsidência e Compactação História Térmica Parâmetros Cinéticos Análise de Fluidos Migração Capítulo V Modelagem 2D de Geração e Migração de Hidrocarbonetos Construção do Modelo Bidimensional Discussão dos Resultados Análise Comparativa dos Resultados do Cenário I e Cenário II Capítulo VI Conclusões Recomendações Referências Bibliográficas Anexo ix

10 ÍNDICE DE FIGURAS Figura I.1. Mapa de localização da bacia do Espírito Santo com destaque para a área de estudo Figura II. 2. Modelo de formação das bacias do tipo rifte nos segmentos nordeste e sudeste em regiões com ausência e presença de pluma mantélica. Observa-se a interpretação de rifte passivo para o segmento nordeste, e rifte ativo para o segmento sudeste (Milani, 1987; Dias, 2005) Figura II.3. Reconstruções paleo-geoqgráficas do Barremiano ao Neo-aptiano, ilustrando as principais fases tectônicas e a abrangência da sedimentação marinha no Oceano Atlântico Sul (modificado ias, 2005) Figura II.4. Arcabouço estrutural da bacia do Espírito Santo, ilustrando ao compartimentação da bacia e a presença dos palecanyons, de complexos vulcânicos e das províncias e domos de sal (modificado Carvalho, 1965) Figura II.5. Modelo de carta estratigráfica da Bacia do Espírito Santo proposto por França et al., Figura II.6. Distribuição percentual das reservas provadas de petróleo segundo Unidades da Federação.do Brasil (modificado anuário ANP 2010) Figura II.7. Evolução da perfuração dos poços na bacia do Espírito Santo Figura III.8. Picos correspondentes aos HC livres (S1), HC produzidos pelo craqueamento do querogênio (S2) e CO 2 da matéria orgânica (S3) Figura III.9. Diagrama de Van Krevelen proposto por Espitalié (1985), para identificação dos tipos de querogênio Figura III.10. Refletância da vitrinita x Maturação x

11 Figura III.11. Gráfico de teor de carbono orgânico (COT) vs. Potencial gerador (S2) das unidades estratigráficas da seção sedimentar das bacias do Espírito Santo e norte de Campos Figura III.12. Mapa de localização dos poços exploratórios das bacias do Espírito Santo e norte de Campos com dados geoquímicos disponíveis Figura III.13. Gráfico de teor de carbono orgânico (COT) vs. Potencial gerador (S2) das unidades estratigráficas da seção drifte das bacias do Espírito Santo e norte de Campos Figura III. 14. Gráfico de teor de carbono orgânico (COT) vs. Potencial gerador (S2) das unidades estratigráficas da seção transicional das bacias do Espírito Santo e norte de Campos Figura III.15. Gráfico de teor de carbono orgânico (COT) vs. Potencial gerador (S2) das unidades estratigráficas da Formação mariricu das bacias do Espírito Santo e norte de Campos Figura III.16. Gráfico de teor de carbono orgânico (COT) vs. Potencial gerador (S2) das unidades estratigráficas da seção rifte das bacias do Espírito Santo e norte de Campos Figura III.17. Diagrama de Van Krevelen modificado mostrando a distribuição dos valores dos índices de hidrogênio e de oxigênio das unidades estratigráficas da seção drifte das bacias do Espírito Santo e norte de Campos Figura III.18. Diagrama de Van Krevelen modificado mostrando a distribuição dos valores dos índices de hidrogênio e de oxigênio das unidades estratigráficas da seção transicional das bacias do Espírito Santo e norte de Campos Figura III.19. Diagrama de Van Krevelen modificado mostrando a distribuição dos valores dos índices de hidrogênio e de oxigênio das unidades estratigráficas da Formação Mariricu das bacias do Espírito Santo e norte de Campos Figura III.20. Resultado de COT e pirólise Rock-Eval de amostras da Bacia do Espírito Santo, com destaque para a Formação Cricaré xi

12 Figura III.21. Resultado de COT e pirólise Rock-Eval de amostras da Bacia do Espírito Santo, com destaque para a Formação Mariricu Figura III.22. Resultado de COT e pirólise Rock-Eval de amostras da Bacia do Espírito Santo, com destaque para a Formação Lagoa Feia Figura III.23. Resultado de COT e pirólise Rock-Eval de amostras da Bacia do Espírito Santo, com destaque para as formações São Mateus e Regência Figura III.24. Resultado de COT e pirólise Rock-Eval de amostras da Bacia do Espírito Santo, com destaque para a Formação Macaé Figura III.25. Resultado de COT e pirólise Rock-Eval de amostras da Bacia do Espírito Santo, com destaque para as formações Ubatuba e Carapebus Figura III.26. Resultado de COT e pirólise Rock-Eval de amostras da Bacia do Espírito Santo, com destaque para a Formação Ubatuba Figura III.27. Mapa mostrando a variação dos teores médios de carbono orgânico total (COT) da Formação Cricaré nos poços da bacia do Espírito Santo Figura III.28. Mapa mostrando a variação dos teores médios de carbono orgânico total (COT) da Formação Mariricu nos poços da bacia do Espírito Santo Figura III.29. Mapa mostrando a variação dos teores médios de carbono orgânico total (COT) da Formação Lagoa Feia nos poços da porção norte da bacia de Campos Figura III.30. Mapa mostrando a variação dos teores médios de carbono orgânico total (COT) da Formação São Mateus nos poços da bacia do Espírito Santo Figura III.31. Mapa mostrando a variação dos teores médios de carbono orgânico total (COT) da Formação Macaé nos poços da porção norte da bacia de Campos xii

13 Figura III.32. Mapa mostrando a variação dos teores médios de carbono orgânico total (COT) da Formação Urucutuca nos poços da bacia do Espírito Santo Figura III.33. Mapa mostrando a variação dos teores médios de carbono orgânico total (COT) da Formação Ubatuba nos poços da porção norte da bacia de Campos Figura III.34. Mapa mostrando a variação dos teores médios de carbono orgânico total (COT) da Formação Carapebus nos poços da porção norte da bacia de Campos Figura IV.35. Diagrama esquemático do processo de modelagem utilizado na modelagem bidimensional da bacia do Espírito Santo Figura IV.36. Curva da de subsidência calculada pelo PetroMod ajustada ao final das fases rifte e térmica para um ponto na porção proximal da bacia do Espírito Santo Figura IV.37. Curva ilustrando a história de evolução do fluxo térmico para um ponto na porção proximal da bacia do Espírito Santo Figura IV.38. Curva de subsidência calculada pelo PetroMod ajustada ao final das fases rifte e térmica para um ponto na porção distal da bacia do Espírito Santo Figura IV.39. Curva ilustrando a história de evolução do fluxo térmico para um ponto na porção distal da bacia do Espírito Santo Figura V.40. Elementos básicos utilizados em uma modelagem de sistemas petrolíferos Figura V.41. Seção sísmica utilizada na reconstrução do modelo bidimensional da bacia do Espírito Santo O retângulo branco representa um problema do software de interpretação no momento de exportar o snapshot Figura V.42. Seção 2D ilustrando a geometria da seção ao final da modelagem na porção sul da bacia do Espírito Santo xiii

14 Figura V.43. Posicionamento estratigráfico das rochas geradoras atribuídas ao modelo bidimensional da porção centro-sul da bacia do Espírito Santo Figura V.44. Curva de temperatura média da superfície global ao longo do tempo Figura V.45. Gráfico que expressa a relação entre Tmax e profundidade dos poços localizados na área de estudo, indicando o topo da zona matura entre 2500 e 2600 metros (Tmax 435ºC linha vermelha) Figura V.46. Gráfico de registro de pressão (MPa), obtidos por teste de formação, pela profundidade (m). A reta em azul representa a pressão hidrostática para um gradiente de 10,5 Mpa/km. (Domingues, 2008) Figura V.47. Medidas de pressão calculadas pelo software Petromod (linhas contínuas) e os dados de pressão de poros (símbolos) baseados em Domingues (2008) Figura V.48. Calibração do modelo térmico através da comparação dos perfis de temperatura calculados (linha contínua) com os dados de temperatura obtidos dos poços (símbolo de cruz) Figura V.49. Calibração do modelo térmico (cenário II) através da comparação dos perfis de temperatura calculados (linha contínua) com os dados de temperatura obtidos dos poços (símbolo de cruz) Figura V.50. Calibração do modelo térmico através da comparação do perfil de maturação calculado (linha contínua) com o topo da zona matura indicado pelos dados de poços Figura V.51. Seção bidimensional ilustrando a pressão de poros calculada no presente (0Ma) nas unidades litoestratigraficas da porção sul da Bacia do Espírito Santo (cenário II) xiv

15 Figura V.52. Seção bidimensional ilustrando a temperatura calculada no presente (0Ma) nas unidades litoestratigraficas da porção sul da Bacia do Espírito Santo (cenário II) Figura V.53. Seção bidimensional ilustrando a maturação calculada no presente (0Ma) com base nos valores de refletância de vitrinita (%Ro) baseado em Sweeney & Burnham (1990) (cenário II) Figura V. 54. Seção bidimensional ilustrando a taxa de transformação calculada no presente 0Ma, mostrando o desenvolvimento do processo de conversão do querogênio em hidrocarbonetos nas rochas geradoras das seções rifte, pós rifte e drifte (cenário II) Figura V. 55. Seção bidimensional ilustrando a maturação calculada em 114Ma (Aptiano) com base nos valores de refletância de vitrinita (%Ro) baseado em Sweeney & Burnham (1990) (cenário II) Figura V. 56. Seção bidimensional ilustrando a taxa de transformação calculada em 114Ma (Aptiano), mostrando o desenvolvimento do processo de conversão do querogênio em hidrocarbonetos nas rochas geradoras das seções rifte, pós rifte e drifte (cenário II) Figura V. 57. Seção bidimensional ilustrando a maturação calculada em 65Ma (final do Cretáceo) com base nos valores de refletância de vitrinita (%Ro) baseado em Sweeney & Burnham (1990) (cenário II) Figura V. 58. Seção bidimensional ilustrando a taxa de transformação calculada em 65Ma (final do Cretáceo), mostrando o desenvolvimento do processo de conversão do querogênio em hidrocarboneto nas rochas geradoras das seções rifte, pós rifte e drifte (cenário II) Figura V. 59. Seção bidimensional ilustrando a maturação calculada em 100Ma (final do Albiano) com base nos valores de refletância de vitrinita (%Ro) baseado em Sweeney & Burnham (1990) (cenário II) Figura V. 60. Seção bidimensional ilustrando a taxa de transformação calculada em 100Ma, mostrando o desenvolvimento do processo de conversão do querogênio xv 97

16 em hidrocarboneto nas rochas geradoras das seções rifte, pós rifte e drifte (cenário II) Figura V. 61. Seção bidimensional ilustrando a maturação calculada em 12Ma (Mioceno) com base nos valores de refletância de vitrinita (%Ro) baseado em Sweeney & Burnham (1990) (cenário II) Figura V. 62. Seção bidimensional ilustrando a taxa de transformação calculada em 12Ma, mostrando o desenvolvimento do processo de conversão do querogênio em hidrocarboneto nas rochas geradoras das seções rifte, pós rifte e drifte (cenário II) Figura V. 63. Seção bidimensional ilustrando a idade em que os hidrocarbonetos foram expulsos das rochas geradoras (cenário II) Figura V. 64. Seção bidimensional ilustrando as saturações de líquido em 114Ma durante o Aptiano nas rochas geradoras da seção rifte (cenário II) Figura V. 65. Seção bidimensional ilustrando as saturações de líquido em 85Ma durante o Coniaciano nas rochas geradoras das seções rifte, pós rifte e drifte (cenário II) Figura V. 66. Seção bidimensional ilustrando as saturações de líquido no presente (0Ma) (cenário II) com destaque para os indícios de óleo encontrados nos poços localizados na seção estudada (círculo em verde) Figura V. 67. Seção bidimensional ilustrando as saturações de vapor em 112Ma durante o Aptiano nas rochas geradoras da seção rifte (cenário II) Figura V. 68. Seção bidimensional ilustrando as saturações de vapor em 65Ma durante o final do Cretáceo (cenário II). Destaque para o escape de gás após a quebra da plataforma desde a seção albiana até o Cretáceo Figura V. 69. Seção bidimensional ilustrando as saturações de vapor no presente (0Ma) (cenário II) com destaque para os indícios de gás encontrados nos poços localizados na seção estudada (círculo em vermelho) xvi

17 Figura V. 70. Seção bidimensional ilustrando grandes quantidades de saturações de líquido no presente (0Ma) para o cenário I (fluxo de calor inferior ao do cenário II) Figura V.71. Seção bidimensional ilustrando as poucas saturações de vapor no presente (0Ma) registradas no cenário I (fluxo de calor inferior ao do cenário II) Figura V.72. Mapa de indícios e ocorrências de hidrocarbonetos na porção sul da Bacia do Espírito Santo. O contorno em amarelo corresponde à região de estudo. 113 Figura V.73. Parâmetro cinético utilizado nas rochas geradoras da seção rifte da Bacia do Espírito Santo Figura V.74. Parâmetro cinético utilizado nas rochas geradoras da seção albiana da Bacia do Espírito Santo Figura V.74. Parâmetro cinético utilizado nas rochas geradoras da seção cenomaniana-turoniana da Bacia do Espírito Santo xvii

18 ÍNDICE DE TABELAS Tabela III.1 Critérios geoquímicos que descrevem os níveis de maturação térmica das rochas geradoras Tabela III.2. Critérios utilizados para qualificação da riqueza orgânica e do potencial gerador das unidades estratigráficas da bacia do Espírito Santo Tabela III.3. Critério para predizer o tipo de acumulação baseado no índice de hidrogênio Tabela III.4. Distribuição da quantidade por unidade estratigráfica de amostras de rocha com análises geoquímicas na base de dados da bacia do Espírito Santo Tabela III.5. Sumário Estatístico dos dados de carbono orgânico total (COT%) das formações da bacia do Espírito Santo e norte de Campos Tabela III.6. Sumário Estatístico dos dados de potencial gerador (S2, mghc/grocha) das formações da bacia do Espírito Santo e norte de Campos Tabela IV.7. Fluxo de calor calculado a partir da curva de subsidência nas porções proximal (A) e distal (B) da bacia do Espírito Santo Tabela V.8. Idade deposicional atribuída aos intervalos litoestratigráficos da bacia do Espírito Santo Tabela V.9. Fluxo de calor calculado a partir da curva de subsidência nas porções proximal (A) e distal (B) da bacia do Espírito Santo, aumentado em 30% xviii

19 Capítulo I 1.0 ASPECTOS INTRODUTÓRIOS 1.1 INTRODUÇÃO Nos últimos anos o estado do Espírito Santo tem mostrado grande relevância no contexto energético brasileiro principalmente pelo fato de abrigar parte da grande reserva de óleo do chamado pré-sal e por ser portadora de grandes campos petrolíferos, como Golfinho, Peroá e Cangoá. Soma-se a isso o fato de estar localizada próxima aos grandes centros consumidores de energia e ser uma das bacias pioneiras no histórico exploratório do Brasil. A busca por novas fronteiras exploratórias e da potencialização das reservas já conhecidas, potencializa a necessidade de estudos técnico-científicos que auxiliem na diminuição do risco exploratório e que contribuam para aumentar o conhecimento científico na Bacia do Espírito Santo. 1.2 OBJETIVO Neste trabalho foram utilizadas duas importantes ferramentas de auxílio na compreensão do sistema petrolífero da Bacia do Espírito Santo, a Geoquímica Orgânica e a Modelagem Térmica e de Geração de petróleo e gás. A caracterização de rochas geradoras de hidrocarbonetos é uma técnica fundamental no que concerne à determinação do potencial petrolífero de uma bacia sedimentar. Um dos propósitos deste trabalho consiste em avaliar as unidades litoestratigráficas da Bacia do Espírito Santo, através de seu potencial gerador de hidrocarbonetos, da identificação do tipo de matéria orgânica presente e dos tipos de fluidos que podem ter sido gerados de acordo com os níveis de maturação térmica atingidos. 1

20 Aliado a essa técnica de avaliação soma-se o uso da modelagem de bacia que permite reconstruir a história evolutiva das bacias sedimentares de forma consistente avaliar os elementos essenciais de um sistema petrolífero, além de estimar a quantidade de hidrocarboneto gerado. A modelagem possibilita a interação entre uma série de fenômenos geológicos, físicos e químicos que controlam a geração e migração do petróleo. A combinação da geoquímica orgânica e da modelagem de geração e migração de hidrocarbonetos é uma ferramenta muito valiosa para entender a dinâmica temporal das áreas de geração de hidrocarbonetos. O uso dessas duas técnicas foi combinado neste trabalho visando determinar e qualificar as possíveis rochas geradoras de hidrocarbonetos, simular os fenômenos envolvidos na formação de uma bacia sedimentar de forma fisicamente consistente, produzindo uma visão integrada e dinâmica da história geológica dos sistemas petrolíferos focando na geração de hidrocarbonetos. 1.3 MOTIVAÇÃO A exploração de hidrocarbonetos é uma atividade estruturada em riscos e incertezas, composta por etapas complexas que envolvem altos investimentos financeiros. Tendo em vista esse cenário, é inquestionável a relevância de estudos que possibilitem nortear as decisões exploracionistas visando diminuir os custos e riscos exploratórios. A modelagem de sistemas petrolíferos é vital para qualquer atividade exploratória e vêm sendo difundida amplamente ao longo dos últimos anos. Infelizmente a grande parte dos trabalhos técnicos que abordam a geoquímica orgânica e a modelagem de sistemas petrolíferos, fica restrita aos bancos de dados das companhias de petróleo (principalmente os de modelagem de bacias), sendo raros os trabalhos acadêmicos que abordem esse tema. 1.4 ÁREA DE ESTUDO A área de estudo engloba a porção offshore sul da Bacia do Espírito Santo, localizada no estado homônimo (figura I.1). É importante frisar, que em alguns momentos deste estudo, foi necessário extrapolar a análise de dados para a porção do extremo norte da Bacia de Campos (próximo ao parque das baleias), conforme ilustra a figura I.1. Cabe ressaltar que a baixa densidade de poços na área de estudo fez com 2

21 que fosse necessária a avaliação dos dados geoquímicos de todos os poços da faixa offshore da Bacia do Espírito Santo, o que garante a consistência das correlações dos dados geoquímicos. Figura I.1. Mapa de localização da Bacia do Espírito Santo com destaque para a área de estudo (em amarelo). Em laranja a área analisada na Bacia de Campos. 1.5 BASE DE DADOS Os dados utilizados neste projeto são de domínio público, adquiridos por meio de literatura técnico-científica, via web e catalogados em biblioteca, ou ainda cedidos pela companhia Vale que possibilitou a consulta e processamento dos dados sísmicos e geoquímicos de sua base geológica. Cabe ressaltar que a companhia Vale proveu todos os recursos técnicos e computacionais necessários para a realização deste projeto. 3

22 Capítulo II 2.0 ASPECTOS GEOLÓGICOS DA BACIA DO ESPÍRITO SANTO 2.1 LOCALIZAÇÃO DA ÁREA DE ESTUDO Localizada na costa leste brasileira ao longo do litoral centro-norte do estado do Espírito Santo e do litoral sul do estado da Bahia, a Bacia do Espírito Santo recobre uma área de cerca de km 2 (porção onshore e offshore). Sua área prospectável é de cerca de km 2, dos quais km 2 correspondem a parte emersa. Seus limites são delimitados a oeste pelo embasamento cristalino précambriano da Faixa Ribeira, a leste pelo Complexo Vulcânico de Abrolhos, a sul com a Bacia de Campos pelo Alto de Vitória e a norte com a Bacia de Mucuri (figura I.1). A individualização entre as Bacias do Espírito Santo e Mucuri existe meramente para delimitar um limite geográfico entre os estados do Espírito Santo e Bahia, já que ambas as bacias apresentam similaridades estruturais e estratigráficas. Como o limite entre as bacias é baseado em um critério político-geográfico, autores como Vieira et.al. (1994) as tratam como sendo uma única bacia. 2.2 GEOLOGIA DA BACIA CONTEXTO GEOTECTÔNICO A Bacia do Espírito Santo faz parte do conjunto de bacias da margem continental leste brasileira, formada durante o Cretáceo inferior, graças a processos extensionais responsáveis pelo rompimento do megacontinente Gondwana (Ponte & Asmus, 1976; Mohriak, 2004). O modelo evolutivo das bacias do tipo margem passiva, localizadas ao longo de toda a margem leste do Brasil (Ponte & Asmus, 1976), é o mesmo para as que 4

23 possuem sedimentos de origem evaporítica em sua coluna estratigráfica, tanto na margem brasileira quanto na africana (Cainelli & Moriak, 1999). A primeira evidência de ruptura do Gondwana é marcada por um processo de rifteamento, classificado como rifte ativo por Burke e Sengor (1978), que estaria relacionado ao afinamento crustal devido ao aquecimento do manto sublitosférico. A abundância de eventos magmáticos como o vulcanismo basáltico da província do Paraná, com enxames de diques formando os arcos do Rio Grande, Ponta Grossa e Paranapanema todos de direção NW, e na região da plataforma continental com o platô de São Paulo e o lineamento Cruzeiro do Sul, é registrado durante essa fase. Estes eventos magmáticos refletem a influência da pluma Tristão da Cunha, ocasionando a elevação das geotermas na área de desenvolvimento do rifte, particularmente entre as Bacias do Espírito Santo, Campos e Santos (Figura II.2). Figura II. 2. Modelo de formação das bacias do tipo rifte nos segmentos nordeste e sudeste em regiões com ausência e presença de pluma mantélica. Observa-se a interpretação de rifte passivo para o segmento nordeste, e rifte ativo para o segmento sudeste (Milani, 1987; Dias, 2005). O início do processo de rifteamento foi marcado pelo afinamento da crosta continental e ascensão astenosférica, formando a Depressão Afro-Brasileira (Ponte et.al.,1972; Cesero & Ponte, 1987). Esta feição foi preenchida por leques aluviais e 5

24 fluviais de granulação grosseira e por diques de diabásio intrudidos no embasamento (sedimentação continental) durante o Barremiano (Figura II.3). O aumento do estiramento litosférico ocasionou grandes falhamentos na crosta continental representando o início da formação das bacias tipo rifte. O ambiente sedimentar durante o Eo-Aptiano é predominantemente lacustre com deposição em calhas centrais e alongadas, com intenso vulcanismo associado à extrusão de basaltos observados desde as Bacias do Espírito Santo até Pelotas. Durante o Neoaptiano, fase de quiescência tectônica, o ambiente deposicional era uma bacia restrita, rasa, estreita e alongada, de clima árido e intensa evaporação das salmouras o que propiciou a deposição de extensos corpos de sal que podem apresentar espessura inicial de 2000 metros (Chang et.al., 1992). Um novo pulso tectônico foi responsável pela ruptura total dos continentes brasileiro e africano (Vieira et.al.,1987) concentrando os esforços distensivos na Cadeia Meso-Oceânica e gerando a produção de crosta oceânica (Figura II.3). Condições de mar aberto passam gradativamente a predominar permitindo a deposição de extensas plataformas carbonáticas de textura fina depositadas em ambientes nerítico, profundo a batial (Azevedo, 2004). Ao final da sedimentação carbonática houve acúmulo de sedimentos de águas profundas, folhelhos de talude e arenitos turbidíticos. No final do Neocretáceo a bacia recebeu significativo aporte de sedimentos siliciclásticos grosseiros, associados ao soerguimento da Serra do Mar e da Mantiqueira (Almeida, 1976; Moriak, 2006) gerando espessas cunhas sedimentares que mobilizou a camada de sal depositada durante o Aptiano. Os eventos de soerguimento foram responsáveis por reativar o magmatismo na margem leste, responsável por derrames de basalto e intrusões ígneas (Formação Abrolhos) na seqüência sedimentar do Neocretáceo e Eoterciário (Asmus, 1982; Asmus, 1984). Outro evento relevante é a erosão submarina, evidenciada pelos paleocanyons de Regência ao sul, e de Fazenda Cedro no centro da bacia (Figura II.4), controlados por falhas do embasamento preenchidos por sedimentos do Cretáceo Superior ao Eoceno (Biassusi et al., 1990). 6

25 Figura II.3. Reconstruções paleogeográficas do Barremiano ao Neo-aptiano, ilustrando as principais fases tectônicas e a abrangência da sedimentação marinha no Oceano Atlântico Sul (modificado Dias, 2005). 7

26 Dois eventos ígneos intrusivos e extrusivos foram identificados na Bacia do Espírito Santo: o primeiro, de idade eocretácica, relacionado à fase rifte, cronologicamente associado aos derrames basálticos da Bacia do Paraná. E o segundo que ocorreu entre o Neocretáceo e o Mesoeoceno, que compreende a seqüência vulcanoclástica aflorante no arquipélago de Abrolhos. Esse segundo período de vulcanismo possui maior extensão em área e gerou um maior volume de rochas magmáticas por derrames e intrusões. Figura II.4. Arcabouço estrutural da Bacia do Espírito Santo, ilustrando ao compartimentação da bacia e a presença dos paleocanyons, de complexos vulcânicos e das províncias e domos de sal (modificado Carvalho, 1965) 8

27 2.2.2 ARCABOUÇO LITOESTRATIGRÁFICO A coluna estratigráfica formal da Bacia do Espírito Santo foi proposta inicialmente por Asmus et.al. (1971), sendo posteriormente modificada por Ojeda (1977), Bacoccoli & Morales (1973) e Vieira et.al. (1993). Recentemente França et.al. (2007) publicou uma atualização da carta estratigráfica da Bacia do Espírito Santo, definindo três Supersequências (Rifte, Pós-Rifte e Drifte) ligadas a eventos cronológicos responsáveis pela sedimentação na bacia. A estrutura litoestratigráfica, no entanto, não sofreram alteração em relação as versões anteriores e são baseados em Vieira et.al.(1994) que subdivide a Bacia do Espírito Santo em três fases tectônicas, a saber, Rifte, Transicional e de Margem Passiva (Figura II.5). A fase Rifte de idade neocomiana a eopatiana é composta por sedimentos de origem flúvio-lacustre associados ao vulcanismo Cabiúnas de idade 136 a 118 Ma (Fodor et.al, 1983). Engloba a Formação Cricaré que subdividi-se em dois membros, Jaguaré e Sernambi. No membro Jaguaré predominam arenitos e conglomerados intercalados com rochas vulcânicas enquanto no membro Sernambi predominam folhelhos, carbonatos e margas. Durante a fase rifte o ambiente era fundamentalmente lacustre com sistemas de leques aluvial e fluvial localizados nas bordas dos falhamentos associados a coquinas depositadas nos altos estruturais. A fase pós-rifte também conhecida como transicional é representada pelos sedimentos de idade neoaptiana da Formação Mariricu, limita-se na base pela Discordância Alagoas e no topo pela seqüência de evaporitos. Os sedimentos são conglomerados, arenitos arcosianos, folhelhos e anidritas intercaladas (Membro Mucuri), recobertos por um pacote de rochas evaporíticas (Membro Itaúnas), principalmente halita e anidrita, depositadas em condições de circulação restrita e clima árido. A fase drifte ou de margem passiva marca o período de transição de ambiente continental para mar aberto, nela são identificadas as megassequências carbonática e marinha. As rochas do Grupo Barra Nova são os primeiros sedimentos registrados na fase drifte, nele encontram-se os pacotes de rochas das formações São Mateus e Regência situados entre os evaporitos do Membro Itaúnas e os folhelhos da Formação Urucutuca. A Formação São Mateus é caracterizada por espessos pacotes de arenitos depositados por leques aluviais e costeiros em ambiente marinho. O contato inferior é concordante com a Formação Mariricu enquanto o superior é gradacional ou interdigitado lateralmente com a Formação Regência. 9

28 Figura II.5. Modelo de carta estratigráfica da Bacia do Espírito Santo proposto por França et al.,

29 A espessa seqüência carbonática que ocorre abaixo dos folhelhos da Formação Urucutuca é denominada Formação Regência, composta por calcarenitos e calcilutitos albianos, depositados em plataforma e talude. O contato inferior é gradacional com as formações São Mateus e Mariricu ou discordante com o embasamento. As megasseqüências marinhas transgressiva e regressiva, marcadas por condições francamente marinhas, estão representadas pelos sedimentos do Grupo Espírito Santo que subdividi-se nas formações Urucutuca, Abrolhos, Caravelas, Rio Doce e Barreiras, abrangendo o intervalo do Cenomaniano até o Recente. A Formação Urucutuca engloba folhelhos com intercalações de conglomerados, calcários e arenitos na porção mais proximal, enquanto na porção distal ocorre aumento dos sedimentos pelíticos em relação aos clásticos e os carbonáticos. Os contatos da Formação Urucutuca (superior e lateral) com as formações Rio Doce e Caravelas são transicionais, com aumento gradual dos pacotes de arenitos e carbonatos. Segundo Vieira et al. (1994) nos paleocanyons as rochas da Formação Urucutuca assentam-se diretamente sobre a Formação Mariricu. A Formação Abrolhos compreende a seqüência vulcanoclástica aflorante no arquipélago de Abrolhos, composta por arenitos, folhelhos, calcários e pelas vulcânicas que formam as ilhas de Trindade e Martim Vaz, localizadas no extremo leste da Bacia do Espírito Santo. A Formação Caravelas é constituída por calcarenitos bioclásticos e calcilutitos, e em algumas regiões da bacia repousam sobre as rochas vulcânicas da Formação Abrolhos. A Formação Rio Doce caracterizada por sedimentos clásticos de ambiente nerítico, apresenta o contato inferior gradacional aos sedimentos das formações Caravelas e Urucutuca. Cabe ressaltar a presença da Formação Barreiras, formada por sedimentos continentais heterogêneos de idade pleistocênica. A Formação Rio Doce compreende a seção predominantemente arenosa associada aos carbonatos da Formação Caravelas e sobreposta aos folhelhos da Formação Urucutuca. O contato inferior com as formações Urucutuca e Caravelas é gradacional e discordante com as formações Regência, São Mateus e Mariricu, ou com o embasamento (Vieira et al., 1994). O contato superior é discordante com os sedimentos clásticos continentais da Formação Barreiras e com os sedimentos aluviais quaternários. A Formação Barreiras forma os tabuleiros que ocorrem na margem costeira atlântica, formados por sedimentos inconsolidados ou pouco consolidados. Vieira et al., (1994) a parti de estudos fósseis vegetais, conferiram idade pliocênica aos sedimentos desta unidade. 11

30 2.3 HISTÓRICO EXPLORATÓRIO No final da década de 50 com a introdução e consolidação de novas tecnologias sísmicas, em 1959, foi perfurado o primeiro poço na porção terrestre da Bacia do Espírito Santo, próximo a cidade de Conceição da Barra. Na plataforma continental, as atividades exploratórias iniciaram-se também nos anos 50, com levantamentos sísmicos e gravimétricos. A primeira descoberta comercial ocorreu em 1969 com o campo de São Mateus, o que alavancou a primeira campanha sistemática de exploração na bacia, estendida por toda a década de 70. Esse esforço resultou na descoberta do campo de Fazenda Cedro em Na plataforma continental o primeiro campo a ser descoberto seria o de Cação, em 1977, responsável pela produção de barris de petróleo por dia. A descoberta do campo de Lagoa Parda em 1978 marcou uma nova etapa exploratória na bacia, com ênfase nos trabalhos de avaliação e desenvolvimento dos campos já descobertos e com o incremento do número de poços no campo de São Mateus. No início da década de 80 os esforços exploratórios foram maciçamente intensificados, frente às crescentes demandas por energia no país, possibilitando a descoberta de cerca de vinte campos petrolíferos, com destaque para Cangoá produtor de gás e condensado. A partir de 1989, a exploração na bacia entrou em processo de estagnação, devido ao grande número de poços exploratórios já perfurados. Após a flexibilização e abertura do mercado de petróleo, em 1997, a bacia entrou em uma nova fase exploratória impulsionada pela abertura do mercado, com a perfuração de poços exploratórios por empresas estrangeiras, como a Exxon e Repsol. Em 1999 foi descoberto o primeiro campo na região de águas profundas, Canapu, consolidando a bacia como uma província petrolífera de perspectiva otimista frente ao possível potencial em regiões de água profunda. O grande marco exploratório desse período, entretanto, ocorreu em 2003 com a descoberta de cinco campos, sendo dois em terra e três na região de águas profundas, permitindo a bacia a alcançar índice de sucesso exploratório de 41%, valor extremamente elevado frente aos riscos do processo. Nesta época merece destaque o campo de Golfinho, com reservas superiores a 600 milhões de barris de óleo leve, sob uma lâmina d água de metros. Além dele, os campos de Camarupim e Carapó, localizados nos arredores de Golfinho, contribuíram para agregar novas reservas de óleo leve e gás, incluindo a Bacia do Espírito Santo no grupo das maiores reservas de hidrocarbonetos do Brasil (Figuras II.6 e II.7). 12

31 Número de Poços Rio de Janeiro 81% Outros 9% Espírito Santo 10% SP 0,19% PR 0,16% BA 2,25% SE 2,04% SC AM 0,04% 0,84% CE 0,54% RN 2,84% AL 0,06% Figura II.6. Distribuição percentual das reservas provadas de petróleo segundo Unidades da Federação.do Brasil (modificado anuário ANP 2010) Ano Figura II.7. Evolução da perfuração dos poços na Bacia do Espírito Santo. O anúncio das descobertas da Petrobras abaixo da camada de sal, primeiro na Bacia de Santos e posteriormente na Bacia do Espírito Santo, confirmam um novo patamar econômico para o Brasil. Pois uma nova fronteira exploratória é aberta com grandes possibilidades de elevar as reservas de óleo e gás natural. Atualmente estão sendo perfurados e testados poços nas Bacias de Santos (1RJS-628), Campos e 13

32 Espírito Santo (4ESS-172-ES), com objetivo de dimensionar e qualificar os hidrocarbonetos existentes na camada do pré-sal. Os resultados públicos do pré-sal na Bacia de Santos (BM-S-11) mostram que os testes revelam alta produtividade com óleo leve e 750 milhões de barris estimados de óleo in situ, e considerando um fator de recuperação de 33%. Estudos geológicos preliminares indicam volumes potenciais, in place, de cerca de 570 milhões de barris de óleo leve e densidade de cerca 30º API. 2.4 SISTEMAS PETROLÍFEROS Magoon e Dow em 1994 definiram o termo sistema petrolífero como um sistema natural que agrupa os elementos e processos essenciais para a formação de uma acumulação e preservação de hidrocarbonetos. A formação de uma acumulação de petróleo em uma bacia sedimentar requer a associação no tempo e no espaço dos seguintes fatores: - existência de rochas geradoras que tenham sido submetidas às condições adequadas de temperatura para a geração de petróleo. - existência de rochas reservatórios, que apresentem porosidade e permeabilidade capazes de permitir a acumulação e produção do petróleo. - condições favoráveis à migração de petróleo da rocha geradora à rocha reservatório. - existência de uma rocha selante impermeável que aprisione o petróleo. - arranjo geométrico das rochas reservatório e selante que favoreça a acumulação de volumes comerciais de petróleo. A garantia de existência de uma acumulação de petróleo não depende somente da existência dos elementos e da atuação dos processos, uma vez que é necessário que os mesmos ocorram com sequenciamento adequado (timing) entre a idade dos elementos e a evolução dos processos ROCHAS GERADORAS O trabalho clássico que aborda a caracterização das rochas geradoras da Bacia do Espírito Santo é o de Estrella et.al. (1984). Nele são apontados dois pacotes principais de rochas geradoras, um composto por folhelhos lacustres de idade barremiana (Jiquiá) e outro por margas e folhelhos depositados em ambiente 14

33 transicional, de idade aptiana (Alagoas). Os autores não consideram os folhelhos de idade neocretácea/terciária como geradores da bacia, devido a uma suposta alta energia envolvida na deposição destes sedimentos o que não permitiria que esses folhelhos gerassem volumes comerciais de hidrocarbonetos. Posteriormente, Trindade (1988) identificou na seção rifte, rochas potencialmente geradoras que variam, quanto ao ambiente deposicional, de lacustre de água doce na seqüência basal a lacustre salina na seqüência do topo. Frota (1998) revisou os dados geoquímicos de óleos da Bacia do Espírito Santo reconhecendo a existência de três tipos de óleos distintos. O primeiro de origem lacustre de água salobra/salina gerado por diferentes fácies deposicionais da seção rifte. O segundo grupo de óleos seria de origem marinha carbonática gerado por rochas de idade albo-turoniana. E por fim, um grupo de óleos de provável origem marinha deltaica, gerados por rochas de idade possivelmente terciária. A seguir será detalhado o conhecimento atual já publicado das rochas geradoras da Bacia do Espírito Santo. As geradoras do Barremiano correspondem aos folhelhos lacustres da Formação Cricaré (Membro Sernambi) com elevado conteúdo orgânico (COT de 2-7%) e potencial gerador (S2 maior que 12 mghc/grocha). A predominância de matéria orgânica amorfa rica em lipídios e os valores de índices de hidrogênio presentes nas amostras de rocha apontam querogênio seria tipo I. Mello & Maxwell (1990) sugerem que os óleos derivados destas rochas foram depositados em ambiente de água salobra a salina. As rochas geradoras de idade aptiana (Formação Mariricu) apresentam características geoquímicas muito semelhantes às rochas do Barremiano. A principal diferença é quanto o ambiente deposicional, que é mais raso com progradações tendendo a ambiente de lagos salgados. Trindade (1988) destaca que o óleo produto deste gerador pode estar pouco biodegradado associado a um alto grau API ou biodegradados quando associado ao grau API mais baixo (óleo pesado). As rochas geradoras albianas/cenomanianas são formadas pelos carbonatos da Formação Regência e folhelhos da base da Formação Urucutuca. Os carbonatos e margas foram depositados em ambiente marinho carbonático anóxico o que justifica a presença de moderado conteúdo orgânico (COT em torno de 1% podendo chegar a 4%) na porção onshore e de plataforma. O potencial gerador dessas rochas é moderado (entre 2 e 10 mghc/grocha) com predomínio do querogênio tipo II (200 a 300 mghc/gcot) possivelmente oxidada e com alguma contribuição de material terrestre (presença de querogênio tipo III; Estrella et.al., 1984). 15

34 Os folhelhos geradores marinhos de idade terciária foram depositados em ambiente siliciclástico marinho com influência de deltas, justificando a presença de matéria orgânica de origem terrestre encontradas nessas rochas (D Avila et.al. 1998). As camadas de rocha geradora comumente são pouco espessas e mostram moderado a baixo conteúdo orgânico e potencial gerador, com valores médios de COT inferiores a 1% podendo atingir 2-3%. O índice de hidrogênio, geralmente é menor que 200 mghc/gcot, indicando a dominância de querogênio tipo III (Frota, 1998) ROCHAS RESERVATÓRIO As rochas reservatórios estão distribuídas em intervalos de idade específica ao longo de toda a coluna litoestratigráfica da Bacia do Espírito Santo, associadas aos pulsos de rebaixamentos do nível do mar. Na seção rifte/pós-rifte os reservatórios são representados pelos arenitos flúvio-deltaicos da Formação Mariricu (membro Mucuri) de idade Alagoas. Já na seção marinha restrita pelos arenitos transicionais/plataformais da Formação São Mateus os calcarenitos da Formação Regência ambos de idade Eoalagoas. Na seção francamente marinha, os reservatórios são corpos de arenitos tubidíticos frequentemente amalgamados da Formação Urucutuca de idade neocretácea a terciária MIGRAÇÃO Rodrigues et.al. (1992) defendem que a migração de petróleo na bacia é predominantemente horizontal para as acumulações localizadas na porção terrestre da bacia. Após o pico de geração, no Cretáceo Superior, o óleo teria migrado dos folhelhos Jiquiá para os reservatórios através do sistema de falhas paralelas a costa, através das paredes dos cânions de Fazenda Cedro e Regência e ainda pela discordância Pré-Alagoas. 16

35 2.4.4 TRAPA E SELO O petróleo gerado na seção rifte é trapeado principalmente para os reservatórios aptianos da porção superior da Formação Mariricu e secundariamente para os reservatórios da própria Formação Cricaré bem como para os reservatórios das formações São Mateus, Regência e Urucutuca. O controle das trapas é predominantemente estrutural, configurando feições dômicas, e subordinadamente estratigráfico dado pelo acunhamento da seção contra o embasamento na borda oeste da bacia o selo das rochas reservatório é realizado pelos folhelhos e evaporitos do Membro Itaúnas. As acumulações albo-cenomanianas são preferencialmente trapeadas para os arenitos turbidíticos do Cretáceo Superior e Terciário (limite com o Cretáceo), o controle é estrutural dado por falhas lístricas e arqueamentos provocados pelo fluxo de sal, apresentam também forte componente estratigráfico devido às variações de fácies na Formação Barra Nova e a presença de truncamentos erosionais nas áreas proximais da bacia. As rochas selantes são os folhelhos da Formação Urucutuca. O condicionamento das acumulações do Cretáceo Superior e do Terciário é fortemente estratigráfico na parte emersa da bacia, já na plataforma continental e em direção a água profunda as trapas são mistas e controladas por arenitos turbidíticos em estrutura pinch-out e por estruturas formadas devido ao desenvolvimento dos domos de sal. Os reservatórios turbidíticos são selados pelos próprios folhelhos da Formação Urucutuca REVISÃO DOS SISTEMAS PETROLÍFEROS DA BACIA DO ESPÍRITO SANTO Atualmente a opinião dos autores que já publicaram artigos sobre os sistemas petrolíferos da Bacia do Espírito Santo, é unânime em reconhecer a existência de três sistemas na bacia (D Avila et. al., 1998; DPC & ASSOC., 2000). A principal diferença entre os pontos de vista dos autores é quanto a classificação do sistema petrolífero. Para tanto, uma breve abordagem da classificação de sistemas petrolíferos segundo Magoon e Down (1994) é descrita a seguir. Esses autores propuseram que o nome do sistema fosse acompanhado de um símbolo que indicasse o nível de certeza acerca da relação genética existente entre a rocha geradora, a acumulação e a rocha reservatório. Assim, o nome de um sistema 17

36 petrolífero é indicado pelo nome da rocha geradora precedido pelo nome da rocha reservatório e por último pelo símbolo, que de acordo com a classificação pode ser conhecido é indicado pelo símbolo (!), hipotético pelo símbolo (.) e por fim, o sistema especulativo pelo símbolo (?). Os três sistemas petrolíferos reconhecidos na Bacia do Espírito Santo são: Sistema Petrolífero Cricaré-Mariricu (!): Este sistema inclui as rochas geradoras lacustres do Barremiano (Membro Sernambi) e do Aptiano (Formação Mariricu) e os reservatórios areníticos flúviodeltaicos também da Formação Mariricu de idade aptiano superior. Os hidrocarbonetos gerados pela Formação Cricaré também podem ser encontrados nos reservatórios da sequencia drifte e em alguns casos misturados ao petróleo de origem marinha gerado pela Formação Regência (Campo de Lagoa Parda). Os folhelhos geradores podem alcançar espessura de 300 metros de espessura, com alto teor de COT e excelente potencial gerador, o querogênio é francamente tipo I. Evidências isotópicas de biomarcadores apontam que a Formação Cricaré teria sido depositada em condições de água lacustre/salina (Mello &Maxwell, 1990). Os reservatórios do Membro Mucuri compreendem arenitos fluvio-deltaicos que ocorrem principalmente ao longo da plataforma São Mateus. Leite (1990) estudou os depósitos reservatórios do Membro Mucuri e reconheceu 14 litofácies que variam de conglomerados a folhelhos, depositados em ambiente lacustre salino. As acumulações estão trapeadas preferencialmente em reservatórios aptianos da porção superior da Formação Mariricu (Membro Mucuri) e secundariamente nos reservatórios das formações Cricaré. São Mateus, Regência e Urucutuca. No campo de Rio Itaúnas os reservatórios Mucuri, são selados pelos folhelhos e evaporitos do membro Itaúnas com mecanismo de trapeamento estrutural sendo composto nos altos do embasamento por falhas normais (DPC & ASSOC., 2000). No campo de Lagoa Parda os óleos marinhos e lacustres estão misturados dentro dos turbiditos do Cretáceo Superior da Formação Urucutuca. Os reservatórios consistem em conglomerados, arcósio/sub-arcósio, arenito maciço com porosidade e permeabilidade de valores entre 22-27% e md respectivamente (Cosmo et.al., 1991). O mecanismo de trapeamento é essencialmente estratigráfico e os selos são folhelhos marinhos da própria Formação Urucutuca. 18

37 As acumulações associadas a este sistema petrolífero, entre outras, são os campos de Lagoa Parda, Rio São Mateus, São Mateus, Rio Itaúnas e Fazenda Cedro. A nomenclatura deste sistema petrolífero, em todos os trabalhos revisados, sempre apontou a rocha geradora como sendo a Formação Cricaré e a reservatório a Formação Mariricu. No entanto, é importante frisar que é reconhecido por diversos autores (Estrella et.al.1984, etc) que a Formação Mariricu pode atuar ao mesmo tempo como rocha geradora e reservatório, portanto, a nomenclatura ideal para o sistema seria Sistema Petrolífero Cricaré/Mariricu-Mariricu (!). Sistema Petrolífero Regência-Urucutuca (!) Este sistema é representado pelas rochas geradoras da Formação Regência, que engloba margas, calcarenitos e calcilutitos de idade albiana depositados em ambiente anóxico/carbonático e também pelos folhelhos da Formação Urucutuca de idade cenomaniana/turoniana que também teriam sido depositados sob as mesmas condições. O conteúdo orgânico destas rochas varia de moderado a baixo (COT 1%), o potencial gerador em geral é baixo ( 5 mghc/grocha) e predomina o querogênio tipo II com alguma contribuição de querogênio tipo III. O petróleo gerado é acumulado pelos arenitos turbidíticos da Formação Urucutuca do Neocretáceo e Paleoceno que ocorrem sob a forma de corpos confinados em canais. Os arenitos da Formação São Mateus, que se intercalam aos carbonatos da Formação Regência são os reservatórios nos campos de Cação, que existe graças a um trapeamento paleogeomórfico que ocorre na porção offshore da bacia (Lima e Aurich, 1992). As acumulações têm controle estrutural através de falhas lístricas e arqueamentos das camadas e apresenta também um forte componente estratigráfico, graças as variações de fácies dentro da Formação Barra Nova. A grande coluna de folhelhos da Formação Urucutuca é responsável por selar as acumulações do sistema. Dentre as acumulações originárias deste sistema citam-se os campos de Lagoa Suruaca e Cação, geradas inteiramente pelas rochas geradoras da Formação Regência, os campos de Lagoa Parda e Cacimbas que se encontram misturados aos óleos lacustres gerados pela Formação Cricaré. Sistema Petrolífero Urucutuca (!) Os autores que estudaram os sistemas petrolíferos na Bacia do Espírito Santo não são unânimes no que se refere ao sistema Urucutuca. Estrela et.al. (1984) apesar 19

38 de reconhecer a existência de algumas amostras com certa riqueza orgânica e potencial gerador nos folhelhos terciários Urucutuca, não os classificou como potencialmente geradores de hidrocarbonetos na bacia. Segundo Frota & Guthrie (1997) a existência de rochas geradoras tericiárias é constatada pela relação de idade dos marcadores biológicos das amostras de óleo dos campos de Peroá e Cangoá. As rochas geradoras deste sistema são os folhelhos marinhos de idade Paleoceno/Eoceno da Formação Urucutuca. Somente duas acumulações de petróleo (gás, condensado e óleo leve) foram atribuídas a esse sistema, os campos de Cangoá e Peroá (D Avila et. al., 1998). As acumulações de origem terciária são trapeadas por arenitos turbidíticos confinados da Formação Urucutuca de idade Eoceno a Oligoceno.e selados pelos próprios folhelhos da Formação Urucutuca. O condicionamento das acumulações é fortemente estratigráfico, na parte emersa da bacia, e preferencialmente estrutural, associado ao fluxo gravitacional na plataforma continental. 20

39 Capítulo III 3.0 CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA Neste capítulo serão apresentados e discutidos os dados geoquímicos utilizados neste trabalho, a fim de reconhecer e caracterizar os intervalos potencialmente geradores de hidrocarbonetos na Bacia do Espírito Santo. A caracterização geoquímica consiste em uma série de etapas, como quantificação do conteúdo orgânico, avaliação do potencial gerador de hidrocarbonetos, identificação do tipo de matéria orgânica presente, do tipo de fluido gerado e da maturação térmica atingida. Os resultados deste capítulo foram utilizados como dados de entrada na modelagem de sistemas petrolíferos permitindo estabelecer condições limites para as rochas geradoras existente em uma bacia sedimentar. 3.1 MÉTODOS A quantidade de hidrocarbonetos que pode ser formada em uma bacia sedimentar é diretamente proporcional ao teor de matéria orgânica preservada nos sedimentos, considerando que esta matéria orgânica possua composição e evolução térmica adequada. A matéria orgânica depositada juntamente com os sedimentos é convertida por processos bacterianos e químicos, durante o soterramento, em querogênio, que contém pequena quantidade de nitrogênio e oxigênio. Este processo é acompanhado pela remoção da água presente no sistema, por compactação, e pelo craqueamento térmico do querogênio, em condições de temperaturas relativamente elevadas. Neste trabalho foram avaliados os dados analíticos das amostras de rocha de poços da Bacia do Espírito Santo examinadas por pirólise Rock-Eval e medindo-se o teor Carbono Orgânico Total (COT). 21

40 3.1.1 CARBONO ORGÂNICO TOTAL Através das análises do conteúdo orgânico total presente em uma amostra de rocha sedimentar, pode ser obtido informações do tipo de ambiente em que os sedimentos originais foram depositados. A determinação de carbono orgânico total obtém a percentagem em peso do teor de carbono de toda a matéria orgânica presente na rocha. Esta quantidade, por sua vez, é produto do balanço entre a quantidade de biomassa disponível para acumulação, a intensidade de degradação da biomassa durante a deposição e a diagênese precoce e o grau de diluição da biomassa pelos sedimentos. Além disso, o valor de COT é afetado pelas transformações que a matéria orgânica sofre com o avanço do soterramento e da maturação, diminuindo progressivamente ao longo da evolução dos processos de metagênese e catagênese (Tissot &Welte, 1984). A análise do conteúdo de COT é uma das muitas técnicas de avaliação de potencial petrolífero, no entanto, o COT, isoladamente não pode indicar o potencial gerador de uma rocha. Matéria orgânica transportada, sedimentos retrabalhados ou matéria orgânica aquática oxidada podem produzir níveis altos de carbono, sendo pobre em hidrogênio, formando matéria orgânica não apropriada para compor uma rocha geradora de óleo, mas eventualmente de gás. De modo geral, é aceito que as rochas sedimentares devem apresentar valores de COT superiores a 1% em peso para serem consideradas potencialmente geradoras de petróleo (Peters & Cassa, 1994) PIRÓLISE A técnica de pirólise consiste na simulação, em laboratório, do processo natural de maturação da matéria orgânica. Esse processo envolve temperaturas experimentais consideravelmente superiores àquelas normalmente registradas na superfície ou subsuperfície, possibilitando que as reações termoquímicas ocorram em curto espaço de tempo. Atualmente a pirólise é a técnica mais empregada para determinar simultaneamente o tipo e a maturação da matéria orgânica. O equipamento geralmente utilizado é o Rock-Eval, nele são inseridas pequenas quantidades de amostras de rocha em ambiente inerte, a temperaturas de até 600ºC, depois de 25 minutos. A temperatura aumenta gradualmente durante a análise, neste processo são liberados sucessivamente três porções de gases, registrados por um pirograma através de picos (figura III.8). O primeiro pico chamado 22

41 de S1, reflete a quantidade de hidrocarbonetos livres presentes na rocha, o segundo pico, S2, que se refere a quantidade de hidrocarbonetos gerados pelo querogênio durante o processo de pirólise, e por fim, o pico S3 que está relacionado a quantidade de gás carbônico formado do querogênio (Espitalié et.al., 1985). Através do parâmetro Tmax, a pirólise fornece o grau de evolução térmica da matéria orgânica, geralmente utilizado como parâmetro de maturação. O Tmax corresponde à temperatura máxima de liberação de hidrocarbonetos durante o craqueamento do querogênio expresso pelo pico S2. Como a conversão do querogênio em petróleo ocasiona uma progressiva redução do potencial gerador (S2), acompanhada por um aumento da quantidade de hidrocarbonetos livres (S1), emprega-se a relação S1/(S1+S2), denominada de índice de produção (IP), como um indicador do avanço do processo de geração e do nível de maturação da rocha geradora. Os parâmetros geoquímicos que descrevem o nível de maturação térmica das rochas geradoras encontram-se na tabela III.1. Com a evolução térmica da matéria orgânica, inicialmente ocorre a formação de CO 2 e posteriormente de hidrocarbonetos, representando, respectivamente, perdas mais acentuadas de oxigênio e hidrogênio do querogênio. A integração dos dados de IH e IO, de rochas termicamente pouco evoluídas, em diagramas do tipo Van Krevelen (figura III.9) permite identificar três tipos básicos de querogênio, tipo I, II e III (Espitalié et.al., 1985). O querogênio tipo I apresenta alta razão inicial S2/COT (maiores que mghc/gcot) e baixa razão S3/CO 2 inicial (menores que 1000 mgco 2 /gcot), o potencial para geração de óleo é elevado, proveniente principalmente de matéria orgânica algal lacustre e seus equivalentes marinhos e da matéria orgânica enriquecida de lipídios por ação microbiana. Tabela III.1 Critérios geoquímicos que descrevem os níveis de maturação térmica das rochas geradoras. Tmax Índice de Produção Estágio de maturação térmica do óleo < 435º < 0,1 Imaturo º 0,1-0,4 Maturo > 440º > 0,4 Supermaturo 23

42 Figura III.8. Picos correspondentes aos HC livres (S1), HC produzidos pelo craqueamento do querogênio (S2) e CO 2 da matéria orgânica (S3). O querogênio tipo III deriva essencialmente de vegetais continentais, com valores de IH menores que 300 mghc/gcot e o potencial de geração de óleo é insignificante, mas ainda pode gerar gás, a razão O/C é maior do que nos outros tipos de querogênio (entre mgco 2 /gcot). Neste estudo a análise dos dados de COT e pirólise foi baseada em técnicas de estatística descritiva e na elaboração de gráficos e perfis. Além dos limites e faixas de valores mencionados nos parágrafos anteriores, adotou-se os parâmetros propostos por Peters & Cassa (1994), como mostra a tabela III.2 para a classificação das unidades estratigráficas da Bacia do Espírito Santo e norte da Bacia de Campos, quanto sua capacidade de geração de hidrocarbonetos. 24

43 Figura III.9. Diagrama tipo Van Krevelen proposto por Espitalié (1985), para identificação dos tipos de querogênio. Tabela III.2. Critérios utilizados para qualificação da riqueza orgânica e do potencial gerador das unidades estratigráficas da Bacia do Espírito Santo. Teor de Carbono Potencial gerador Classificação Orgânico Total (%) (mghc/grocha) <1 0-5 Baixo Moderado Bom >4 >20 Excelente 25

44 Tabela III.3. Critério para predizer o tipo de fluido baseado no índice de hidrogênio original. IH (mghc/gcot) Classificação < 200 Potencial para gás Potencial para gás e condensado > 300 Potencial para óleo 3.2 REFLETÂNCIA DA VITRINITA O poder refletor da vitrinita é um dos mais importantes parâmetros utilizados nos estudos de evolução térmica da matéria orgânica contida nos sedimentos, partindo-se do princípio que a refletância da vitrinita pode representar os possíveis intervalos de paleotemperaturas. A refletância da vitrinita foi utilizada pela primeira vez por Teichmuller (1958) para avaliar a evolução térmica dos sedimentos na Bacia de Weaeden, Alemanha. A vitrinita pode ser identificada a partir do microscópio através de lâminas ou plugs preparadas com ácido clorídrico e fluorídrico. A matéria orgânica contida nos sedimentos sofre modificações durante o soterramento, sob influência da pressão e da temperatura. Este processo denomina-se maturação, e consiste na transformação química ou da estrutura da matéria orgânica, refletindo-se em variações detectáveis pelos equipamentos óticos (Arai, 1984). Os três grupos principais de macerais são a exinita, a vitrinita e a inertinita. Mede-se a refletância em partículas de vitrinita, constituídas de lignocelulose de vegetais terrestres, pois são as únicas partículas orgânicas que apresentam resposta proporcional à maturação. A alteração química sofrida pelas partículas de vitrinita, provocando um aumento de refletância com a profundidade, é irreversível. Os resultados são expressos em % de Ro que segundo o grau de maturação permite estabelecer a seguinte relação: a janela de geração de hidrocarbonetos líquidos (zona matura) situa-se entre 0,6 e 1,35% de refletância da vitrinita (figura III.10); a partir de 1,35%, inicia-se a geração de gás (zona senil); abaixo de 0,6% não há possibilidade de geração de quantidades comerciais de hidrocarbonetos (zona imatura). 26

45 Figura III.10. Refletância da vitrinita x Maturação 3.3 BASE DE DADOS A base de dados geoquímicos apresenta resultados de análise de vários tipos de amostra, e envolve: porcentagem de resíduo insolúvel, teor de carbono orgânico e os parâmetros derivados da pirólise Rock-Eval: quantidade de hidrocarbonetos livres (S1), potencial gerador de hidrocarbonetos (S2), quantidade de CO 2 gerado pela pirólise (S3), temperatura máxima (Tmax) e os índices de hidrogênio e de oxigênio (IH e IO, respectivamente). O índice de produção (IP) calculado com base nos dados de S1 e S2 foi incorporado à base de dados. Os topos das unidades litoestratigráficas disponíveis em pastas de poço, arquivos de AGP e/ou perfis compostos foram revisados e carregados na tabela de 27

46 dados geoquímicos original, dando origem à base de dados geoquímicos de poço consolidada, utilizada na elaboração dos perfis geoquímicos (figuras III.20 a III.24). 3.4 IDENTIFICAÇÃO DAS ROCHAS GERADORAS NA BACIA DO ESPÍRITO SANTO Para contornar o problema de um mínimo relativamente pequeno de dados disponíveis na região e evitar uma avaliação imprecisa de algumas unidades litoestratigráficas quanto seu potencial gerador, a análise dos dados de pirólise foi extrapolada para toda a Bacia do Espírito Santo e também para a porção norte da Bacia de Campos (limite ao sul com a Bacia do Espírito Santo). A identificação de uma rocha geradora de hidrocarbonetos parte do princípio da determinação dos teores de matéria orgânica insolúvel (querogênio) e solúvel (betume), além do conhecimento do tipo ou da qualidade da matéria orgânica e de seu estágio de maturação. Assim, visando identificar e caracterizar as unidades potencialmente geradoras da Bacia do Espírito Santo foi realizado a análise e interpretação dos dados de teor de carbono orgânico e de pirólise Rock-Eval da base de dados utilizada neste projeto. Foram analisadas amostras de sete unidades litoestratigráficas da Bacia do Espírito Santo, são elas as formações Cricaré, Mariricu, São Mateus, Regência, Urucutuca, Caravelas e Rio Doce. Na porção norte da Bacia de Campos as unidades analisadas foram Ubatuba, Carapebus, Macaé e Lagoa Feia. O número de amostras disponíveis para cada unidade varia bastante, desde pouco mais de pouco mais de 20 para a Formação Cricaré, até mais de amostras para a Formação Urucutuca (tabela III.4). Tabela III.4. Distribuição da quantidade de amostra de rocha por unidade estratigráfica que apresentam análises geoquímicas na base de dados da Bacia do Espírito Santo. Unidade Litoestratigráfica Nº de amotras Unidade Litoestratigráfica Nº de amotras Rio Doce 58 São Mateus 395 Caravelas 31 Regência 359 Ubatuba 1170 Lagoa Feia 418 Urucutuca 6699 Mariricu 1229 Carapebus 508 Macaé 787 Cricaré 23 28

47 S2 (mghc/grocha) Tal variação se deve a uma série de fatores, tais como a extensão areal e a espessura, bem como a proporção de litologias pelíticas (únicas selecionadas para realização de análises geoquímicas) e a posição estratigráfica (as unidades mais antigas e profundas tendem a ser menos amostradas por poços) de cada unidade AVALIAÇÃO DO CONTEÚDO ORGÂNICO E POTENCIAL GERADOR A primeira etapa do processo de identificação dos intervalos potencialmente geradores consistiu na avaliação comparativa dos conteúdos orgânicos das unidades litoestratigráficas que dispunham de resultados de pirólise. Foram avaliadas amostras de carbono orgânico total de 25 poços da porção norte da Bacia de Campos e de 164 poços ao longo de toda a Bacia do Espírito Santo. Nas tabelas III.5 e III.6 são apresentados, respectivamente, sumários estatísticos dos dados de teor de carbono orgânico e de potencial gerador (S2) para as unidades litoestratigráficas analisadas nas bacias, com valores médios, mínimos e máximos, desvios-padrão e número de amostras. No gráfico da figura III.12, são correlacionados dados de COT e S2 das amostras das diversas unidades das Bacias do Espírito Santo e norte de Campos. O mapa de localização dos poços exploratórios da Bacia do Espírito Santo e norte da Bacia de Campos encontra-se na figura III COT x S Rio Doce Caravelas Ubatuba Urucutuca Carapebus Macaé São Mateus Regência Lagoa Feia Mariricu Cricaré COT (%) Figura III.11. Gráfico de teor de carbono orgânico (COT) vs. Potencial gerador (S2) das unidades estratigráficas da seção sedimentar das Bacias do Espírito Santo e norte de Campos. 29

48 Figura III.12. Mapa de localização dos poços exploratórios das Bacias do Espírito Santo e norte de Campos com dados geoquímicos disponíveis. 30

49 Tabela III.5. Sumário Estatístico dos dados de carbono orgânico total (COT%) das formações da Bacia do Espírito Santo e norte de Campos. Bacia Sedimentar Espírito Santo Sequências Unidades Litoestratigráficas Nº de amostras Média Valor Mínimo Valor Máximo Desvio Padrão Rio Doce 58 0,81 0,07 2,61 0,63 Espírito Santo Caravelas 31 0,37 0,04 3,04 0,61 Campos Drifte Ubatuba ,21 0,13 13,00 0,96 Espírito Santo Urucutuca ,5 0,04 9,40 0,57 Campos Carapebus 508 1,24 0,15 2,34 0,56 Campos Macaé 787 0,84 0,02 8,72 0,51 Espírito Santo Transicional São Mateus 395 1,01 0,03 6,97 0,72 Espírito Santo Regência 359 0,89 0,03 3,78 0,69 Campos Lagoa Feia 418 0,90 0,02 3,46 0,46 Espírito Santo Rifte Mariricu ,60 0,02 21,63 2,36 Espírito Santo Cricaré 23 4,34 1,14 11,20 2,53 31

50 Tabela III.6. Sumário Estatístico dos dados de potencial gerador de hidrocarbonetos (S2, mghc/grocha) das formações da Bacia do Espírito Santo e norte de Campos. Bacia Sedimentar Espírito Santo Sequências Unidades Litoestratigráficas Nº de amostras Média Valor Mínimo Valor Máximo Desvio Padrão Rio Doce 34 0,89 0,22 2,80 0,65 Espírito Santo Caravelas 3 1,05 0,43 1,96 0,80 Campos Drifte Ubatuba 753 3,90 0,06 44,20 4,60 Espírito Santo Urucutuca ,34 0,01 59,27 1,54 Campos Carapebus 378 2,78 0,26 16,89 1,99 Campos Macaé 346 4,42 0,33 72,11 4,47 Espírito Santo Transicional São Mateus 224 1,01 0,13 13,48 1,48 Espírito Santo Regência 137 1,33 0,13 13,09 2,02 Campos Lagoa Feia 202 5,69 0,34 26,41 4,85 Espírito Santo Rifte Mariricu ,55 0,07 133,30 20,36 Espírito Santo Cricaré 23 37,54 0,69 140,85 33,65 32

51 S2 (mghc/grocha) Seqüência Drifte As unidades correspondentes à seqüência drifte são as formações Rio Doce, Caravelas e Urucutuca pertencentes à Bacia do Espírito Santo e formações Ubatuba e Carapebus integrantes da Bacia de Campos. Tanto o conteúdo orgânico quanto o potencial gerador das amostras analisadas das formações Rio Doce e Caravelas podem ser considerados muito baixos. Em geral, os valores de COT médio variam de 0,81% e 0,37%, respectivamente e o de potencial gerador médio varia de 0,89 mghc/grocha e 1,05 mghc/grocha. Devido aos baixos valores citados e ao reduzido número de amostras de rocha, essas formações ficam mascaradas pelas demais unidades litoestratigráficas, respectivamente (tabelas III.5 e III.6 e figura III.13). Igualmente na Formação Carapebus, são observados valores muito baixos de carbono orgânico e potencial gerador (III.13), com média de 1,24% e 2,78 mghc/grocha, respectivamente (tabelas III.5 e III.6). Na Formação Urucutuca, unidade que apresenta a maior quantidade de amostras disponíveis (tabela III.5), também predominam os baixos teores de matéria orgânica e de potencial gerador (figura III.13), com valores médios de COT e S2, respectivamente, de 1,23% e 1,34 mghc/grocha (tabelas III.5 e III.6). Cabe ressaltar que localmente, foram detectadas amostras com teores de COT e S2 elevados, alcançando valores de até 9% e 59 mghc/grocha, respectivamente (tabelas III.5 e III.6). COT x S Rio Doce Caravelas Ubatuba Urucutuca Carapebus COT (%) Figura III.13. Gráfico de teor de carbono orgânico (COT) vs. Potencial gerador (S2) das unidades estratigráficas da seção drifte das Bacias do Espírito Santo e norte de Campos. 33

52 S2 (mghc/grocha) Com a segunda colocação em número de amostras analisadas, a Formação Ubatuba apresenta, em geral, baixas concentrações orgânicas e de potencial gerador, com valores médios de 1,21% e 3,90 mghc/grocha, respectivamente (tabelas III.5 e III.6). Assim como na Formação Urucutuca, também foram apreciadas amostras com considerável conteúdo orgânico e potencial gerador (figura III.13). Seqüência Pós-Rifte A seqüência transicional na Bacia do Espírito Santo engloba as formações São Mateus e Regência e na porção norte da Bacia de Campos a Formação Macaé. As formações Regência e São Mateus apresentam, na média, baixos teores de COT (médias de 0,68% e 0,96%, respectivamente), como mostra a tabela III.5, e baixos valores de potencial gerador (médias de 1,33 e 1,01 mghc/grocha, respectivamente), como mostra a tabela III.6. COT x S Macaé São Mateus Regência COT (%) Figura III. 14. Gráfico de teor de carbono orgânico (COT) vs. Potencial gerador (S2) das unidades estratigráficas da seção transicional das Bacias do Espírito Santo e norte de Campos. Assim como no caso das formações Urucutuca e Ubatuba, apesar do franco predomínio de valores baixos, ocorrem algumas amostras com altos teores de COT e altos potenciais geradores (figura III.14), de até 7% e 13,4 mghc/grocha, respectivamente, para a Formação São Mateus. Não diferindo das unidades da seqüência transicional da Bacia do Espírito Santo, a Formação Macaé também apresenta baixos valores de conteúdo orgânico e 34

53 potencial gerador de hidrocarbonetos, como mostra a figura III.14. A média é de 0,84% de carbono orgânico total e de 4,42 mghc/grocha de potencial gerador (tabelas III.5 e III.6). Seqüência Rifte Na Bacia do Espírito Santo as unidades pertencentes a seqüência rifte são as formações Mariricu e Cricaré, na Bacia de Campos é a Formação Lagoa Feia. A Formação Mariricu apresenta um grande número de amostras com dados geoquímicos, sendo superada apenas pela Formação Urucutuca (tabela III.5). É caracterizada por altos valores médios de COT e S2 (2,8% e 16,5 mghc/grocha, respectivamente), como mostra a figura III.15 e as tabelas III.5 e III.6, possuindo uma alta proporção de amostras com teores de COT e valores de S2 que podem ser classificados como excelentes (>4% de COT e 20 mghc/grocha). Os valores máximos observados nesta unidade também estão entre os mais altos registrados nos poços estudados, atingindo mais de 21% de teor de COT e cerca de 130 mghc/grocha para o potencial gerador (tabelas III.5 e III.6). A Formação Cricaré, apesar da pequena quantidade de amostras (tabela III.5), também apresenta uma alta proporção de amostras com teores de COT e valores de S2 que podem ser classificados como excelentes (>4% de COT e 20 mghc/grocha), como mostra a figura III.16. Possui os mais altos valores médios de COT e de S2 entre as unidades investigadas, respectivamente de 4,3% e 37,5 mghc/grocha. Os valores máximos de COT e S2 também são dignos de nota, atingindo mais de 11% e de 140 mghc/grocha (tabelas III.5 e III.6). A Formação Lagoa feia é composta por quatro seqüências deposicionais básicas, que são: (1) clásticos, (2) talco-estivensíta, (3) coquinas e carbonatos e (4) clásticos e evaporitos. O melhor intervalo gerador da Formação Lagoa Feia é encontrado nos calcários e nas margas que ocorrem associados com a seqüência carbonática das coquinas. Em geral o teor médio de COT na porção sul da Bacia de Campos é de 0,90%, podendo alcançar um máximo de 3,5% (tabela III.5). Os valores médios de potencial gerador são da ordem de 5,69 mghc/grocha, podendo atingir o máximo de 26 mghc/grocha (tabela III.6). 35

54 S2 (mghc/grocha) S2 (mghc/grocha) COT x S COT (%) Mariricu Figura III.15. Gráfico de teor de carbono orgânico (COT) vs. Potencial gerador (S2) da Formação Mariricu das Bacias do Espírito Santo e norte de Campos COT x S COT (%) Cricaré Lagoa Feia Figura III.16. Gráfico de teor de carbono orgânico (COT) vs. Potencial gerador (S2) das unidades estratigráficas da seção rifte das Bacias do Espírito Santo e norte de Campos. 36

55 IH (mghc/gcot) TIPOS DE QUEROGÊNIOS Os diagramas do tipo Van Krevelen modificado mostram a variação dos índices de hidrogênio (IH) e de oxigênio (IO) nas unidades estratigráficas das seções sedimentares estudada. De modo geral, observa-se um franco predomínio da matéria orgânica do tipo III nas formações Rio Doce, Caravelas, Urucutuca, Ubatuba e Carapebus (figura III.16), pouco adequada à geração de hidrocarbonetos líquidos. Tal característica, em conjunto com os baixos conteúdos de carbono orgânico apresentados por essas mesmas unidades (figura III.13), sugere que a deposição da matéria orgânica ocorreu sob condições oxidantes e, provavelmente, com um significativo aporte continental. Cabe ressaltar, entretanto, a existência de algumas amostras da Formação Urucutuca, Carapebus e Ubatuba nas quais há um predomínio de matéria orgânica do tipo II, mais adequada à geração de hidrocarbonetos líquidos, (figura III.17) IH x IO Rio Doce Caravelas Ubatuba Urucutuca Carapebus IO (mgco 2 /gcot) Figura III.17. Diagrama de Van Krevelen modificado mostrando a distribuição dos valores dos índices de hidrogênio e de oxigênio das unidades estratigráficas da seção drifte das Bacias do Espírito Santo e norte de Campos. 37

56 IH (mghc/gcot) Já nas formações Regência, São Mateus e Macaé embora ainda exista uma preponderância de querogênio do tipo III, ocorre uma significativa quantidade de amostras com matéria orgânica do tipo II (principalmente na Formação Macaé) como mostra a figura III.18, cuja qualidade é a mais adequada à geração de hidrocarbonetos líquidos. A presença de querogênio do tipo II, combinada com os teores mais elevados de COT observados nessas unidades (figura III.14 e tabela III.5), indica que ocorreram condições redutoras (disóxicas-anóxicas) com menor aporte de matéria orgânica terrestre durante a deposição dessas unidades, ao menos em alguns intervalos estratigráficos e áreas específicas IHx IO Macaé São Mateus IO (mgco 2 /gcot) Figura III.18. Diagrama de Van Krevelen modificado mostrando a distribuição dos valores dos índices de hidrogênio e de oxigênio das unidades estratigráficas da seção transicional das Bacias do Espírito Santo e norte de Campos. Nas formações Mariricu e Lagoa Feia há uma forte contribuição de matéria orgânica do tipo I, com grande quantidade de amostras apresentando valores de IH na 38

57 IH (mghc/gcot) faixa de 500 a 1000 mghc/gcot (figura III.19). Este tipo de querogênio é tipicamente originado de biomassa algálica/bacteriana depositada em ambientes lacustres. De forma similar, e apesar da pouca quantidade de amostras, a Formação Cricaré apresenta um franco predomínio de querogênio do tipo I (figura III.19), indicando uma origem lacustre e um forte potencial para a geração de hidrocarbonetos líquidos IH x IO Lagoa Feia Mariricu Cricaré IO (mgco 2 /gcot) Figura III.19. Diagrama de Van Krevelen modificado mostrando a distribuição dos valores dos índices de hidrogênio e de oxigênio das unidades estratigráficas da Formação Mariricu das Bacias do Espírito Santo e norte de Campos. 3.5 DISTRIBUIÇÃO GEOGRÁFICA/ESTRATIGRÁFICA DOS INTERVALOS POTENCIALMENTE GERADORES Visando analisar o grau de variabilidade vertical das propriedades geoquímicas e a extensão areal das unidades potencialmente geradoras de petróleo das Bacias do 39

58 Espírito Santo e norte de Campos, foram confeccionados perfis geoquímicos dos poços ilustrativos das rochas geradoras (figuras III.20 a III.26). Conforme já discutido anteriormente, no que se refere a seção rifte, representada pelas formações Lagoa feia, Mariricu e Cricaré, os dados geoquímicos apresentam indicativos de bom potencial para a geração de hidrocarbonetos. Amostrada por um número muito pequeno de poços, a Formação Cricaré apresentou pacotes com espessura significativa, em geral em torno de 100 m, como mostra a figura III.20, e excelentes teores de COT e valores de S2 e IH. A Formação Mariricu, por sua vez, foi perfurada por vários poços ao longo de toda a bacia, em especial na porção terrestre, mostrando com freqüência espessos pacotes (de 100 a 300 m) de rochas com excelentes teores de COT, alto potencial gerador e matéria orgânica do tipo I (figura III.21). Igualmente a Formação Lagoa Feia, combina volumosos pacotes de rocha, cerca de 200 m de espessura, com altos teores de COT e S2 e querogênio tipo I (figura III.22). No que se refere à seção pós-rifte, como mencionado anteriormente, o conteúdo orgânico e o potencial gerador são, em geral, baixos. Nas formações São Mateus, Regência e Macaé (figuras III.23 e III.24), intervalos ricos em carbono orgânico, com potencial gerador moderado/alto e querogênio do tipo II, ocorrem em alguns poços, principalmente na porção offshore. Estes intervalos, geralmente posicionados na porção superior da unidade, apresentam espessuras da ordem de 20 a 200 m, como mostram as figuras III.24, III.25 e III.26. Nas formações Urucutuca, Carapebus e Ubatuba valores médios de COT e potencial gerador são ainda menores. Entretanto, conforme já mencionado, foram encontradas algumas amostras com valores moderados/altos de teor de COT e índices de hidrogênio indicativos da presença de querogênio do tipo II. Por meio da análise dos perfis, essas amostras estão concentradas na porção basal da unidade, como mostram as figuras III.23, III.25 e III.26, no intervalo de idade neocretácea, provavelmente, correspondendo ao intervalo depositado durante o evento anóxico global do limite Cenomaniano- Turoniano, já registrado em outras bacias da margem continental brasileira (Mello et al., 1989). A distribuição geográfica e as variações do conteúdo orgânico ao longo da área da Bacia do Espírito Santo e norte de Campos, para as formações Cricaré, Mariricu, Lagoa Feia, Regência/São Mateus, Macaé, Urucutuca, Ubatuba e Carapebus, são apresentadas nos mapas das figuras III.27 a III.34. Como já mencionado sobre a Formação Cricaré, apesar do pequeno número de poços que a atinge (situados na plataforma de Regência onshore), os teores médios de COT são excelentes (figura III.27). 40

59 A Formação Mariricu, ao contrário da Formação Cricaré, foi amostrada por diversos poços distribuídos ao longo da bacia (figura III.28). Poços com altos teores de COT ocorrem em diversos poços nas regiões das plataformas de São Mateus e Regência, bem como em alguns poços perfurados em offshore, na borda da plataforma continental. Cabe ressaltar ainda a significativa variação lateral no teor de COT observada nessa unidade (figura III.28). Essas variações, reflexo da mudança de fácies sedimentares controladas pela evolução tectônica da bacia, certamente afetaram a dinâmica da carga de hidrocarbonetos. Os dados disponíveis nos poços mais rasos e a analogia com bacias marginais adjacentes, entretanto, permitem supor que ocorram intervalos de interesse para geração de hidrocarbonetos nas regiões dos grandes baixos estruturais da bacia. Um pequeno número de poços atingiu a Formação Lagoa Feia (figura III.29), destes porém a grande maioria apresentou teores de carbono orgânico satisfatórios para geração de hidrocarbonetos. Nas formações São Mateus e Regência, os poços com valores médios de COT (entre 2% e 4%) estão restritos a alguns poucos poços localizados na região da plataforma de Regência e na porção offshore sul da Bacia do Espírito Santo (figura III.30). A Formação Macaé concentra os teores mais elevados de COT em direção à água profunda numa lâmina d água de 1700 metros (figura III.31). Cabe mencionar que alguns poços em água rasa e na quebra da plataforma, também apresentaram valores de carbono orgânico total aceitáveis. Na Formação Urucutuca, da mesma forma, poucos poços apresentam algum interesse para a geração de petróleo, estando dispersos na área das plataformas de São Mateus e Regência, em terra, e na região de offshore (figura III.32). O modelo deposicional dessas unidades, bem como a escassez de dados em águas profundas, não permite descartar a possibilidade de um aumento significativo de espessura e uma melhoria das características de riqueza e qualidade orgânica dessas rochas em direção a offshore. As formações Ubatuba e Carapebus concentram os maiores teores de COT no parque das baleias (norte de Campos) e em suas proximidades (figuras III.33 e III.34, respectivamente). Dos dados disponíveis, essas formações foram as mais bem amostradas em toda a parte norte da Bacia de Campos. Assim como na Formação Macaé também foram encontrados poços com teores satisfatórios de COT na porção de água rasa e quebra da plataforma. 41

60 Figura III.20. Resultado de COT e pirólise Rock-Eval de amostras da Bacia do Espírito Santo, com destaque para a Formação Cricaré. 42

61 Figura III.21.Resultado de COT e pirólise Rock-Eval de amostras da Bacia do Espírito Santo, com destaque para a Formação Mariricu. 43

62 Figura III.22. Resultado de COT e pirólise Rock-Eval de amostras da Bacia do Espírito Santo, com destaque para a Formação Lagoa Feia. 44

63 Figura III.23. Resultado de COT e pirólise Rock-Eval de amostras da Bacia do Espírito Santo, com destaque para as formações São Mateus e Regência. 45

64 Figura III.24. Resultado de COT e pirólise Rock-Eval de amostras da Bacia do Espírito Santo, com destaque para a Formação Macaé. 46

65 Figura III.25. Resultado de COT e pirólise Rock-Eval de amostras da Bacia do Espírito Santo, com destaque para as formações Ubatuba e Carapebus. 47

66 Figura III.26. Resultado de COT e pirólise Rock-Eval de amostras da Bacia do Espírito Santo, com destaque para a Formação Ubatuba. 48

67 Figura III.27. Mapa mostrando a variação dos teores médios de carbono orgânico total (COT) da Formação Cricaré nos poços da Bacia do Espírito Santo. 49

68 Figura III.28. Mapa mostrando a variação dos teores médios de carbono orgânico total (COT) da Formação Mariricu nos poços da Bacia do Espírito Santo. 50

69 Figura III.29. Mapa mostrando a variação dos teores médios de carbono orgânico total (COT) da Formação Lagoa Feia nos poços da porção norte da Bacia de Campos. 51

70 Figura III.30. Mapa mostrando a variação dos teores médios de carbono orgânico total (COT) da Formação São Mateus nos poços da Bacia do Espírito Santo. 52

71 Figura III.31. Mapa mostrando a variação dos teores médios de carbono orgânico total (COT) da Formação Macaé nos poços da porção norte da Bacia de Campos. 53

72 Figura III.32. Mapa mostrando a variação dos teores médios de carbono orgânico total (COT) da Formação Urucutuca nos poços da Bacia do Espírito Santo. 54

73 Figura III.33. Mapa mostrando a variação dos teores médios de carbono orgânico total (COT) da Formação Ubatuba nos poços da porção norte da Bacia de Campos. 55

74 Figura III.34. Mapa mostrando a variação dos teores médios de carbono orgânico total (COT) da Formação Carapebus nos poços da porção norte da Bacia de Campos. 56

75 Capítulo IV 4.0 METODOLOGIA APLICADA A MODELAGEM DE SISTEMAS PETROLÍFEROS Ao longo do tempo geológico uma bacia sedimentar passa por processos físico-químicos que podem ser simulados por modelos matemáticos através de softwares específicos permitindo descrever em uma bacia sedimentar sua evolução geométrica, térmica, de pressões, e também simular os fenômenos de geração, expulsão e migração de hidrocarbonetos. Por meio da simulação de todos esses processos a modelagem permite integrar informações de diversas áreas, extrapolar os dados de poços para regiões ainda não perfuradas, testar a consistência de modelos exploratórios e quantificar o potencial petrolífero de bacias sedimentares. Na modelagem de bacias a metodologia consiste na simulação de diferentes possibilidades que reproduzem a evolução geológica da bacia ou do intervalo em estudo em diferentes épocas. Os diferentes cenários são analisados segundo o conhecimento prévio da área de modo que seja o mais fidedigno com os dados disponíveis e que melhor se ajuste a bacia. Assim, subtende-se que o resultado da modelagem está acompanhado de um estudo de sensibilidade. A reconstrução da história evolutiva das bacias sedimentares e de seus sistemas petrolíferos requer o entendimento da interação dos fenômenos de sedimentação, compactação, condução de calor, cinética química e fluxo de fluidos em poros. A técnica da modelagem é a única que permite simular esses fenômenos mencionados de forma fisicamente consistente, produzindo uma visão integrada e dinâmica da história geológica do sistema petrolífero e refinando a avaliação do risco de carga. A modelagem de sistemas petrolíferos permite simular os elementos (rochas geradoras, reservatório e selante e soterramento) e processos (geração, acumulação e preservação). Os resultados atingidos pela modelagem de sistemas petrolíferos permitem responder a questões vitais na indústria do petróleo como: ocorrência ou não de geração de hidrocarbonetos, área de geração, existência de migração, sincronismo adequado, propriedades do hidrocarboneto gerado. Além de responder a essas perguntas chave, o principal objetivo da modelagem é mapear os fatores de risco que 57

76 podem inviabilizar a economicidade de uma acumulação. Dentre eles pode ser destacados a carga de hidrocarbonetos, a qualidade do reservatório e do selo. O diagrama esquemático simplificado da figura IV.35 resume a metodologia de trabalho adotada na modelagem bidimensional da seção selecionada na Bacia do Espírito Santo. Figura IV.35. Diagrama esquemático do processo de modelagem utilizado na modelagem bidimensional da Bacia do Espírito Santo. 4.1 SUBSIDÊNCIA E COMPACTAÇÃO O termo compactação pode ser definido como a redução do volume de sedimentos ocasionado pelo efeito da carga, reduzindo a porosidade. A compactação não altera o volume de sólidos em uma rocha, apenas diminui sua espessura com a expulsão de fluidos e redução espaços vazios, ocasionando a reorientação e quebra dos grãos o que acarreta a redução da porosidade (Bjolykke et, al., 1992). A poropressão (pressão causada pelo fluido dentro de um poro) também é afetada pela compactação, causada principalmente pela sobrecarga de peso. Assim, a espessura real de rocha em uma seqüência estratigráfica seria o produto do acúmulo de mudanças no volume de rocha devido ao tempo. A história de subsidência de uma bacia sedimentar geralmente está associada a perda de porosidade, que pode ser devido a compactação mecânica, mudanças 58

77 físico-químicas bem como a pressão em solução e cimentação. A subsidência é uma conseqüência da substituição da água (ρ= 1000 kg m -3 ), ou mais comumente do ar, por sedimentos (ρ = 2500 kg m -3 ). Ao considerar redução de espaço poroso devido ao soterramento e a conseqüente expulsão de fluidos, levando à redução da espessura das camadas, Athy (1930) propôs: Onde: φ (z) = porosidade em função da profundidade φ o = porosidade inicial ou na superfície da litologia c = constante de decaimento da porosidade (km -1 ) z = profundidade (km) -cz A reconstituição dessa lei foi realizada por Perrier e Quiblier (1974), admitindo uma altura de sólidos constante em cada camada ao longo do tempo e desconsiderando os efeitos diagenéticos como cimentação, dissolução ou transformação mineral. Assim tem-se: Z 2 h s = [(1- φ (z)] dz Z 1 Equação (2) Onde: h s = espessura da matriz z = espessura sólida original à superfície z 1 e z 2 = profundidades de referência Como z é a profundidade de rocha, em bacias imersas é necessário descontar a coluna de água. Para tanto as taxas de acumulação dos sedimentos são calculadas a partir das idades da base e topo reconstituídos na época da deposição (h t0 ): 59

78 h s = h 10 h [(1-10 φ (z)] dz 0 Equação (3) A técnica de Perrier e Quiblier (1974) foi posteriormente aperfeiçoada por Steckler e Watts (1978), que propuseram o isolamento dos efeitos da carga dos sedimentos, da coluna de água (advindas das mudanças eustáticas) e dos esforços tectônicos, através da técnica de restrodespimento (backstriping). Os resultados provenientes da compactação e suas correções produzem significativo impacto na reconstrução da história termal. As curvas de subsidência também podem ser utilizadas para reconstruir os mapas paleoestruturais em um determinado tempo. A reconstrução da curva de subsidência combinada as informações de maturação térmica é uma poderosa ferramenta para avaliar o timing de migração e possivelmente a relação dos caminhos de migração e o desenvolvimento das trapas que irão abrigar os hidrocarbonetos gerados. 4.2 HISTÓRIA TÉRMICA A evolução do fluxo de calor na base dos sedimentos é derivada de alterações do regime térmico da litosfera, que por sua vez, são associadas aos mecanismos de ascensão da astenosfera e posterior dissipação vertical do calor com retorno ao estado de equilíbrio (em bacias de margem passiva). Para a reconstrução da história térmica nas bacias sedimentares, é necessário estabelecer as condições de contorno do modelo térmico, bem como a evolução da temperatura na superfície e do fluxo térmico na base dos sedimentos. Assim o paleo-fluxo de calor basal de um poço pode ser inferido com base nos modelos distensivos unidimensionais aplicados à evolução de bacias de margem passiva (McKenzie, 1978; Jarvis & McKenzie, 1980; Royden & Keen, 1980). A variação da temperatura com a profundidade (geoterma) em um continente é fundamentalmente determinada pelo transporte condutivo de calor. A relação entre fluxo de calor e o gradiente de temperatura é dado pela lei de Fourier, que estabelece que o fluxo de calor condutivo entre dois pontos em um meio contínuo é diretamente proporcional ao gradiente de temperatura entre os mesmos, segundo uma constante de proporcionalidade térmica (K): 60

79 q =-K(T y -T 0 ) y Equação (4) Onde: Ty = temperatura em determinada profundidade T0 = temperatura na superfície Que com o rearranjamento torna-se: T y = T 0 + -qy K Equação (5) Onde: q = fluxo de calor (negativo, pois a propagação de calor ocorre no sentido da maior para a menor temperatura). A condutividade térmica constitui uma propriedade das rochas, dependente primariamente de sua composição mineralógica, tamanho de grão, textura e porosidade, assim como da temperatura, pressão e natureza do fluido intersticial (Horai, 1971; Brigaud et al., 1990; Hermanrud, 1993; Gallagher, 2003; Schon, 1996). Assim, a condutividade de uma rocha pode ser descrita pela seguinte equação: K r = k s (k w / k s ) φ. 1/ (1+ γ s T ) Equação (6) Onde: k s = condutividade térmica da porção sólida k w = condutividade do fluido (W/m/ ºC) γ s = no caso da água é o coeficiente de dependência termal do sólido (em 1/ºC) T = temperatura (ºC) Quando se coloca uma fonte de calor interna ao sistema, a estado de fluxo permanente é dado por: K r ( 2 T / z 2 ) - B s = 0 Equação (7) 61

80 Onde: B s = calor radiogênico produzido pelos sedimentos por unidade de volume em μw/m3 ), calculada pela fórmula empírica de Rybach (1986): B s = 0,0145 [GR (API) 5,0] Equação (8) Onde: GR = obtido pelo perfil de raio gama (ºAPI) Como na natureza não existe equilíbrio térmico e sim calor específico, o regime transiente é o que mais se aproxima do que ocorre na natureza. Assim, em um regime transiente a taxa de fluxo de energia que entra no sistema não é a mesma que sai, sendo a diferença armazenada com o tempo. Para tanto é necessário incluir a quantidade de calor (Q): Q = (ρ C) r T Equação (9) Onde: ρ = densidade (kg/m 3 ) C = calor específico da rocha (J/kg K) As rochas sedimentares são formadas por sólidos e fluidos, logo o calor específico final (ρ C) segundo Burrus e Audebert, (1998) é dado por: Onde: (ρ C) r =φ ρ w C w + (1-φ)ρ s C s Equação (10) C s e C w = calor específico do sólido e da água, respectivamente. O fluxo de calor proveniente do embasamento é o somatório da produção radiogênica de calor da crosta e do fluxo astenosférico. Inicialmente McKenzie (1978) propôs um modelo de desenvolvimento e evolução de bacia sedimentar que trabalha como se toda a litosfera (crosta e manto litosférico) estirasse de maneira uniforme, seguida de um rompimento instantâneo. Ele é baseado em dois diferentes períodos: uma fase de estiramento inicial com espessura constante da crosta e do manto superior e uma fase de resfriamento buscando a restauração total ou o mais próximo possível da espessura original da litosfera. 62

81 Admitindo-se uma litosfera com espessura a e crosta com espessura t c inicialmente em equilíbrio térmico, com estiramento instantâneo no tempo t = 0, a nova crosta distendida se dará por um fator Δ enquanto a subcrosta experimenta uma distensão β. Onde: β = Espessura inicial da litosfera Espessura da litosfera imediatamente após o estiramento Equação (11) Posteriormente Royden e Keen (1980) propuseram uma modificação no modelo de McKenzie (1978), assumindo uma litosfera dividida em duas camadas, a crosta e o manto superior, ambas com diferentes taxas de estiramento, gerando a assimetria existente entre a fase rifte e a pós-rifte. A história térmica utilizada no modelo bidimensional foi obtida no PetroMod 1D (ferramenta Crustal Stretching Model McKenzie), baseado no modelo distensivo (extensão crustal), onde o mecanismo de ascensão da astenosfera marca a fase rifte e a posterior dissipação vertical do calor com retorno à condição de equilíbrio inicial, a fase térmica. A ferramenta possibilitou o cálculo da história do fluxo de calor a partir do ajuste da curva de subsidência calculada pelo programa, no final das fases rifte e térmica. Este processo foi empregado em um ponto na porção proximal da bacia (figura IV.36) e em um ponto após a quebra da plataforma, em direção à água profunda (figura IV.37). Posteriormente os fluxos calculados foram empregados no modelo 2D respeitando a localização geográfica empregada no modelo 1D, os valores de fluxo de calor nas células entre os pontos calculados foram interpolados. A história do fluxo de calor calculado na porção mais proximal da bacia são apresentadas nas figuras de número IV.36 a V.39, e na tabela IV.7. 63

82 Figura IV.36. Curva de subsidência calculada pelo PetroMod ajustada ao final das fases rifte e térmica para um ponto na porção proximal da Bacia do Espírito Santo. 64

83 Figura IV.37. Curva ilustrando a história de evolução do fluxo térmico para um ponto na porção proximal da Bacia do Espírito Santo. 65

84 Figura IV.38. Curva de subsidência calculada pelo PetroMod ajustada ao final das fases rifte e térmica para um ponto na porção distal da Bacia do Espírito Santo. 66

85 Figura IV.39. Curva ilustrando a história de evolução do fluxo térmico para um ponto na porção distal da Bacia do Espírito Santo. 67

86 Tabela IV.7. Fluxo de calor calculado a partir da curva de subsidência nas porções proximal (A) e distal (B) da Bacia do Espírito Santo. A Idade (Ma) HF (mw/m 2 ) B Idade (Ma) HF (mw/m 2 )

87 4.3 PARÂMETROS CINÉTICOS O conteúdo total de matéria orgânica de uma rocha geralmente é dado em % de massa de carbono orgânico total (COT). O petróleo, por sua vez, é o produto da evolução térmica do querogênio durante os processos de formação das bacias sedimentares (Tissot e Welte, 1984). A descrição dos processos que regem as reações químicas durante a formação do petróleo pode ser descrita pela cinética química (Tissot e Espitalié, 1975; Ungerer, 1984; Ungerer et al., 1986; Tissot et al., 1987; Schenk et al., 1997). A cinética do petróleo pode ser distinguida por dois tipos de craqueamento, o primário e o secundário, pelo tipo de querogênio (I-IV) e pelo número e tipo dos componentes de petróleo gerados (massa, óleo-gás, composição cinética). Conforme abordado no capítulo 3, os tipos de querogênio são classificados quimicamente conforme a abundância dos compostos de carbono (C), hidrogênio (H) e oxigênio (O). As razões mais comumente utilizadas na classificação de macerais são H/C e O/C (Van Krevelen, 1961). Os tipos de querogênio são influenciados fundamentalmente pelo tipo de ambiente deposicional em que a rocha geradora foi depositada e matéria orgânica da qual foi derivada. O querogênio tipo I deriva de matéria orgânica algal-lacustre. O tipo II é mais generalizado, é comum em sedimentos marinhos associados a deposição de matéria orgânica autóctone em ambiente redutor. O querogênio tipo III tem maior abundância em teor de oxigênio que os demais tipos e indica origem em ambientes terrígenos. Já o querogênio tipo IV, tem baixíssima concentração de hidrogênio, típico de ambientes oxidantes. Na modelagem realizada foram selecionados os parâmetros cinéticos composicionais que melhor refletissem a taxa com que a matéria orgânica e os compostos mais pesados do petróleo se decompunham em frações líquidas mais leves e gás, bem como a produção das classes composicionais de acordo com os níveis de maturação. As descrições dos parâmetros cinéticos composicionais selecionados estão descritos no item 5.1 que trata da construção do modelo bidimensional de uma seção na Bacia do Espírito Santo. 4.4 ANÁLISE DE FLUIDOS Levando em consideração o espaço e o tempo geológico, sabe-se que a quantidade de petróleo transportado por migração secundária é muito pequena. As 69

88 rochas geradoras produzem petróleo em intervalos de milhões de anos. As taxas de fluxo são calculadas com base nos valores médios de expulsão na faixa de 8 x x m 3 /m 2 /s (England et al., 1987) MIGRAÇÂO O principal mecanismo responsável pela migração secundária de hidrocarbonetos é o empuxo e a pressão capilar. A pressão capilar em um sistema representa a resistência oferecida pelo meio poroso à percolação de fluidos nos poros previamente saturados por água. O que rege o deslocamento dos fluidos são as diferenças de pressão potencial, que significa a pressão reduzida pela pressão de uma coluna estática de fluido com um gradiente de pressão vertical correspondente, necessário para equilibrar o peso de uma coluna sedimentar. Elevadas taxas de pressão são a causa do deslocamento de fluxo. Assim o potencial U p para uma fase p (qualquer) é definido pela seguinte equação: u p = p - ρ p g Z Equação (12) Onde: ρ p = densidade do fluido na fase p g = aceleração da gravidade z = profundidade p = fase n A lei de Darcy afirma que a diferença de potencial causa fluxo de acordo com: u p = p Δu p Δl Equação (13) Onde: u p = velocidade do fluxo na fase p p = mobilidade Δu p = diferença de potencial Δl = diferença de potencial em um determinado espaço. 70

89 Geralmente rochas de litologia mais grosseira costumam apresentar pressões capilares menores que rochas de litologia mais fina. A pressão capilar levando em consideração uma determinada litologia pode ser expressa por: Pc = Pc ϕ + Pc sat Equação (14) Onde: Pc ϕ = pressão capilar relacionada à porosidade Pc sat = pressão capilar relacionada à saturação do fluido A direção do fluxo normalmente é dos locais de alta para aqueles de baixa pressão potencial e o sincronismo do fluxo de fluidos pode ser medido através da velocidade do fluxo. Na modelagem realizada neste estudo foi utilizado o padrão de migração com base no fluxo Darcy, um método que faz uso de complexos algorítimos que permitem simular como seria a condição de migração levando em conta o soterramento, a composição mineralógica do meio, a porosidade de cada unidade litológica, dentre outros fatores. 71

90 Capítulo V 5.0 MODELAGEM 2D DE GERAÇÃO E MIGRAÇÃO DE HIDROCARBONETOS Os primeiros softwares de modelagem foram lançados na década de 80 e tinham como principal conceito a simulação do fluxo de calor multi1-d, a construção de modelos geoquímicos de geração de petróleo, a elaboração de mapas para avaliar a maturação da rocha geradora e a análise para predição de pressão de fluido de poro. Os modelos 1D basicamente reproduzem a história térmica e de maturação das rochas geradoras, esses modelos podem ser chamados como modelagens de maturação (Waples, 1998). Com os avanços tecnológicos na década de 90 foram lançados softwares de modelagem de bacias com o modelo de fluxo Darcy 2D, capaz de modelar todos os processos relevantes de fluxo, acumulação e selo. Fundamentalmente os modelos 2D permitem uma visão simplificada da migração, além da calibração dos campos de pressão de poros e das temperaturas e a visualização qualitativa da distribuição dos volumes (saturações de petróleo). Em 1998 uma nova geração de softwares de modelagem entra em cena com muitas mudanças em relação a migração de petróleo e as características do reservatório e com o lançamento de ferramentas focadas nas funções 3D com características melhoradas no modelo de construção e aumento da performance de simulação. Os modelos 3D permitem a reprodução de um sistema petrolífero com a possibilidade de aquisição do balanço material do petróleo gerado, expulso, perdido e acumulado. Atualmente a modelagem de bacia pode ser considerada como um conjunto de técnicas de simulação numérica, que utiliza leis físico-químicas e métodos matemáticos, para reproduzir processos geológicos, como deposição, compactação, fluxo de calor, saturação de hidrocarbonetos, expulsão, migração e acumulação em uma bacia sedimentar de maneira dinâmica. Esses processos geológicos são calculados e atualizados em cada fase do trabalho. A modelagem de bacias é uma forte aliada para avaliar as incertezas e os riscos geológicos associados a prospectos. O resultado da modelagem de um Sistema Petrolífero em conjunto com a caracterização geoquímica das rochas geradoras tem sido adotado com sucesso na avaliação do potencial petrolífero de uma bacia sedimentar. 72

91 O software utilizado neste trabalho foi o PetroMod versão 11 adquirido pela Schlumberger da empresa alemã IES. Este capítulo aborda a utilização da modelagem bidimensional de geração e migração de hidrocarbonetos com ênfase nos principais processos de um sistema petrolífero, que são maturação, geração, expulsão, migração, trapeamento e preservação dos hidrocarbonetos. Os resultados de uma modelagem 2D permitem uma visão integrada da geração e migração e também uma concepção qualitativa da distribuição dos volumes gerados (saturações de hidrocarbonetos). A qualidade de uma modelagem de sistemas petrolíferos está intrinsecamente ligada à construção de um modelo geológico preciso, que respeite as principais fases evolutivas de uma bacia sedimentar. Essas informações compreendem a tectônica de placas, eventos de rifteamento, localização da bacia e ambiente deposicional através do tempo geológico, clima global, paleo-batimetria e eventos tectônicos. Os processos a serem realizados durante a construção de um modelo estão sumarizados na figura V.40 e incluem: dados do modelo no presente com os horizontes em profundidade, mapa de fácies, falhas, tabela de atribuição de idades para um evento geológico, dados adicionais para descrição das paleo-geometrias, condições termais e mecânicas limites ao longo do tempo geológico, valores de proporção de litologia, fluidos e cinética química (Hantschel & Kauerauf, 2009). Cabe ressaltar que o ítem 6 da figura V.40 não foi utilizado neste trabalho. O processo de modelagem tem início com o carregamento dos parâmetros de entrada que são: - Arcabouço cronoestratigráfico: a atribuição de idades para os principais eventos estratigráficos define no presente a idade geológica da cada etapa da bacia. - Topos e espessuras: são calculados a partir das células das linhas iniciais e dos horizontes carregados. - Parâmetros litológicos: a cada horizonte é atribuída uma litologia cujas propriedades físicas segundo sua natureza mineralógica irá variar durante a compactação. - Condições térmicas limite: incluem a temperatura na superfície e o fluxo de calor basal. - Parâmetros cinéticos das rochas geradoras: se refere à cinética química (energia de ativação e fator de freqüência) do tipo querogênio presente nas rochas geradoras. 73

92 Figura V.40. Elementos básicos utilizados em uma modelagem de sistemas petrolíferos. 5.1 CONSTRUÇÃO DO MODELO BIDIMENSIONAL A etapa de construção do modelo teve início com o carregamento de linhas sísmicas em profundidade do topo dos horizontes e discordâncias mapeados (figura V.41), originando à geometria das camadas ilustrada na figura V.42. Durante essa fase, em muitos casos é difícil garantir a qualidade dos dados importados, portanto, as linhas precisaram passar por um processo de digitalização e redimensionamento. A tabela estratigráfica ou de atribuição de idades define no presente a idade geológica da deposição de cada horizonte, devido a ausência de dados micropaleontológicos, estas idades foram definidas a partir da estratigrafia de seqüências e do arcabouço estrutural da bacia definidos segundo carta estratigráfica proposta por França et al (2007). Foram assumidos valores inteiros para a idade de cada unidade, conforme ilustra a tabela V.8. Em seguida, foi necessário definir a composição litológica das camadas e suas variações ao longo da seção, baseada na composição litológica encontrada nos poços e na biblioteca de parâmetros default do Petromod. Essa etapa é do trabalho é de extrema importância, pois a litologia determina as propriedades petrofísicas como porosidade, permeabilidade e densidade, controlam a simulação de processos mecânicos como a compactação e por fim determina o comportamento térmico (transferência de calor). 74

93 Figura V.41. Seção sísmica utilizada na reconstrução do modelo bidimensional da Bacia do Espírito Santo. O retângulo branco representa um problema do software de interpretação no momento de exportar o snapshot. Para cada camada modelada foi atribuída uma litologia, que pode ser pura (composta por um único tipo de rocha) ou misturada (quando combina duas ou mais litologias). O único caso no modelo em que foi empregada uma única litologia foi o embasamento, para as demais camadas foi utilizado o recurso mixing do lithology editor de modo que as combinações litológicas refletissem a variação vertical e horizontal das unidades litoestratigráficas. O software atribui para cada mixing os seguintes parâmetros: condutividade térmica, calor radiogênico, capacidade de calor, compactação mecânica, composição química, permeabilidade, propriedades de selo e fraturamento. As propriedades das rochas geradoras, como tipo de querogênio, teor de carbono orgânico total e índice de hidrogênio, foram atribuídos levando em consideração os resultados do capítulo 3. Com base nos resultados da interpretação dos dados geoquímicos, simulou-se o processo de geração de petróleo em quatro 75

94 camadas distintas, sendo duas posicionadas na seção rifte, uma de idade Buracica e outra Jiquiá, e duas na seção drifte, uma de idade albiana e outra turoniana (figura V.43). Tabela V.8. Idade deposicional atribuída aos intervalos litoestratigráficos da Bacia do Espírito Santo Name De Idade (Ma) Mioceno Medio Mioceno Inferior Oligo-Mioceno Oligoceno Superior Oligoceno-Eoceno Eoceno Superior Meso-Eoceno Paleoceno-Eoceno Cretaceo Superior_ Cretaceo Superior_ Gerador Urucutuca Cretaceo Superior Albiano_ Gerador Albiano Albiano Sal Rifte_ Gerador Mariricu Rifte_ Gerador Cricaré Rifte Embasamento A 76

95 Figura V.42. Seção 2D ilustrando a geometria da seção ao final da modelagem na porção sul da Bacia do Espírito Santo. 77

96 A B C D IV II III I Rochas Geradoras: IV. Ger. Urucutuca: COT 2,5% III. Ger. SMT-REG: COT 1,90% II Ger. Mariricu: COT 4,60% I. Ger. Cricaré: COT 4,34% Figura V.43. Posicionamento estratigráfico das rochas geradoras atribuídas ao modelo bidimensional da porção centro-sul da Bacia do Espírito Santo. 78

97 Para as rochas geradoras do rifte foram utilizados parâmetros cinéticos de querogênio do tipo I com índice de hidrogênio de 700 (Buracica) e 704 (Jiquiá) mghc/gcot, nas geradoras da seção drifte foram empregados parâmetros cinéticos de querogênio tipo II com valor de índice de hidrogênio de 530 mghc/gcot para as idades Albiano e Turoniano. Na figura V.43 pode ser observado a disposição estratigráfica dos geradores e no anexo I os parâmetros cinéticos utilizados na modelagem. No que se refere à paleobatimetria, foi adotada uma lâmina d água igual a zero do início da bacia até o final da deposição do sal. Ao final da deposição do sal, supõe-se que a lâmina d água era realmente próxima de zero, tendo começado a evoluir neste momento. A partir de então, com base no esquema de evolução térmica das bacias de margem passiva brasileiras, admite-se uma evolução exponencial da batimetria até a geometria atual. As paleo-temperaturas de superfície são dados extremamente críticos por se tratarem de condições de contorno, ao mesmo tempo são os de maiores incertezas porque estão relacionadas à paleoclimatologia e a batimetria. Portanto, com relação às condições térmicas limites adotadas no modelo, a temperatura na interface entre sedimentos e água foi definida de maneira automática pelo programa Petromod, levando em consideração a paleolatitude e a topografia/batimetria da bacia, conforme mostra a figura V.44. Figura V.44. Curva de temperatura média da superfície global ao longo do tempo. A evolução do fluxo de calor basal foi reconstruída a partir da história de subsidência da bacia conforme citado no capítulo IV. 79

98 Prof (m) Prof (m) Prof (m) Prof (m) A calibração térmica do modelo foi realizada a partir dos dados de temperatura extrapolada encontrados nos arquivos AGP s e pastas de poços, bem como por análise dos dados de Tmax de 4 poços localizados na seção modelada. A ausência de dados de vitrinita nos poços localizados ao longo da seção, inicialmente foi um limitador na construção do modelo, uma vez que os mesmos são essenciais para o entendimento da história térmica da bacia. A solução encontrada para minimizar essa condição na calibração do modelo foi reunir os dados de Tmax dos poços localizados ao longo da seção bidimensional (figura V.45). Poço A Poço B Tmáx (ºC) Tmáx (ºC) Poço C Poço D Tmáx (ºC) Tmáx (ºC) Figura V.45. Gráfico que expressa a relação entre Tmax e profundidade dos poços localizados na área de estudo, indicando o topo da zona matura entre 2500 e 2600 metros (Tmax 435ºC linha vermelha). 80

99 Levando-se em consideração o tipo de querogênio predominante nas rochas geradoras que ocorrem na porção sul da Bacia do Espírito Santo, tipo II-III, foi selecionada a temperatura de 435 ºC (Tissot e Welte, 1984) para estimar o início da janela de geração de óleo para a área de estudo. A figura V.45 mostra para cada poço analisado a distribuição do Tmax em relação à profundidade, nota-se que em geral, o topo da zona matura (Tmax de 435ºC) nos poços, ocorre de 2500 a 2600 metros de profundidade. Essa faixa de profundidade (estimada a partir do Tmax) foi utilizada no modelo para calibrar a maturação térmica (item 5.2). Durante a construção do modelo bidimensional a calibração da pressão foi realizada com base em Domingues (2008), que relatou a existência de pressão anômala em três poços localizados na porção sul Bacia do Espírito Santo. Estes poços apresentavam pressão de poros superior à pressão hidrostática esperada para o intervalo. Como não foi possível ter acesso aos registros de pressão obtidos por medição direta, fez-se uso dos valores de pressão apontados por Domingues (2008), conforme ilustra a figura V.46. A existência de pressões anormais na Bacia do Espírito Santo também foi relatada por Barros (2005). A relação entre pressão e profundidade na figura V.46 aponta que a cerca de 4000 m foram observadas medições de pressão em torno de 64 MPa (losango vermelho), na faixa entre 4600 e 4800m a pressão de poros chegava a 77 MPa (quadrado preto) e por fim em 5200 m os valores de pressão eram da ordem de 82 a 86 MPa (losango amarelo). A calibração da pressão no modelo calculado foi muito favorável, conforme ilustra a figura V.47. Considerando as mesmas profundidades supracitadas, os valores de pressão calculados pelo modelo são: 62 MPa (4000m), 80 MPa (4700m) e 92 MPa (5200m), atestando a consistência do modelo de pressão na modelagem da área estudada. 81

100 Figura V.46. Gráfico de registro de pressão (MPa), obtidos por teste de formação, pela profundidade (m). A reta em azul representa a pressão hidrostática para um gradiente de 10,5 Mpa/km. (Domingues, 2008). Figura V.47. Medidas de pressão calculadas pelo so Petromod (linhas contínuas) e os dados de pressão de (símbolos) baseados em Domingues (2008). 82

101 5.2 DISCUSSÃO DOS RESULTADOS Conforme citado anteriormente a história do fluxo térmico adotado no modelo foi baseada nos fatores de extensão crustal e do manto litosférico, através do ajuste das curvas de subsidência (figuras IV.36 a IV.39). O fluxo de calor (tabela IV. 7) foi então aplicado ao longo da seção modelada na porção sul da Bacia do Espírito Santo. Entretanto, a aplicação destes fluxos de calor não permitiu a calibração dos dados de temperatura dos poços localizados ao longo da seção conforme mostra a figura V.48. Porém ainda assim a simulação foi realizada com o intuito de comparar o resultado alcançado e as ocorrências de hidrocarbonetos conhecidas na região de estudo (resultados serão mostrados no final deste capítulo). Figura V.48. Calibração do modelo térmico através da comparação dos perfis de temperatura calculados (linha contínua) com os dados de temperatura obtidos dos poços (símbolo de cruz). 83

102 Como o fluxo de calor calculado pelo software não calibrava os dados de temperatura conhecidos dos poços localizados na seção estudada (figura V.48), foi necessário testar, se um cenário com fluxo de calor mais elevado permitiria calibrar os indicadores térmicos e se representaria uma melhor reprodução das ocorrências de hidrocarbonetos na porção sul da Bacia do Espírito Santo. Tabela V.9. Fluxo de calor calculado a partir da curva de subsidência nas porções proximal (A) e distal (B) da Bacia do Espírito Santo, aumentado em 30%. A Idade (Ma) HF (mw/m 2 ) , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,98 B Idade (Ma) HF (mw/m 2 ) , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,98 84

103 O aumento do fluxo de calor poderia ser justificado através da disponibilidade de dados de condições de contorno, evolução da temperatura na superfície e do paleofluxo de calor basal, como não foi possível acesso a esses dados, o aumento foi baseado num valor arbitário, em que ao final da modelagem os resultados pudessem ser condizentes com as ocorrências de hidrocarbonetos conhecidas na região estudada. Assim, foi estabelecido um cenário de fluxo de calor maior em 30% (tabela IV.9) que o fluxo utilizado com base na história de subsidência da bacia (tabela IV.7). A modelagem realizada com base no fluxo de calor calculado a partir do estiramento crustal será tratada como cenário I e a modelagem com fluxo de aumentado em 30% será tratada como cenário II. O novo cenário modelado (II) permitiu a calibração tanto da temperatura quanto da maturação, como mostram as figuras V.49 e V.50, respectivamente. Na figura V.50 pode se observar que no cenário II o topo da zona matura (0,6%Ro) calculada pelo software encontra-se na profundidade de 2500 metros (símbolo vermelho) coincidindo com a janela de óleo indicada pelo Tmax em metros (linha vermelha). A seguir serão apresentados e discutidos os resultados do cenário II referentes à modelagem de maturação e geração para quatro horizontes potencialmente geradores na Bacia do Espírito Santo. No que se refere à geração, os resultados são apresentados em figuras que mostram a variação da taxa de transformação modelada para cada horizonte potencialmente gerador na área de estudo. A taxa de transformação indica a porcentagem do potencial gerador inicial que foi convertido em hidrocarboneto, caso existam intervalos ricos em matéria orgânica. Conforme já mencionado no capítulo III, a presença desses intervalos é confirmada por dados geoquímicos de poços, na maior parte da seção modelada e também a norte da Bacia de Campos. No caso da modelagem de maturação, os resultados são exibidos em figuras que mostram os valores de refletância de vitrinita calculados pela simulação de cada intervalo potencialmente gerador na área estudada. 85

104 Figura V.49. Calibração do modelo térmico (cenário II) através da comparação dos perfis de temperatura calculados (linha contínua) com os dados de temperatura obtidos dos poços (símbolo de cruz). Figura V.50 Calibração do modelo térmico através da comparação do perfil de maturação calculado (linha contínua) com o topo da zona matura indicado pelos dados de poços (em vermelho). 86

105 O resultado da modelagem, no presente, sugere a existência de pressão de poros alta (150 a 170MPa) a partir da quebra da plataforma em direção à água profunda (figura V.51), concentradas preferencialmente abaixo da camada de sal. A temperatura calculada no presente aponta que em água rasa os valores variam de 60 ºC (profundidades menores) a 200 ºC (profundidades maiores), enquanto que em água profunda variam de 80 ºC (unidades de rocha mais rasas) a 340 ºC (rochas mais profundas), conforme exemplifica a figura V.52. No que se refere à maturação no presente, o modelo propõe um elevado grau de maturação térmica para as rochas geradoras do rifte, que teriam atingido a janela de geração de gás (%Ro 1-4) em praticamente toda a seção (salvo na borda da bacia onde ainda situam-se na janela de óleo), chegando a entrar na zona super matura (%Ro maior que 4) nas porções mais profundas da bacia (figura V.53). A geradora da seção albiana também se encontra na zona da janela de gás (%Ro 1-4), com exceção da porção proximal da bacia que assim como as rochas geradoras do rifte, encontra-se na janela de geração de óleo (figura V.53). Por fim, a rocha geradora de idade turoniana, assim como a geradora albiana, também se posiciona na janela de gás em grande parte da seção estudada, à exceção de uma faixa na porção proximal da bacia, onde ainda encontra-se na janela de geração de óleo com 1-1.3% de Ro (figura V.53). No presente, a transformação do querogênio presente nas rochas potencialmente geradoras encontra-se em estágio muito avançado, na figura V.54, é possível observar que a taxa de transformação é muito próxima de 100% na seção estudada. As rochas geradoras da seção rifte atingiram a janela de geração de óleo durante o Aptiano (114Ma), porém somente nas porções de água profunda da bacia, no restante da seção, ainda permaneciam imaturas, com %Ro menor que 0.6 (figura V.55). O processo de transformação do querogênio em hidrocarbonetos (taxa de transformação) nessas rochas variava de 20% a 90% (figura V.56). As rochas desta mesma seção localizadas em água rasa só vieram a alcançar a janela de geração de óleo no final do Cretáceo em 65Ma (figura V.57), com taxa de transformação variando entre 5 a 85% (figura V.58). No decorrer do tempo geológico, o incremento da subsidência da bacia e o conseqüente soterramento das camadas, propiciaram que as geradoras do rifte durante o final do Albiano (100Ma) estivessem na janela de geração de gás (figura V.59), com praticamente todo querogênio convertido em hidrocarboneto (taxa de transformação maior que 90%), como mostra a figura V.60. Na figura V.57, ao final do Cretáceo, é possível observar que em praticamente toda a seção estudada (salvo na borda da bacia), as geradoras do rifte já se encontravam na zona 87

106 de gás, com locais onde já passavam para o estágio overmature (%Ro maior que 4). A taxa de transformação, nesta época, já era de aproximadamente 100% (figura V.58). As rochas geradoras localizadas na seção pós-rifte (Formação Regência) e drifte (base da Formação Urucutuca) também atingiram elevado grau de evolução térmica (figura V.53). No final do Cretáceo há 65Ma, elas já estavam na zona de geração de óleo em quase toda a seção estudada (figura V.57), com taxa de transformação chegando a 85% nas regiões mais profundas e 10% nas porções mais rasas (figura V.58). As condições favoráveis para geração de gás foram alcançadas por estas rochas durante o Mioceno (12Ma), onde grande parte da seção estudada se encontrava na janela de gás (figura V.61), com taxa de transformação de até 100% (figura V.62). Em água rasa, bem próximo ao limite continente oceano, uma pequena porção dessas rochas ainda permanecia na janela de óleo, o que perdurou até o presente (figura V.53). A figura V.63 indica que a idade de expulsão de hidrocarbonetos das rochas potencialmente geradoras da seção rifte ocorreu desde o Barremiano até o Eoceno, enquanto para as rochas geradoras da seção pós-rifte iniciou no Turoniano se estendendo até o Eoceno Médio. As saturações de líquido e vapor também puderam ser calculadas pelo software, ao longo do tempo geológico. A figura V.64 mostra que no Aptiano (114Ma), as rochas geradoras da seção rifte já se encontravam saturadas em líquido na ordem de 30% a 35%. Durante o Coniaciano (85Ma) as rochas geradoras da seção pós-rifte já começavam a apresentar saturação em líquidos, como exemplifica a figura V.65. No presente a seção rifte apresenta muito poucas saturações de líquido, salvo no topo da unidade logo na região da quebra da plataforma, que apresenta saturação na ordem de 40% de líquido (figura V.66). Em contrapartida observa-se que toda a seção turoniana da bacia está impregnada de líquidos podendo alcançar 60% nas porções mais proximais da seção (figura V.66). As primeiras saturações de vapor na seção rifte datam de 112Ma (Aptiano) podendo alcançar 90% de impregnação na porção distal da seção modelada (figura V.67). Já as seções pós-rifte e drifte começaram a apresentar as primeiras saturações de vapor no final do Cretáceo em 65Ma (figura V.68). No decorrer do tempo geológico as saturações de vapor vão se alojando no Cretáceo Superior, chegando a apresentar uma importante chaminé de vapor na porção distal da seção (figura V.69). Foram revisados dados de cinco poços que estão mais próximos da seção estudada, que revelaram a existência de indícios de gás no poço B, C e D, que assim como no resultado da modelagem quanto à saturação de gás também prevê saturações nas rochas 88

107 reservatórios dos poços B, C e D (figura V.69) além de uma chaminé de gás após a quebra da plataforma, em direção a água profunda. Como o cenário II foi o que melhor calibrou as ocorrências conhecidas na região estudada, todos os resultados discutidos a seguir serão referentes à ele. 89

108 A B C D Figura V. 51. Seção bidimensional ilustrando a pressão de poros calculada no presente (0Ma) nas unidades litoestratigraficas da porção sul da Bacia do Espírito Santo (cenário II). 90

109 A B C D Figura V. 52. Seção bidimensional ilustrando a temperatura calculada no presente (0Ma) nas unidades litoestratigraficas da porção sul da Bacia do Espírito Santo (cenário II). 91

110 A B C D Figura V. 53. Seção bidimensional ilustrando a maturação calculada no presente (0Ma) com base nos valores de refletância de vitrinita (%Ro) baseado em Sweeney & Burnham (1990) (cenário II). 92

111 A B C D Figura V. 54. Seção bidimensional ilustrando a taxa de transformação calculada no presente 0Ma, mostrando o desenvolvimento do processo de conversão do querogênio em hidrocarboneto nas rochas geradoras das seções rifte, pós rifte e drifte (cenário II). 93

112 A B C D Figura V. 55. Seção bidimensional ilustrando a maturação calculada em 114Ma (Aptiano) com base nos valores de refletância de vitrinita (%Ro) baseado em Sweeney & Burnham (1990) (cenário II). 94

113 A B C D Figura V. 56. Seção bidimensional ilustrando a taxa de transformação calculada em 114Ma (Aptiano), mostrando o desenvolvimento do processo de conversão do querogênio em hidrocarboneto nas rochas geradoras da seção rifte (cenário II). 95

114 A B C D Figura V. 57. Seção bidimensional ilustrando a maturação calculada em 65Ma com base nos valores de refletância de vitrinita (%Ro) baseado em Sweeney & Burnham (1990) (cenário II). 96

115 A B C D Figura V. 58. Seção bidimensional ilustrando a taxa de transformação calculada em 65Ma, mostrando o desenvolvimento do processo de conversão do querogênio em hidrocarboneto nas rochas geradoras das seções rifte, pós rifte e drifte (cenário II). 97

116 A B C D Figura V. 59. Seção bidimensional ilustrando a maturação calculada em 100Ma com base nos valores de refletância de vitrinita (%Ro) baseado em Sweeney & Burnham (1990) (cenário II). 98

117 A B C D Figura V. 60. Seção bidimensional ilustrando a taxa de transformação calculada em 100Ma, mostrando o desenvolvimento do processo de conversão do querogênio em hidrocarboneto nas rochas geradoras das seções rifte, pós rifte e drifte (cenário II). 99

118 A B C D Figura V. 61. Seção bidimensional ilustrando a maturação calculada em 12Ma com base nos valores de refletância de vitrinita (%Ro) baseado em Sweeney & Burnham (1990) (cenário II). 100

119 A B C D Figura V. 62. Seção bidimensional ilustrando a taxa de transformação calculada em 12Ma, mostrando o desenvolvimento do processo de conversão do querogênio em hidrocarboneto nas rochas geradoras das seções rifte, pós rifte e drifte (cenário II). 101

120 A B C D Figura V. 63. Seção bidimensional ilustrando a idade em que os hidrocarbonetos foram expulsos das rochas geradoras (cenário II). 102

121 A B C D Figura V. 64. Seção bidimensional ilustrando as saturações de líquido em 114Ma durante o Aptiano (cenário II). 103

122 A B C D Figura V. 65. Seção bidimensional ilustrando as saturações de líquido em 85Ma durante o Coniaciano (cenário II). 104

123 A B C D Figura V. 66. Seção bidimensional ilustrando as saturações de líquido no presente (0Ma) (cenário II) com destaque para os indícios de óleo encontrados nos poços localizados na seção estudada (círculo em verde). 105

124 A B C D Figura V. 67. Seção bidimensional ilustrando as saturações de vapor em 112Ma durante o Aptiano (cenário II). 106

125 A B C D Figura V.68. Seção bidimensional ilustrando as saturações de vapor em 65Ma durante o final do Cretáceo (cenário II). Destaque para o escape de gás após a quebra da plataforma, 107

126 A B C D Figura V. 69. Seção bidimensional ilustrando as saturações de vapor no presente (0Ma) (cenário II) com destaque para os indícios de gás encontrados nos poços localizados na seção estudada (círculo em vermelho). 108

127 5.3 ANÁLISE COMPARATIVA DOS RESULTADOS DO CENÁRIO I E CENÁRIO II Os resultados da modelagem de geração e maturação para o cenário I, calculado a partir da história de subsidência da bacia com base nos fatores de extensão crustal e do manto litosférico, além de não calibrar os parâmetros térmicos (figura V.48), também favoreciam (no presente) a ocorrência mais abundante de saturações de líquido (figura V.70) que de gás (figura V.71), uma inconsistência quando se analisa os indícios de hidrocarbonetos dos poços próximos à seção estudada (figura V.72). As saturações de líquido, no presente, foram encontradas tanto na seção de rochas geradoras do rifte quanto ao longo de toda a seção da rocha geradora albiana e em toda a base do Cretáceo Superior, mencionando ainda as ocorrências residuais dentro das rochas geradoras (figura V.71). Já as saturações de vapor no presente são bem mais escassas (figura V.72), com ocorrências somente no topo da seção rifte (na porção distal da bacia), além de frações residuais nas geradoras de idade Buracica e Jiquiá, e pouquíssimas concentrações na seção albiana (porção distal). Cabe registrar que não encontradas saturações de vapor nas unidades posteriores ao Albiano. Próximo à área de estudo (figura V.72 contorno amarelo) a presença de poços com indícios de gás é superior ao número de poços com indícios de óleo. O que corrobora com o resultado da modelagem alcançados com o cenário II, que também aponta maior concentração de gás na região que de óleo (figuras V.69 e V.66, respectivamente). No entanto, o mapa da figura V.72 também mostra a ocorrência de petróleo na região, o que confirma os resultados da modelagem no cenário II que detectou saturações de líquidos concentradas principalmente no Cretáceo Inferior (figura V.66). O resultado da modelagem com o fluxo de calor maior em 30% (tabela IV.9) do que o calculado com base no ajuste da curva de subsidência ao final das fases rifte e térmicas, foi satisfatório para os indícios de hidrocarbonetos encontrados à sul da Bacia do Espírito Santo. Portanto o cenário II foi o escolhido para a modelagem realizada neste trabalho. O fluxo térmico calculado no cenário I (tabela IV.7) não permitia, portanto, a obtenção de um resultado fidedigno do que ocorre na porção sul da Bacia do Espírito Santo, pois os indícios de hidrocarbonetos na região apontam que naquele local o fluxo de calor esperado é mais alto que o proposto no cenário I. Tal razão levou a reflexão da necessidade de aumentar o fluxo de calor empregado no modelo e como não se dispunha de dados que auxiliasse na decisão de quanto seria esse aumento, foi necessário a escolha de um valor 109

128 arbitrário, porém que respeitasse as condições térmicas conhecidas (indícios de gás) na porção sul da Bacia do Espírito Santo. O resultado no presente obtido com o cenário I, conforme já citado anteriormente, sugere abundância em saturação de líquidos, concentrados principalmente na base do Cretáceo, com uma zona de escape acima de um diápiro de sal próximo à quebra da plataforma (figura V.70). Volumes de petróleo também podem ser encontrados no abaixo da camada de sal, na região do poço D e em frações residuais nas rochas geradoras da seção rifte (figura V.70). Saturações de vapor (figura V.71) também foram encontradas, no presente, porém em quantidades muito inferiores as de líquido (figura V.70). Os maiores volumes podem ser encontrados em água profunda, abaixo da camada de sal e em menor proporção dentro das rochas geradoras do rifte e na seção albiana (figura V.71). 110

129 A B C D Figura V.70 Seção bidimensional ilustrando grandes quantidades de saturações de líquido no presente (0Ma) para o cenário I (fluxo de calor inferior ao do cenário II). 111

130 A B C D Figura V.71 Seção bidimensional ilustrando as poucas saturações de vapor no presente (0Ma) registradas no cenário I (fluxo de calor inferior ao do cenário II). 112

131 Figura V.72 Mapa de indícios e ocorrências de hidrocarbonetos na porção sul da Bacia do Espírito Santo. O contorno em amarelo corresponde à região de estudo. 113