Geologia Petróleo

SÉRIE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

GEOLOGIA DO PETRÓLEO TRADUÇÃO DA 3ª EDIÇÃO

Richard C. Selley Stephen A. Sonnenberg

Exploração de Petróleo: Passado, Presente e Futuro

Passado: Geólogo de petróleo procurando petróleo na Pérsia (atual Irã) no iní‑ cio do século XX. (Cortesia da British Petroleum.)

Presente: Geocientistas de petróleo procurando petróleo em qualquer lugar no mundo no final do século XX. (Cortesia da Esso UK plc.)

Futuro: Jovem estagiário da geração cibernética pós‑milênio procurando pe‑ tróleo abiogênico em qualquer lugar do universo. (Cortesia da Paradigm ­Geophysical, criado por Sachnowitz & Co.)

GEOLOGIA DO PETRÓLEO Tradução da 3a Edição Richard C. Selley Stephen A. Sonnenberg

Tradução e Revisão Técnica Prof. Dr. Helio J. P. Severiano Ribeiro, Geólogo Laboratório de Engenharia e Exploração de Petróleo (LENEP/UENF)

Nota do Tradutor Traduzir um livro‑texto sobre geologia do petróleo é uma tarefa hercúlea, uma vez que exige o domínio de conhecimentos de quase todas as áreas do conhecimento científico, desde os mistérios das células até as comple‑ xas formulações da matemática, da física e da computação. Entretanto, é uma tarefa ex‑ tremamente necessária para o momento atu‑ al, uma vez que o Brasil vem se configurando num importante país produtor de petróleo e, principalmente, vem preencher uma enorme lacuna de livro‑texto em língua portuguesa que abordasse esta temática com a devida profundidade. Nesta obra buscou‑se ao máximo traduzir para o português os termos, expressões e con‑ ceitos que a nossa língua permite, e respeitar o jargão consagrado na geologia do petróleo. Além de livros‑texto específicos para cada temática, tomou‑se como apoio alguns glos‑ sários e guias de redação de uso comum na área de geociências, tais como: Branco, P.M. 2014. Guia de redação para a área de geociências. São Paulo: Oficina de ­Textos. 224 p. Duarte, O.D. 2003. Dicionário enciclopédico inglês‑português de geologia e geofísica. 2a ed. Rio de Janeiro: SBGf. 352 p. Ferreira, J.B. 1995. Dicionário de geociências. 2a ed. Belo Horizonte: Armazém de Idéias. 533 p.

Guerra, A.T. e Guerra, A.J.T. 2003. Novo di‑ cionário geológico‑geomorfológico. Rio de ­Janeiro: Bertrand Brasil, 648 p. IBGE, 1999. Glossário geológico. Rio de Ja‑ neiro: IBGE, 214 p Jost, H. e Brod, J.A. 2005. Como redigir e ilus‑ trar textos em geociências. São Paulo: SBG ­(Série Textos no 1). 93 p. Suguio, K. 1998. Dicionário de geologia sedi‑ mentar e áreas afins. Rio de Janeiro: Ber‑ trand Brasil. 1217 p. Não obstante, existem termos e expressões da língua inglesa que não foram traduzidos, uma vez que já estão plenamente incorpora‑ dos no jargão da geologia do petróleo, tais como: rift e drift, tornando‑se desnecessária a criação de novos termos. Além disso, não foram traduzidos alguns termos e expres‑ sões, como: play, gross pay, net pay, pool e pro‑ ductive fairways; os quais não encontram cor‑ relatos na língua portuguesa, que expressem, devidamente, os respectivos conceitos. Da mesma forma, foram aplicados alguns angli‑ cismos de uso comum na geologia do petró‑ leo (por exemplo, onlapar e pervasivo). A expressão gás de xisto, comumente utili‑ zada na imprensa escrita e falada como tra‑ dução para shale gas, não foi aqui utilizada, pois é tecnicamente inapropriada do ponto de vista dos geocientistas, uma vez que xisto é uma rocha metamórfica que não expressa o significado de uma rocha sedimentar gera‑

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Nota do Tradutor

dora de hidrocarbonetos e, simultaneamente, portadora de gás. Portanto, utilizou‑se a ex‑ pressão mais adequada que é gás de folhelho. Por último, gostaria de agradecer ao gran‑ de suporte dado por diversos colegas do La‑ boratório de Engenharia de Exploração e Pro‑ dução de Petróleo (LENEP) da Universidade Estadual do Norte Fluminense Darcy Ribeiro (UENF), nas suas áreas específicas de conhe‑ cimento, entre os quais, Abel Carrasquilla, Roseane Misságia, Laércio Martins, Georgia‑

na F. da Cruz, Marco Ceia e, em específico, aos colegas Eliane S. de Souza (geoquímica do petróleo) e Adolfo P. Pires (engenharia do petróleo) pela constante paciência com que me atenderam nas inúmeras vezes que a eles recorri. Não obstante, a responsabilidade úl‑ tima é toda minha, caso algum equívoco ain‑ da tenha persistido.

Helio J.P. Severiano Ribeiro

Prefácio à 3a Edição 1a edição de Elementos de geologia do petróleo foi publicada em 1985, cerca de 30 anos atrás. O objetivo do livro era descrever os elementos da geologia do petróleo, ini‑ ciando com a deposição e a maturação de uma rocha geradora, abordando em seguida a migração do petróleo a partir da rocha ge‑ radora até um reservatório de rochas porosas e permeáveis, sendo, finalmente, aprisiona‑ do numa armadilha (trapa) subjacente a uma rocha impermeável, dita selante ou capea‑ dora. Este livro também descrevia a ciência e a tecnologia de exploração e produção de petróleo, desde os primeiros levantamentos geofísicos até os estertores de um campo de petróleo, com a aplicação da recuperação avançada de petróleo (EOR – Enhanced Oil Recovery). Quando a 2a edição foi publicada em 1998, os elementos fundamentais da geolo‑ gia do petróleo permaneciam quase inalte‑ rados, mas a ciência e a tecnologia de explo‑ ração e produção de petróleo tinham evoluído de modo significativo. Por exem‑ plo, o incrível avanço da capacidade de pro‑ cessamento computacional permitiu o de‑ senvolvimento de levantamentos sísmicos 3D. A capacidade de interpretar horizontes

refletores progrediu, permitindo até inter‑ pretar a amplitude de um traço individual de uma onda sísmica. Quando a Elsevier solicitou a RCS, então no início de sua aposentadoria, a produção de uma 3a edição, ele sentiu‑se desencoraja‑ do para a tarefa. A Elsevier sugeriu, então, um coautor. SAS aceitou o desafio e fez uma grande contribuição na revisão do li‑ vro para a 3a edição. Durante os anos entre a 2a e 3a edição, aumentou sobremaneira a importância da produção do petróleo não convencional. Os avanços tecnológicos, principalmente a perfuração de poços hori‑ zontais e o fraturamento hidráulico, permi‑ tiram a produção de óleo e gás a partir das próprias rochas geradoras, não havendo migração e nem a retenção em um reserva‑ tório convencional dentro de uma armadi‑ lha (trapa). A produção de óleo e gás a par‑ tir de folhelhos (oil shale e shale gás),* juntamente com o crescimento da produção de metano a partir de camadas de carvão (coal bed methane) têm aumentado nos últi‑ mos anos. Tais mudanças apresentam mui‑ tos e significativos benefícios econômicos e ambientais, uma vez que diminuem a de‑ pendência da queima de carvão, implican‑

*Nota do Tradutor: Em geral, shale gas e oil shale são traduzidos coloquialmente como gás de xisto e xisto betumi‑ noso/pirobetuminoso, respectivamente. Entretanto, xisto é uma rocha metamórfica que não tem mais capacidade para gerar petróleo, em face das altas temperaturas a que foi submetida. Dessa forma, adotou‑se aqui a terminolo‑ gia geologicamente mais adequada na tradução de shale gas para gás de folhelho e de oil shale para óleo de folhelho ou folhelho betuminoso/pirobetuminoso.

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Prefácio à 3a Edição

do a redução das emissões de dióxido de carbono para a atmosfera. Espera‑se que esta 3a edição, como as an‑ teriores, seja útil para estudantes de geociên‑ cias e engenharias que estejam se graduando em carreiras voltadas para a indústria de energia, bem como, para profissionais já ex‑ perientes do segmento inicial da indústria do petróleo (upstream), que buscam aprofundar

conhecimentos em uma importante área das ciências e das engenharias. Richard C. Selley Royal School of Mines, Imperial College, Londres, Reino Unido Stephen A. Sonnenberg Colorado School of Mines, Golden/Colorado, EUA

Agradecimentos Existem dois problemas principais a serem superados ao se escrever um livro sobre geo­ logia do petróleo. O assunto é muito vasto, vai desde os enigmas da bioquímica molecu‑ lar até os segredos matemáticos do processa‑ mento de dados sísmicos. É, também, um tema que evolui muito rápido à medida que novos dados se tornam disponíveis, e novos conceitos são desenvolvidos. Sou muito gra‑ to às muitas pessoas que leram o manuscrito, apontaram erros de fato ou de ênfase e suge‑ riram melhorias. Grande parte dessa carga foi suportada pela equipe do Imperial Colle‑ ge, em Londres. Os temas de geofísica foram tratados pelo Dr. Thomas‑Betts, pelo finado Weildon e pelo falecido Williamson; a geo‑ química do petróleo pelo falecido Dr. Kin‑ ghorn; a engenharia de petróleo pelo finado Professor Wall e a maioria dos tópicos res‑ tantes pelo falecido Professor Stoneley. O as‑ sunto de avaliação de formações foi revisado pelo Sr. Maret da Schlumberger. Sou grato pela permissão prévia do uso das ilustrações publicadas às seguintes ins‑ tituições: Academic Press, American Associa‑ tion of Petroleum Geologists (AAPG), Applied Science Publishers, Badley Earth

Sciences Ltd., Blackwell Scientific Publica‑ tions, BP Exploration, Gebruder Borntraeger, Geoexplorers International Inc., Cambridge University Press, Canadian Association of Petroleum Geologists, Chapman and Hall, Esso UK plc., Coherence Technology Com‑ pany, WH Freeman and Company, Geology, The Geologists Association of London, Geo‑ logical Magazine, Geological Society of Lon‑ don, Geological Society of South Africa, Gulf Coast Association of Geological Societies, Ge‑ ophysical Development Corporation, GMG Europe Ltd., GVA International Consultants, Institute of Petroleum, Journal of Geochemical Exploration, Journal of Petroleum Geology, Ma‑ rine and Petroleum Geology, McGraw‑Hill, No‑ rwegian Petroleum Society, NUMAR UK Ltd., Offshore Technology Conference (OTC), Paradigm Geophysical Corporation, Prince‑ ton University Press, Sachnowitz & Co., Schlumberger Wireline Logging Services, Schlumberger Oil‑field Review, Society of Pe‑ troleum Engineers (SPE), Society of Profes‑ sional Well Log Analysts (SPWLA), Sprin‑ ger‑Verlag, John Wiley & Sons, World Geoscience UK Ltd. e World Oil.

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Sumário Prefácio à 3a Edição  vii Agradecimentos ix 1 Introdução 1 2 Propriedades Físicas e Químicas do Petróleo  13 3 Métodos de Exploração  41 4 O Ambiente de Subsuperfície  155 5 Geração e Migração de Petróleo  193 6 Rochas Reservatórios  257 7 Armadilhas, Selos e Rochas Capeadoras  325 8 Bacias Sedimentares e Sistemas Petrolíferos  381 9 Recursos Petrolíferos Não Convencionais  433 10 Conclusões  491 Índice 507

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1 Introdução E disse Deus a Noé ... Faça uma arca de tábuas de cipreste; deverás fazer compartimentos na arca e aplicarás uma camada de betume por dentro e fora. Gênesis 6: 13‑14

RESUMO O petróleo é utilizado desde o início da civilização. Exsudações, ou seja, surgimento natural de petróleo na superfície, foram as fontes do óleo aplicado como medicamentos, em impermea‑ bilizações e na guerra. O primeiro poço perfurado no mundo ocidental deliberadamente para extração de petróleo ocorreu na França em 1745. O mais importante estímulo para a produção mundial de petróleo foi o desenvolvimento do motor a combustão interna nas décadas de 1870 e 1880. Nos conceitos utilizados para encontrar petróleo e gás estão inclusos: a perfuração pró‑ xima a exsudações, a teoria do anticlinal como armadilha para o aprisionamento do óleo, a exploração de armadilhas estratigráficas e armadilhas combinadas. Nos primórdios, a explora‑ ção era focada na localização de exsudações para detectar ocorrências de petróleo em profun‑ didade, além de técnicas de mapeamento da superfície, as quais buscavam encontrar os anticli‑ nais. Posteriormente, a exploração foi ampliada com o uso de técnicas de investigação de subsuperfície, com a aplicação de métodos geofísicos (gravimetria, magnetometria e sísmica), além da perfilagem geofísica. A ciência da geologia do petróleo incorpora importantes áreas da geologia (por exemplo, geologia estrutural, sedimentologia, estratigrafia, geoquímica, paleonto‑ logia, entre outras), e, também, da geofísica (por exemplo, gravimetria, magnetometria e sísmica). A geologia do petróleo é uma parte crítica e vital do negócio do petróleo. A importância do geocientista do petróleo não pode ser subestimada. Palavras‑chave: Evolução de conceitos e técnicas de exploração; Revisão histórica; Importân‑ cia da geologia do petróleo para a exploração e produção de petróleo; Relações da geologia do petróleo com a geologia e a geofísica; Condições para a existência de acumulações comerciais de petróleo e gás; Novas Sete Irmãs; Sete Irmãs

1.1  ANÁLISE HISTÓRICA DA EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO 1.1.1  Petróleo de Noé à Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) Exploração de petróleo é uma atividade muito antiga, como a citação acima ilustra. A Bí‑ blia contém muitas referências à utilização de betume ou asfalto retirado de exsudações na‑ turais abundantes no Oriente Médio. Heródoto, escrevendo em aproximadamente 450 a.C.,

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2 Propriedades Físicas e Químicas do Petróleo RESUMO O gás natural e o óleo cru são dois grupos diferentes, química e fisicamente, de compostos denominados hidrocarbonetos. Moléculas de hidrocarbonetos são classificadas, com base na sua estrutura molecular, em parafinas, naftenos e aromáticos. Heterocompostos são aqueles que contêm, além de carbono e hidrogênio, outros elementos químicos, tais como oxigênio, nitrogê‑ nio e enxofre. Os hidrocarbonetos gasosos consistem, principalmente, em hidrocarbonetos da família das parafinas (isto é, metano, etano, propano, butano e, eventualmente, pentano). O gás natural pode conter gases inertes de forma acessória menor. Os gases inertes mais comuns são: hélio, hidrogênio, dióxido de carbono e gás sulfídrico. Hidratos de gás é uma combinação de moléculas de gás com água congelada. Os hidratos de gás são formados em sedimentos árticos rasos e em depósitos marinhos profundos. O óleo cru é uma mistura de hidrocarbonetos no estado líquido que ocorre naturalmente em reservatórios de subsuperfície, permanecendo tam‑ bém no estado líquido quando na pressão atmosférica. O óleo cru é constituído, essencialmente, por carbono e hidrogênio, com traços de vanádio, níquel, enxofre, oxigênio e nitrogênio e é classificado com base nas percentagens de parafinas, naftenos e compostos aromáticos. Os deri‑ vados típicos do refino do óleo cru são: gasolina, querosene, óleo diesel, óleo lubrificante e resíduo. Palavras‑chave: Aromático; Dióxido de Carbono; Classificação dos óleos crus; Óleo cru; Hidra‑ tos de gás; Hélio; Heterocompostos; Gás Sulfídrico; Hidrogênio; Nafteno; Gás natural; Nitrogê‑ nio; Gases não‑hidrocarbonetos; Parafina; Derivados do petróleo

A exploração de petróleo está voltada, principalmente, para a descoberta de petróleo e gás, que são dois grupos diferentes, quimicamente e fisicamente, de compostos denomina‑ dos hidrocarbonetos. Fisicamente, hidrocarbonetos variam de gases até sólidos, passando por substâncias líquidas e plásticas. Os hidrocarbonetos gasosos incluem o gás seco (metano) e os gases úmidos (etano, propano, butano, etc.). Os condensados são ​​ os hidrocarbonetos ga‑ sosos em subsuperfície, mas que condensam para líquido quando resfriam na superfície. Hidrocarbonetos líquidos são denominados de petróleo, petróleo bruto ou óleo cru, para dife‑ renciá‑los dos derivados de petróleo refinados. Dentre os hidrocarbonetos plásticos estão o asfalto e substâncias relacionadas. Nos hidrocarbonetos sólidos incluem‑se o carvão e o que‑

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3 Métodos de Exploração RESUMO A extração de petróleo de exsudações em superfície remonta a cerca de 450 aC. Poços de minas também foram utilizados antigamente na exploração e desenvolvimento. O primeiro poço perfurado no mundo ocidental foi em Oil Creek, na Pennsylvania, em 1859. Sondas de perfuração a cabo foram desenvolvidas no início do século XIX. A profundidade média atingida por perfurações foi de cerca de 1.000 m. As sondas de perfuração a cabo foram, em grande parte, substituídas pelas sondas de perfuração rotativas, as quais tornaram possível a perfuração de poços com mais segurança e com maiores profundidades. Atualmente, são muito comuns os poços direcionais profundos. A avaliação de formação por perfis geofísicos e testemunhagem permite a determinação da porosidade, litologia e das zonas saturadas de hidrocarbonetos. Os perfis geofísicos de poços são aplicados também para fins de correlações estratigráficas, permitindo a elaboração de mapas de subsuperfície. Os métodos geofísicos incluem a magnetometria, a gravimetria e o sísmico. O advento da sísmica 3D (tridimensional) e sua capacidade para análises estruturais e estratigrá‑ ficas foi um importante avanço na indústria petrolífera. Atualmente, a sísmica e a estratigrafia de sequências são partes importantes e integrantes da exploração de petróleo. A aquisição de dados sísmicos 4D (sendo o tempo a quarta dimensão) são corriqueiras hoje em dia. A geologia de subsuperfície envolve a integração de dados de perfis geofísicos e de levantamentos geofísi‑ cos com os dados e os conceitos geológicos. As tarefas típicas da geologia de superfície são a confecção de seções geológicas e mapas, tais como, estruturais, estratigráficos, de porosidade, de espessura eficaz (net pay map), de qualidade da rocha geradora, etc. O sensoriamento remoto é a obtenção de dados sem contato efetivo com o objeto de estudo. O sensoriamento remoto inclui a aquisição de dados geofísicos aeromagneométricos e aerogravimétricos, levantamentos sísmicos bi e tridimensional, visual, radar e varredura multiespectral. O sensoriamento remoto é uma técnica valiosa na exploração de petróleo. Palavras‑chave: Perfuração a cabo; Perfuração rotativa; Avaliação de formação; Perfis geofí‑ sicos; Saturação de óleo, gás e água; Porosidade e permeabilidade; Métodos geofísicos; Gravi‑ métrico; Magnetométrico, Sísmico (2D, 3D e 4D); Geologia de subsuperfície; Seções geológicas; Mapeamento; Sensoriamento remoto; Visual; Radar; Varredura Multiespectral

3.1  PERFURAÇÃO E COMPLETAÇÃO DE POÇOS Nos primórdios da exploração de petróleo, o óleo era extraído de exsudações superficiais. Heródoto, em escritos de cerca de 450 a.C., relatou a ocorrência de exsudações de óleo em Cartago, na Tunísia, e na ilha grega de Zachynthus. Ele descreveu detalhes da extração de petróleo em poços próximos a Ardericca, no atual Irã. Entretanto, conforme exposto no

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4 O Ambiente de Subsuperfície RESUMO A geologia do petróleo está voltada para o estudo dos fluidos, principalmente petróleo, gás e água. Dois tipos de águas de subsuperfície são reconhecidos: água livre e água intersticial ou irredutível. As águas de subsuperfície são analisadas através da resistividade e da salinidade da água de formação. De acordo com sua gênese, pode‑se definir quatro tipos de águas de subsu‑ perfície: juvenil, meteórica, conata e mista. As águas de subsuperfície contêm concentrações de sais inorgânicos, juntamente com vestígios de compostos orgânicos, incluindo os hidrocarbonetos. A temperatura da Terra aumenta da superfície para o centro. As temperaturas de fundo de poço (Bottom Hole Temperature – BHT) podem ser registradas a partir dos poços ou de outros dados de testes de formação. Os gradientes geotérmicos podem ser calculados a partir das temperaturas de fundo de poço (BHTs). A média global do valor do gradiente geotérmico é de 2,6 ºC/100 m. O fluxo de calor é igual ao produto do gradiente geotérmico pela condutividade térmica da rocha. As rochas com diferentes composições têm diferentes condutividades térmicas. As pressões de subsuperfície podem ser calculadas a partir dos dados sísmicos, medidas a partir de testes de formação convencionais (Drill Stem Test – DST) ou por testes de formação a cabo (Repeat Forma‑ tions Test – RFT). Além disto, aumentos anormais de pressão podem ser detectados durante a perfuração de um poço quando ocorrer um aumento abrupto na taxa de penetração, um aumento acentuado na temperatura da lama de perfuração e uma diminuição na densidade das amostras de folhelhos. As zonas de sobrepressão (overpressure) são constatadas por um acentuado aumento na porosidade, observado nos perfis sônico, densidade e neutrônico, e com uma correspondente diminuição na resistividade. A pressão em subsuperfície pode ser classificada em (1) litostática e (2) pressão de fluido. A pressão litostática é causada pela pressão da rocha e transmitida em subsuperfície através dos contatos grão‑a‑grão. A pressão de fluido é provocada pelos fluidos contidos no interior do espaço poroso. As pressões em subsuperfície podem ser igual, menor ou maior do que aquelas correspondentes a um gradiente hidrostático normal, sendo denominadas, respectivamente, como normal, subnormal e supernormal. Muitas bacias sedimentares podem conter compartimentos com diferentes pressões, consis‑ tindo em dois ou mais sistemas hidrológicos superpostos. Os sistemas de pressão de fluidos mais profundos, subjacentes às rochas selantes, estão onde a maior parte do petróleo e gás do mundo foi gerada. A pressão e a temperatura afetam os fluidos do petróleo em subsuperfície. Um fluido puro pode existir tanto em estado líquido como gasoso. O petróleo é uma mistura de vários hidrocarbonetos em diferentes estados gasosos ou líquidos. Os diagramas de fase pressão versus temperatura podem ser construídos para as misturas de petróleo. A migração primária é a movimentação dos hidrocarbonetos da rocha geradora para as rochas carreadoras permeáveis. A migração secundária é a movimentação dos hidrocarbonetos através das rochas carreadoras até os reservatórios numa armadilha. A dinâmica dos fluxos de fluidos em bacias

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5 Geração e Migração de Petróleo RESUMO Qualquer teoria de geração de petróleo tem que explicar as seguintes constatações geológi‑ cas: (1) a maioria das acumulações de hidrocarbonetos ocorre em bacias sedimentares; (2) as acumulações de hidrocarbonetos, em muitos casos, estão integralmente inseridas em rochas sedimentares impermeáveis e (3) as acumulações comerciais no embasamento sempre estão em continuidade lateral com rochas sedimentares. Dessa forma, a maior parte das quantidades comerciais de petróleo é gerada por maturação térmica da matéria orgânica. Os principais gru‑ pos de compostos químicos que ocorrem na matéria orgânica de plantas e animais são as pro‑ teínas, carboidratos, lipídios e ligninas. Esses compostos químicos constituem a matéria orgânica que é transformada em querogênio pelo processo de diagênese durante o soterramento. A quantidade de matéria orgânica incorporada nas rochas sedimentares está relacionada com a razão entre a produção e a destruição da matéria orgânica. A preservação da matéria orgânica nos mares e oceanos é favorecida por condições anóxicas em profundidade e por rápidas taxas de sedimentação. Existem quatro tipos principais de ambientes anóxicos favoráveis à​​ preserva‑ ção da matéria orgânica nos sedimentos: lagos com águas estratificadas, bacias restritas, plata‑ formas continentais com ressurgência e eventos anóxicos em bacias oceânicas. Em ambientes continentais, a produtividade orgânica e a preservação ocorrem principalmente em pântanos. A formação do querogênio ocorre a pouca profundidade em subsuperfície e em temperaturas e pressões próximas das normais, sendo produto da decomposição biogênica da matéria orgânica. O metano, o dióxido de carbono e a água são liberados da matéria orgânica, deixando um hidro‑ carboneto complexo denominado querogênio. Essa importante fase na evolução da matéria orgânica em resposta ao soterramento é denominada por diagênese. São identificados três tipos de querogênio: tipo I (algal), tipo II (liptinítico) e tipo III (húmico). O tipo I tende a gerar óleo; o tipo II gera óleo e gás e o tipo III gera gás. Após a diagênese, segue a fase de catagênese, a qual ocorre em maiores profundidades em subsuperfície, com o aumento das pressões conforme progride o soterramento. O petróleo é liberado a partir do querogênio durante a catagênese. A geração de petróleo ocorre entre 60 ºC e 120 ºC e a geração de gás entre 120 ºC e 225 ºC. Uma relação empírica entre a ocorrência de óleo e a desidratação das argilas sugere que a perda de água estrutural que se encontra ligada às argilas durante o soterramento desempenha um papel importante durante a migração primária. A terceira fase aproxima‑se do metamorfismo e é denominada metagênese e, geralmente, apenas o metano é expulso nessa fase. A migração do petróleo compreende a migração primária e a secundária. A migração primária é a expulsão dos hidrocarbonetos da rocha geradora (folhe‑ lhos) para as rochas carreadoras permeáveis ​​(arenitos e calcários). A migração secundária sub‑

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6 Rochas Reservatórios RESUMO As principais propriedades dos reservatórios de hidrocarbonetos são a porosidade e a per‑ meabilidade. A porosidade é o espaço poroso, ou vazio, dentro de uma rocha e que, geralmente, está preenchido por água conata, porém, quando num campo de petróleo, contém óleo ou gás. Normalmente, a porosidade é expressa como uma percentagem da rocha. A porosidade efetiva de um reservatório consiste naquela em que os poros estão conectados entre si. A porosidade efetiva está diretamente relacionada com a permeabilidade de uma rocha. O tamanho e a geo‑ metria dos poros, bem como, o diâmetro das gargantas de poros e a tortuosidade dos caminhos que conectam os poros, afetam a produtividade do reservatório. A porosidade primária é aquela formada quando um sedimento é depositado. A porosidade e a permeabilidade primária são influenciadas pelos parâmetros dos grãos, tais como: forma, tamanho, seleção, empacotamento e orientação. A porosidade secundária é aquela que se desenvolveu na rocha reservatório algum tempo após a deposição. A porosidade pode ser medida de três maneiras: diretamente a partir de testemunhos e, indiretamente, através dos perfis geofísicos ou a partir dos dados sísmicos. A permeabilidade é a capacidade que um meio poroso tem de se deixar atravessar por fluidos. A unidade de medida da permeabilidade é o Darcy, a qual é definida como a permeabilidade que permite que um fluido de 1 cP de viscosidade flua a uma velocidade de 1 cm/s em um diferencial de pressão de 1 atm/s. A permeabilidade média dos reservatórios de petróleo está geralmente na faixa de 5 a 500 mD. A permeabilidade pode ser medida por meio dos testes de formação ou de produção, a partir de perfis geofísicos (qualitativa) e por meio de um permeâ‑ metro. A pressão capilar de um reservatório aumenta com a diminuição do tamanho do poro ou, mais especificamente, com o diâmetro da garganta de poro. A pressão capilar também está relacionada com a tensão superfícial gerada entre dois fluidos adjacentes. A pressão capilar aumenta conforme cresce a tensão superficial. A diagênese afeta os reservatórios tanto reduzindo a porosidade devido à compactação e cimentação, quanto elevando a porosidade por dissolução. O reconhecimento da continuidade de um reservatório é um pré‑requisito para as estimativas dos cálculos de reservas, bem como, para definir o método ideal para recuperá‑las. A maioria das armadilhas é constituída por reservatórios com diferentes graus de heterogeneidade. Bar‑ reiras deposicionais, diagenéticas e estruturais impactam a continuidade dos reservatórios. A caracterização de reservatórios objetiva a elaboração de um modelo geológico coerente com os dados disponíveis, o qual possa ser utilizado para prever a distribuição da porosidade, per‑ meabilidade e dos fluidos em todo o campo. As reservas de um campo são calculadas usando equações de balanço de massa ou volumétrico, ambas envolvendo a porosidade do reservatório. Os mecanismos de produção de um reservatório são: influxo de água, capa de gás e gás em solução. O fator de recuperação para o influxo de água pode atingir até 60%; para capa de gás

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7 Armadilhas, Selos e Rochas Capeadoras RESUMO Uma armadilha (trap) de petróleo é “o lugar onde o óleo e o gás estão impedidos de movi‑ mentação posterior” (Levorsen, 1967). O ponto mais alto de uma armadilha é chamado de crista ou ápice. O ponto mais baixo em que os hidrocarbonetos podem estar acumulados numa arma‑ dilha é denominado ponto de extravasamento (spill point). Este ponto determina um plano hori‑ zontal designado por plano de extravasamento (spill plane). A distância vertical entre a crista e o plano de extravasamento é chamada de fechamento (closure) de uma armadilha. Uma arma‑ dilha pode conter óleo, gás ou ambos. O contato óleo/água é o nível mais profundo no qual se pode produzir petróleo num campo. Alguns campos de petróleo têm uma camada de óleo pesado delgada (asfáltica) no contato óleo/água, denominada tar mat. Esta camada asfáltica impede o fluxo de água para dentro do reservatório quando o petróleo está sendo produzido. Os contatos entre os fluidos em uma armadilha são geralmente plano‑horizontais, mas alguns podem ser inclinados, causados por fluxos hidrodinâmicos, pela produção ou por variações de fácies. Uma alteração no tamanho de grãos dentro de um reservatório pode provocar a inclinação do contato óleo/água. Os selos são rochas impermeáveis, denominadas rochas capeadoras, que impedem o petróleo de escapar de uma armadilha. Os folhelhos são as rochas capeadoras mais comuns, porém, os evaporitos constituem os selos mais eficazes. As armadilhas podem ser classificadas como estruturais, associadas à diápiros, estratigráficas, hidrodinâmicas e combinadas. As armadilhas estruturais consistem em anticlinais de dobras por compressão e por compactação, em falhas ou associadas a falhas. As armadilhas associadas à diápiros incluem os domos salinos e os diápiros de folhelho. As armadilhas estratigráficas incluem aquelas associadas a discordâncias, canais, barras arenosas de complexo barreira‑laguna, acunhamentos (pinch out), recifes e diagênese. Nas armadilhas associadas a fluxos hidrodinâmi‑ cos é essencial a circulação de água mergulho abaixo, impedindo a migração ascendente do petróleo e gás. Muitas das acumulações de óleo e gás no mundo não se enquadram exclusiva‑ mente num dos tipos das armadilhas estruturais, estratigráficas ou de fluxo hidrodinâmico, mas sim numa combinação de dois ou mais tipos, sendo denominadas, portanto, armadilhas com‑ binadas. O momento de formação de uma armadilha em relação à migração de petróleo é muito importante. As armadilhas que já estiverem formadas antes da migração do petróleo têm boas probabilidades de estarem preenchidas com hidrocarbonetos. Palavras‑chave: Armadilhas de barras arenosas de complexo barreira‑laguna; Aquífero de fundo; Armadilhas em canais; Armadilhas combinadas; Armadilhas diagenéticas; Armadilhas associadas à diápiros; Aqüífero lateral; Fluxo hidrodinâmico; Armadilhas de petróleo (traps); Armadilhas por acunhamento (pinch out); Armadilhas em recifes; Selos; Ponto de extravasamento (spill point); Plano de extravasamento (spill plane); Armadilhas estratigráficas; Armadilhas estruturais; Camadas asfál‑ ticas (tar mat); Contatos óleo/água inclinados; Armadilhas associadas a discordâncias

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8 Bacias Sedimentares e Sistemas Petrolíferos RESUMO As bacias sedimentares são áreas da crosta terrestre abaixo das quais ocorrem espessas suces‑ sões de rochas sedimentares. Os hidrocarbonetos comumente ocorrem nas bacias sedimentares. A maioria das bacias abrange dezenas de milhares de quilômetros quadrados e pode conter mais de 5 km de preenchimento sedimentar. As bacias podem ser divididas em bacias verdadeiras (subcirculares em planta) e aquelas na forma de fossa (alongadas). Os embaciamentos são bacias que se abrem para bacias maiores. As bacias sin‑deposicionais ocorrem onde a subsidência e a deposição desenvolvem‑se simultaneamente. As bacias pós‑deposicionais são aquelas em que as direções das paleocorrentes e das fácies são dissonantes com as estruturas presentes na bacia e claramente anteriores a estas. As bacias se formam de quatro maneiras principais. As bacias rift se formam como resultado da extensão crustal, inicialmente da crosta continental e, poste‑ riormente, com o espalhamento dos fundos oceânicos. Um segundo grupo de bacias ocorre como um resultado da compressão da crosta nos limites das placas convergentes. Um terceiro grupo de bacias forma‑se em resposta a movimentos verticais da crosta terrestre. Um quarto mecanismo é a simples sobrecarga sedimentar sobre a crosta. Muitos esquemas foram propostos para clas‑ sificação das bacias sedimentares. Usando uma abordagem descritiva e genética, as bacias podem ser classificadas como: (1) cratônicas; (2) fossas; (3) rift‑drift1; e (4) transtensionais (strike‑slip). As bacias cratônicas podem ser subdivididas em bacias intracratônicas (estão completamente sobre crosta continental) e bacias epicratônicas (sobrejazem, em parte, em crosta continental e em parte sobre crosta oceânica). As fossas são bacias lineares com complexidades tanto estruturais como nas fácies. As fossas são, principalmente, consequência dos três tipos de zonas de subducção de placas (continente‑continente, continente‑oceânica, oceânica‑oceânica). As bacias associadas com as zonas de subducção são denominadas bacias de retroarco (back‑arc basins) e bacias de antearco (back‑arc basins). As bacias rifts são delimitadas por grandes sistemas de falhas. Os rifts simétri‑ cos são delimitados por dois conjuntos de falhas, enquanto que os rifts assimétricos são delimi‑ tados por somente um conjunto de falhas. As bacias rift‑drift ocorrem nos limites de placas divergentes e são importantes províncias petrolíferas. Essas bacias são normalmente preenchidas

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Nota da tradução: O termo drift, isoladamente, pode ser traduzido como deriva, Entretanto, optou‑se pela não tra‑ dução de “rift‑drift”, uma vez que não existe terminologia correspondente adequada em português para o signifi‑ cado desejado; bem como, tanto rift, quanto drift são termos já bem incorporados no jargão técnico da geologia do petróleo.

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9 Recursos Petrolíferos Não Convencionais RESUMO Extensas reservas de hidrocarbonetos estão contidas em reservatórios não convencionais. Entre as quais estão o hidrato de gás, os arenitos asfálticos (tar sands), reservatórios de baixa permeabilidade com óleo (tight oil reservoirs), folhelhos betuminosos (oil shale), gás de folhelho (shale gás) e metano em camadas de carvão (coalbed methane). A presença de hidrocarbonetos dúcteis e sólidos, muitos dos quais viscosos, distintos dos óleos crus, é comum em rochas sedimentares de diversas idades e em muitas partes do mundo. Os hidrocarbonetos pesados sólidos e viscosos ocorrem como lagos ou poças na superfície da Terra e, em subsuperfície, estão disseminados em veios e poros. São reconhecidas duas formas de ocorrência geneticamente distintas: (1) depósitos solidificados (inspissated) e (2) depósitos secundários. Os depósitos de óleo pesado viscoso podem ​​ ocorrer na superfície da Terra ou próximo em muitas partes do mundo. Tais depósitos têm de 5 a 15 ºAPI (American Petroleum Institute) e, em geral, ocorrem dentro de arenitos altamente porosos, comumente referidos como arenitos asfálticos (tar sands) ou arenitos betuminosos, como também, depósitos de óleo pesado. Expressivas reservas petrolíferas estão contidas nestes depósitos. Dois processos básicos foram desenvolvidos para extrair o óleo dos arenitos asfálticos: mineração em superfície e processamento (ex situ) e extração em subsuperfície (in situ). Os dois métodos para recuperação do óleo in situ são: (1) a injeção cíclica de vapor e (2) a drenagem gravitacional assistida por vapor (ste‑ am‑assisted gravity drainage – SAGD). O folhelho betuminoso, também conhecido como folhelho querogênio, é uma rocha sedimentar de granulação fina que produz óleo por aquecimento. Nos folhelhos betuminosos, o óleo está contido dentro da estrutura complexa do querogênio, do qual pode ser destilado. Os folhelhos betuminosos são amplamente distribuídos em todo o mundo e podem conter mais energia do que em todas as reservas de petróleo convencional atualmente descobertas. No mundo todo, tais folhelhos podem conter 30 trilhões de barris de petróleo. Os métodos de extração incluem: (1) lavra e aquecimento em superfície e (2) aquecimento em subsuperfície seguida por extração. A indústria da extração de óleo de folhelhos betuminosos tem visto vários ciclos de “altos e baixos”. As razões para a ascensão e queda da indústria de extração de óleo dos folhelhos betuminosos são duas: econômica e tecnológica. As reservas de óleo em reservatórios de baixa permeabilidade (tight oil) consistem nas rochas geradoras ricas em matéria orgânica sapropelítica e nos reservatórios adjacentes com baixa porosidade e permeabilidade, os quais estão localizados dentro da janela de geração de óleo de uma bacia sedimentar. Os principais parâmetros para a produção nesses reservatórios são: pressão anormal, porosidade e permeabilidade de espaço intergranular e de fratura; baixa saturação de água no espaço intergranular (algum sistema molhável a óleo); rochas geradoras ricas em matéria orgânica e maturas; rochas reservatório quebradiças e saturação pervasiva de óleo. Até hoje, o

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10 Conclusões RESUMO A geologia do petróleo é essencial para a exploração e produção e muito mais apropriada do que a perfuração aleatória. A geologia do petróleo e a viabilidade econômica são aspectos fun‑ damentais na avaliação de um prospecto. Os principais parâmetros geológicos na avaliação de um prospecto são: (1) rocha geradora; (2) rocha reservatório; (3) rocha capeadora; (4) armadilha e (5) história térmica adequada e não destrutiva. A probabilidade de que cada um destes parâ‑ metros esteja sendo atendido deve ser cuidadosamente examinada. Os quatro aspectos econô‑ micos são: (1) lucro potencial do empreendimento; (2) recursos disponíveis para investimento de risco; (3) risco total do investimento e (4) aversão ao risco. Técnicas computacionais de simu‑ lação podem ser aplicadas para auxiliar na decisão de se investir ou não em um empreendimento de exploração. Os recursos podem ser definidos por dois critérios: viabilidade econômica da explotação e conhecimento geológico. As reservas são os recursos que podem ser economica‑ mente explotados de uma base de recursos. As reservas podem ser subdivididas nas categorias de provadas, prováveis ​​e possíveis. Muitas estimativas dos recursos petrolíferos globais e dos recursos remanescentes têm sido buscadas, porém, tais estimativas variam amplamente. A maio‑ ria dos recursos e reservas está contida nos campos gigantes de petróleo. O consumo mundial de petróleo é de cerca de 90 milhões de barris por dia. A maioria das estimativas das reservas mundiais de petróleo indica que seria suficiente para atender um fornecimento para 50 anos. Entretanto, os números quantitativos das reservas estão sempre mudando. Além disso, a quan‑ tidade dos recursos petrolíferos não convencionais não vem sendo rigorosamente avaliada. O petróleo é um recurso finito e é apenas um dos componentes no atendimento das neces‑ sidades totais de energia do mundo. Os combustíveis fósseis (carvão, combustíveis líquidos e gás natural) são projetados para fornecer a maior parte do consumo total de energia mundial para as próximas décadas. A água sustenta a vida; enquanto a energia sustenta a civilização. Palavras‑chave: Economia do petróleo; Lucratividade de empreendimentos; Avaliação de Prospectos; Análise de risco; Reservas; Categorias das Reservas: provadas, prováveis e possíveis; Recursos

10.1  PROSPECTOS E PROBABILIDADES Os capítulos anteriores descreveram e discutiram os elementos da geologia do petróleo: desde a geração, migração e acumulação no reservatório de uma armadilha, passando pela distribuição dentro das bacias até a exsudação e degradação do petróleo na superfície. Este

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O QUE HÁ DE NOVO NESTA EDIÇÃO? • Estatísticas inteiramente atualizadas. • Novas imagens para ilustrar pontos importantes e aplicações mais recentes. • Novos temas: interpretação sísmica 3D, compartimentos de pressão, adsorção e absorção de hidrocarbonetos em rochas geradoras e sistemas petrolíferos não convencionais. • Atualizações sobre os arenitos asfálticos (tar sands) e folhelhos betuminosos (oil shale). Esta 3ª edição está completamente atualizada e ampliada, objetivando refletir as enormes mudanças desta área do conhecimento desde a publicação da 2ª edição, incluindo informações sobre os métodos das atividades de perfuração e produção. ELEMENTOS DE GEOLOGIA DO PETRÓLEO é um livro-texto muito útil para geofísicos, geólogos e engenheiros de petróleo atuantes na indústria petrolífera que desejam ampliar seus conhecimentos além das suas áreas de especialização. É também um excelente texto introdutório para um curso de graduação em geociências do petróleo.