Lewis Rafael - Tanzania Offshore

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UNIVERSIDADE LÚRIO 
 
FACULDADE DE ENGENHARIA 
 
CURSO DE LICENCIATURA EM ENGENHARIA GEOLÓGICA 
 
 
 
 
 
TANZANIA OFFSHORE 
 
 
 
 
 
 Discente: Docente: 
Lewis Rafael Fabião Afonso Chambela, MSc. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Pemba, Outubro de 2020 
 
2 
 
Resumo 
Tanzania Offshore enquadra-se no grupo das bacias da costa leste da África que envolve os 
grandes países, como Etiópia, Somália, Quénia, Tanzânia, Moçambique e Madagascar. São 
caracterizados geologicamente por eventos tectónicos e processo evolutivo estrutural desde o 
final da Época Carbonífera que tem três tipos de sequências deposicionais (sedimentos em fase 
de rifting intracontinental, fase de rifting fraca e passiva fase da margem continental). As 
bacias sedimentares da Tanzânia foram classificadas em (terrestre) bacia, bacia costeira, bacia 
de águas rasas (continental plataforma) e bacia marinha profunda (offshore). A exploração 
offshore na Bacia Profunda da Máfia da Tanzânia abrange num total de 12 Blocos. Esses 
blocos offshore de águas profundas são categorizados em dois grupos, a saber Blocos Offshore 
Norte (NOBs) que incluem os Blocos 5 a 12 e o Offshore Sul Blocos (SOBs) (blocos 1 a 4). A 
interpretação de dados sísmicos envolveu a selecção de falhas e horizontes onde as falhas são 
seleccionadas para delinear a tendência da estrutura geológica da área, enquanto os horizontes 
indicam a continuidade de estratos, deposicionais e estratigrafia baseadas em resposta 
individual do log de raios gama combinada em um único resumo estratigráfico. As principais 
litologias identificadas em registros de poços são xisto, areia xisto, areia, areia de xisto e 
calcário. O acúmulo de hidrocarbonetos é geralmente influenciado por factores como rocha 
geradora, reservatório, capa, armadilha, no entanto, as propriedades petrofísicas das rochas 
apresentam condições geológicas superiores para o acúmulo de hidrocarbonetos e tem grande 
potencial de exploração isso condiciona a capacidade de existência de 57 Trilhões Pés Cúbicos 
(TCF) de gás natural em campos terrestres e marítimos. 
Palavras-chaves: Tanzania, Offshore, Bacias, Estrutura, , Hidrocarbonetos. 
 
3 
 
Índice 
1. Introdução ............................................................................................................................ 4 
1.1. Objectivos...................................................................................................................... 4 
1.1.1. Objectivo geral ....................................................................................................... 4 
1.1.2. Objectivos Específicos ........................................................................................... 4 
1.2. Metodologia .................................................................................................................. 4 
2. Enquadramento geológico ................................................................................................... 5 
3. Configuração estrutural a partir de dados geológicos e geofísicos ...................................... 7 
3.1. Métodos geofísicos ........................................................................................................ 8 
3.1.1. Dados sísmicos 2D ................................................................................................. 8 
3.1.2. Resultados de interpretação sismica ...................................................................... 9 
4. Evolução estrutural ............................................................................................................ 10 
5. Estratigrafia ........................................................................................................................ 11 
5.1. Configuração litoestratigráfica .................................................................................... 11 
5.2. Identificação de litologia ............................................................................................. 13 
5.3. Sequência Estratigráfica .............................................................................................. 14 
6. Descoberta de Petróleo e Gás ............................................................................................ 15 
7. Rocha Fonte (geradora)...................................................................................................... 17 
8. Rocha Reservadora ............................................................................................................ 17 
9. Armadilhas/Rochas Selantes .............................................................................................. 19 
10. Modelagem do Sistema de Petróleo ................................................................................ 21 
11. Conclusão ........................................................................................................................ 22 
12. Referências bibliográficas ............................................................................................... 23 
 
 
 
4 
 
1. Introdução 
As actividades de exploração de petróleo e gás na Tanzânia vêm ocorrendo nos últimos 60 
anos. Embora o petróleo ainda não tenha sido encontrado antes, o gás natural foi descoberto 
pela primeira vez em 1974, e a produção começou em 2004. As bacias sedimentares da 
Tanzânia foram classificadas em (terrestre) bacia, bacia costeira, bacia de águas rasas 
(continental plataforma) e bacia marinha profunda (offshore). A exploração offshore na Bacia 
Profunda da Máfia da Tanzânia abrange num total de 12 Blocos. Esses blocos offshore de 
águas profundas são categorizados em dois grupos, a saber Blocos Offshore Norte (NOBs) que 
incluem os Blocos 5 a 12 e o Offshore Sul Blocos (SOBs) (blocos 1 a 4). A estratigrafia junto 
com sedimentologia detalhada, petrologia e mineralogia apresentada neste trabalho, é crítica 
para avaliar e perceber a prospectividade de hidrocarbonetos da Tanzania Offshore. A análise 
da estruturas geológicas, com base nos dados geológicos e geofísicos revela que ambientes de 
turbidez deltáicas regionalmente extensos se desenvolve-se depositando unidades ricas em 
orgânicos matéria orgânica espessas que poderiam actuar como potenciais fontes de 
hidrocarbonetos. 
1.1. Objectivos 
1.1.1. Objectivo geral 
 Estudar a Bacia Sedimentar ‘’Tanzania Offshore’’. 
1.1.2. Objectivos Específicos 
 Enquadrar geologicamente a bacia sedimentar Tanzania Offshore; 
 Apresentar a evolução estrutural da bacia; 
 Configurar a estrutura da bacia com base nos dados geológicos e geofísicos; 
 Descrever a estratigrafia de Tanzania Offshore. 
 Indicar e Caracterizar as rochas fontes, reservadoras, armadilhas/selos da bacia 
Tanzania Offshore; 
 Representar a modelagem do sistema de petróleo da bacia Tanzania Offshore; 
1.2. Metodologia 
Para concretizar os objectivos optou-se como base revisões bibliográficas, em manuais 
electrónicos e artigos científicos, que estiveram disponíveis, e recorreu-se a algumas 
bibliografias recomendadas no plano da disciplina, portanto, estes recursos impulsionaram no 
desenvolvimento do tema em estudo. 
5 
 
2. Enquadramento geológico 
Tanzania offshore enquadra-se na costa leste da África, área que se estende da Somália ao sul 
do Golfo de Aden até Moçambique a sul da costa da África Oriental, envolvendo grandes 
países, como Etiópia, Somália, Quênia, Tanzânia, Moçambique e Madagascar, e inclui outras 
13 bacias (Figura I). A evolução estrutural do continente margem na costa leste da África pode 
ser dividida em três fases, incluindo rifting intracontinental no final do Carbonífero até o início 
da época Jurássica, fenda fraca intracontinental em período do Jurássico do meio ao final ao 
início do Cretáceo, e margemcontinental passiva no final do Carbonífero ao período Neogene. 
A área tem três tipos de sequências deposicionais, incluindo sedimentos em fase de rifting 
intracontinental, fase de rifting fraca e passiva fase da margem continental. As litologias do 
carbonífero ao Jurássico Inferior do Grupo Karoo são principalmente composto por glutenita 
continental, xisto, série de carvão e rochas vulcânicas lameletadas. Grupo Karoo na Bacia de 
Moçambique no sul em média 5 800 m de espessura e continha grandes quantidades de 
basaltos e riolito. Fase da margem continental passiva Na fase de margem continental passiva, 
com contínua mudança do nível do mar, áreas offshore da maioria das bacias do costa leste da 
África amplamente desenvolvida offshore e lagunar fácies, zona intertidal, zona supratidal, 
fácies de plataforma, continental plataforma de carbonato de plataforma, sedimento de fácies 
abissal e offshore sedimento de turbidez. Na parte continental a oeste de a bacia, fácies fluvial 
desenvolvida, e planície delta e frente fácies desenvolvida na margem continental de poucas 
bacias. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
6 
 
 
Figura I. Geologia da Costa leste africana. Fonte: Brownfield, 2016 
7 
 
3. Configuração estrutural a partir de dados geológicos e geofísicos 
A bacia sedimentar Offshore de Tanzania é conhecida como bacia Mafia das águas profundas 
(Mafia Deep Offshore Basin) formado como um produto da separação de Gondwana (Figura 
1). A exploração offshore os blocos está localizada na configuração da Margem Continental 
Passiva da África Oriental. De Onshore, a principal tendência estrutural inclui NNE-SSW 
(Tanga) e o Lindi NNW-SSE Quanto às tendências estruturais offshore, as falhas são 
comummente pós-Karoo. Essas falhas pós-rífte são consideradas reactivação de falhas mais 
antigas, uma vez que exibem uma tendência semelhante. A bacia explorada é delimitada por 
três estruturas tectónicas denominadas Eastern Davie Fracture Zone, Falha Alfa e Zona de 
Cisalhamento Aswa, que formam as principais estruturas a leste da Máfia Deep Basin (Figura 
1) (Mpanda, 1997 & Kapilima, 2003, citados em Open Journal of Geology, 2018). 
 
Figura 01. Um mapa topográfico da Tanzânia; mostrando a bacia costeira da Tanzânia (bacias onshore 
e offshore) e a estrutura atual da Tanzânia offshore. Fonte: Open Journal of Geology (2018). 
8 
 
3.1. Métodos geofísicos 
3.1.1. Dados sísmicos 2D 
Segundo Angelo et al., (2019), o principal conjunto de dados regionais é uma reflexão sísmica 
2D que foi colectada por FUGRO para a Petrobras em toda a área de estudo em 2004-2006 
(Figura 2). Os dados consistem em seis linhas com duas tacadas linhas (EO_0073 e EO_0092) 
e quatro linhas de mergulho (EO_0065, EO_0066, EO_0068 e EO_0072). A área de 
levantamento de 8 km de largura e 12,5 km de comprimento cobriu a região que define a 
maioria dos limites de borda do Bloco 5 (Figura 2). 
 
Figura 02. Mapa Geológico de campo de gás da Tanzânia. Fonte: Kent, 1974. 
 
O processamento básico através da migração de tempo de pré-empilhamento foi realizado 
usando Petrel software 2014. A interpretação de dados sísmicos envolveu a selecção de falhas 
e horizontes onde as falhas são seleccionadas para delinear a tendência da estrutura geológica 
da área e entender o estilo estrutural da área, enquanto os horizontes indicam a continuidade de 
estratos, de posicionais e estratigrafia (Figura 4). Do poço ao laço sísmico (Figura 4), quatro 
(4) traços sísmicos superiores que foram posteriormente identificados como horizontes de A7 a 
A4 amarrados intimamente a quatro (4) topos de poços e foram usados como orientação 
durante a interpretação (Angelo et al., 2019). 
9 
 
 
3.1.2. Resultados de interpretação sismica 
Unidades tectonoestratigráficas e características estruturais baseadas no Bloco 5 
A partir dos dados sísmicos, quatro unidades tectonoestratigráficas (Unidades 1 - 4) e oito 
falhas foram identificadas delimitadas por inconformidades regionais (horizontes chave) com 
características sísmicas semelhantes ou relacionadas. As unidades 3 e 4 foram suplementadas 
com o topo da formação do poço amarrado próximo aos horizontes de A4 através de A7 
(Figura 3). Horizontes A3 e A4 não foram rastreados em alguma parte das seções devido à 
descontinuidade natureza dos reflectores e da linha sísmica de amplo espaço usados no estudo, 
que apresentam incertezas de correlação. 
 
 
Figura 03. Resultado do empate de poço a sísmica para poço Mchongoma e seção EO_0068 
com topos de formação. Fonte: Angelo et al., (2019) 
10 
 
 
Figura 04. Linha de seção EO_0068 amarrada ao poço Mchongoma mostrando os horizontes 
A7 a A4 escolhidos perto do topo da formação que definem os topos das sequências sísmicas. 
O poço visou a areia do canal albiano (círculo pontilhado azul claro). Fonte: Angelo et al., 
(2019) 
4. Evolução estrutural 
Num dos blocos da bacia (bloco 5) mostra a deformação associada ao movimento de ruptura e 
deslizamento. A estrutura mais proeminente da bacia é a falha que é responsável por dois 
estilos estruturais. O início de F4 é datado de volta ao sul regional movimento de Madagascar 
após a separação de Madagascar da Tanzânia durante o Jurássico ao Cretáceo. Este movimento 
foi controlado pelo remanescente falha de transformação (fractura de Davie) na qual a 
sobreimpressão do lineamento da estrutura N-S foi registrada e denominada como F4. De 
acordo com Higgins et al,. (2012), A falha F4 segue a anomalia magnética de tendência N-S e 
é cruzada por a falha de fenda do Jurássico com tendência NE-SW. Os sedimentos pós-rífte 
são registrados em topo de A2. Antes da deposição de A4 (Coniaciano Inferior), nenhuma 
actividade de falha afectada o bloco e todas as falhas mais antigas eram dominantes. O período 
11 
 
foi dominado por ampla acumulação de finos sedimentos marinhos. A reactivação posterior de 
F4 e variações de espessura entre os horizontes A6 e A2 (Figura 5 e Figura 8 (b)) está ligada à 
inversão local do Cretáceo Superior. 
Além disso, a deformação local documentada durante o final do Cretáceo ao Médio Eoceno 
(pode-se verificar na Figura 05) diz que foi a consequência da reactivação precoce da falha F4 
e F9 seguindo a abóbada do Cretáceo. Este achado corrobora o documentado a inversão 
ocorreu em terra e agora no mar (Cope, 2000). 
 
Figura 05. Seção sísmica interpretada EO_0056 com falha F9 reactivada formando uma feição 
de inversão indicada pelo espessamento amarelado de sedimentos entre os horizontes A2 e A6 
(Baseado no Bloco 5); Fonte: Open Journal of Geology (2018). 
5. Estratigrafia 
5.1. Configuração litoestratigráfica 
De acordo com Zongying., Ye, Shujun & Wenlong (2013), coluna de estratigrafia costal é 
usada para explicar campo de gás porque este campo é referido como parte da bacia costeira 
em de várias. A coluna sedimentar costeira é caracterizada por várias megasequências limitado 
por grandes inconformidades reconhecidas na base de Plioceno, base do Mioceno, base do 
Oligoceno, base do Paleoceno, base do Tardio Cretáceo e base do Jurássico (Figura 06). 
12 
 
 
Figura 06. Coluna estratigráfica da bacia costeira da Tanzânia. Fonte: Brownfield (2016) 
O porão gnáissico pré-cambriano é desconfortavelmente coberto principalmente por Arenitos 
fluviais do Triássico ao Jurássico de Karoo, inconformidade regional separaram os estratos 
continentais Karoo dos estratos marinhos do Jurássico. Primeiro transgressão marinha se 
sobrepôs ao Karoo continental durante o Aaleniane Bathonian. Este período de transgressão 
depositou Mtumbei Formação de xisto seguida de regressão no início do Cretáceo, resultando 
em depósitos de sedimentos clásticos da Formação Kipatimu. O Cretáceo Superior período foi 
marcado por uma grande transgressão A série de transgressões que começou no Aptiano-
Albiano continuou no Paleoceno. Os sedimentos depositados no Paleoceno são principalmente 
marinho profundo,consistindo de argila e pedra de argila com faixas finas de arenito fino 
(Angelo et al., 2019). 
13 
 
Durante o Eoceno Médio e o Oligoceno, xisto e calcário depósitos comprova que este período 
foi uma fase transgressora que deu ascensão à formação de xisto Wami. Os sedimentos do 
Eoceno Inferior, principalmente consistem em xisto, arenitos e rochas carbonatadas. O eoceno 
compreende um depósito arenoso transportado da alta erosão áreas de subsolo de relevo no 
oeste (Kent, 1974). 
5.2. Identificação de litologia 
As unidades litoestratigráficas amplas reconhecidas em Songo Songo, sudeste da Tanzânia, são 
resumidas na Figura 07. Todas as divisões litoestratigráficas feitas em poço individual seções 
são de dados de poço. Para cada poço, interpretações baseadas em a resposta individual do log 
de raios gama combinada em um único resumo estratigráfico (Angelo et al., J ,2019). 
As principais litologias identificadas em registros de poços são xisto, areia xisto, areia, areia de 
xisto e calcário. Xisto e arenito são a maioria das litologias dominantes mostradas por marrom 
e amarelo respectivamente na Figura 07. 
 
 
Figura 07. Litologia identificada a partir do registro do poço de raios gama. Fonte: Angelo et al., 
(2019) 
14 
 
5.3. Sequência Estratigráfica 
De acordo com Brownfield (2016), a estratigrafia de sequência, foi baseada em perfurações de 
poços. Poço AA-1 tem profundidade total de cerca de 4431 m, sua resposta bem registrada 
mostra a presença de cinco inconformidades. Limites de sequência (SB) são lateralmente 
extensos e conformáveis em ordem estratigráfica do mais antigo (SB1) ao mais novo (SB5). 
Esta seção sísmica com a ajuda de perfis de poços é caracterizada por vários mega sequências 
delimitadas por grandes inconformidades regionais reconhecidas na base do Quaternário (SB1) 
na profundidade 160 m, base Mioceno (SB2) na profundidade 482 m, base do Eoceno Médio 
(SB3) na profundidade 838 m, (base de Coniaciano início Campaniano) (SB4) na profundidade 
1506 me base do Albiano (SB5) em profundidade 1955 m. A areia do Kipatimu parece ser 
depositada durante o período de tratos do sistema de estande alto (HST) com boa qualidade do 
reservatório (Figura 08). A figura 07 mostra as sequencia Estratigráficas que são descritas a 
seguir: 
 A SEQUÊNCIA 1 está na profundidade (4400-1800) m em AA-1 dominada por xisto do 
Jurássico tardio formado durante o período de alto nível do mar (TST) (4400-3200) m, 
xisto arenoso (3200-2500) m com arenito em (2500- 1800) m de HST durante o início do 
Cretáceo, enquanto BB-5 xisto de TST é encontrado abaixo de 2850 m seguido por 
folhelho de areia de HST (2850-2200 m) e o arenito LST é muito fino em profundidades de 
2.000 a 1.800 m e ambos com cabo com discordância albiana SB1 na profundidade de 
1.800m. 
 
 A SEQUÊNCIA 2 está em e a profundidade de 1800-1158 m. É dominado por Xisto 
cenomaniano de TST começou a aparecer na profundidade (1800-1500 m) e arenito de 
HST (1500-1400 m) coberto por superfície erosiva de Discordância coniaciana (SB2) a 
1400 m. Formação dominante principal é a série Wami (Figura 17). 
 
 A SEQUÊNCIA 3 está em profundidade (1400-800 m) é dominada com arenito de LST em 
1400-1200 me xisto TST em (1200-1000 m) com areia de xisto de HST em (1000-800 m) 
que culminou com o Eoceno Médio superfície erosional SB3 a 800 m. A principal 
formação dominante é Ruaruke formação (Figura 17). 
 
 A SEQUÊNCIA 4 está a 800-460 ms e a profundidade 800-500 m, esta zona é dominado 
apenas com arenito (LST), este arenito é coberto com uma superfície erosional SB4 
conhecida como discordância do Mioceno a 500 m. 
15 
 
 
 A SEQUÊNCIA 5 está na profundidade (500-160) m, esta zona é dominada por arenito 
apenas (LST), este arenito é coberto com uma superfície erosiva SB5 conhecido como 
discordância quaternária a 160 m. 
 
 A SEQUÊNCIA 6 está a uma profundidade de 160 m e abaixo, esta zona é dominada com 
calcário Reef mostra que após a regressão nada aconteceu novamente, o nível do mar 
permaneceu o mesmo e deu teto para o coral florescer. A principal formação dominante é 
Reef Calcarios (Figura 08). 
 
 
 
Figura 08. Perfil do poço e sísmico para mostrar as sequências dos poços e seu horizonte 
correspondente na seção sísmica. Fonte; Angelo et al., (2019). 
6. Descoberta de Petróleo e Gás 
As actividades de exploração de petróleo e gás na Tanzânia vêm ocorrendo nos últimos 60 
anos. Embora o petróleo ainda não tenha sido encontrado, o gás natural foi descoberto pela 
primeira vez em 1974, e a produção começou em 2004 (Henstridge, 2017). 
16 
 
De acordo com Open Journal of Geology (2018), a exploração offshore na Bacia Profunda da 
Máfia da Tanzânia abrangem num total de 12 Blocos, que fazem fronteira a sul com o Delta do 
Rovuma, o Ilha da Mafia ao norte e pela transformação de Davie Ridge para o leste (Figura 
09). Esses blocos offshore de águas profundas são categorizados em dois grupos, a saber 
Blocos Offshore Norte (NOBs) que incluem os Blocos 5 a 12 e o Offshore Sul Blocos (SOBs) 
consistindo dos blocos 1 a 4. A maioria das recentes descobertas de hidrocarbonetos ocorrem 
no Southern Mafia Deep Bacia Offshore, onde a BG estimou mais de 15 Tcf de gás nos Blocos 
1, 3 e 4, e 22 Tcf de gás foram estimados pela Statoil e ExxonMobil no Bloco 2 (Open Journal 
of Geology, 2018). 
A Tanzânia descobriu 57 trilhões de pés cúbicos (TCF) de gás natural em campos terrestres e 
marítimos. As reservas de gás do sector de gás em vigor na Tanzânia em Dezembro de 2015 
dos 57 TCF compostos por 8 TCF em descobertas em terra e 49 TCF em descobertas em alto 
mar (Brownfield, 2016). 
 
 
Figura 09. Mapa da bacia sedimentar da Tanzânia na parte rasa da costa da Tanzânia. 
Fonte: Tanzania Petroleum Development Corporation, 1992. 
17 
 
7. Rocha Fonte (geradora) 
A rocha geradora do Jurássico inicial foi identificada como depositada nos meios grabens 
contendo TOC variando de 0,3% - 10% com quero génio tipo I-III (Zongying et al., 2013). A 
segunda rocha geradora possível é a marinha profunda do Cretáceo Inferior são representados 
por reflexos paralelos na Figuras 10, que são referidos para post sedimentos rífte. Por 
exemplo, de amostra de núcleo e corte na área de estudo, o folhelho do Cretáceo Final ao 
Jurássico tem menos de um por cento (<1%) Total Orgânico Carbono (TOC), alta proporção 
de oxigénio e hidrogénio e queda sob um quero génio propenso a gás tipo III (Petrobras, 
relatório não publicado 2013). Isso significaria que a transformação do quero génio ocorreu ou 
menos matéria orgânica foi depositada e preservado. Em comparação com a rocha geradora 
onshore tem faixas de TOC de 1% - 12% (Zongying et al., 2013). Portanto, devido à literatura 
disponível e aos resultados deste estudo é proposto que a maioria dos NOBs será carregada 
com gás desde o início óleo ou gás de quero génio tipo II e III e a sedimentação é controlada 
por tectónica e processos de deposição. 
 
Figura 10. A) Modelo ideal mostrando o possível sistema petrolífero presente na área de 
estudo. Fonte: Tanzania Petroleum Development Corporation, 1992. 
8. Rocha Reservadora 
Na perspectiva de Kent (1974), excepto continental reservatório clástico do Grupo Karoo, o 
reservatório inclui principalmente Médio ao Jurássico Superior, Cretáceo e Neógeno rochas 
clásticas marinhas e rochas carbonatadas. Reservatório clástico inclui principalmente arenitos 
18 
 
de turbidez deltáico directamente offshore, enquanto reservatório de carbonato inclui 
principalmente bioherma ou bioclástico calcário, calcário cardume, calcário oolítico de recife 
traseiro, plataforma carbonatito, etc. 
Há uma boa correlação entre os reservatórios de NOBs e SOBs como a maioria dos 
reservatórios potenciais são hospedados por canal e turbíditos (Figura 10. B)). As quedas e 
características do canal confirmam à corrente do reservatório disponível. Nos SOBs, os 
reservatóriossão turbíditos terciários e areias dos canais do Cretáceo. Os mesmos canais 
produziram resultados positivos no poço perfurado em terra (baía de Mnazi e Songo Songo) 
(Angelo et al.,2019). 
Como descreve (Brownfield, 2016), a Formação Kipatimu do Cretáceo Inferior na Bacia da 
Tanzânia é o principal reservatório, que é arenito de fácies delta, localizado em um estreito 
anticlinal com baixa amplitude e falhas densas abaixo da erosão albiana inconformidade, e 
com porosidade de 10% a 30%, porosidade média de 23% e permeabilidade média de 40 × 
10
−3
 μm
2
. 
 
Figura 10. B). Inserção da seção EO_0072 com a unidade 3 mostrando os canais de areia W3 
e W4 associados a um grande volume de sedimentos depositados e sendo remodelados pela 
falha F4. Fonte: Open Journal of Geology (2018). 
 
19 
 
9. Armadilhas/Rochas Selantes 
A maioria das configurações da rocha capeadora (trapping) são capeadoras estratigráficos com 
menos cinta estrutural (Figuras 10 e Figura 11) Os sin-deposicional anticlinais são 
interpretados como os melhores lugares para captura, uma vez que são cobertos por folhelho 
hemipelágico regional Bahati Mohamed, Elisante Mshiu and Ernest Mulaya. O xisto do Eoceno 
Médio fornece uma boa vedação da região para reservatórios do final do Cretáceo ao 
Paleoceno. O trapping ao longo da falha F4 é limitado pois o potencial de vedação é reduzido 
pela reactivação desta falha, que pode formar um possível condute para a migração de 
hidrocarbonetos gerados do Jurássico para reservatórios posteriores (Figura 10. A)). Portanto, a 
falha F4 pode ser positiva ou negativa em relação ao hidrocarboneto gerado. 
 
Figure 11. Diferentes armadilhas e vedações presentes no Bloco 5 reveladas a partir da 
interpretação da seção sísmica. As letras A, B e D indicam armadilhas estratigráficas pós-rifte, 
enquanto C indica armadilhas estratigráficas e estruturais. Fonte: Open Journal of Geology 
(2018). 
Existem vários conjuntos de caprocks nas bacias sedimentares na costa leste da África que são 
principalmente composto de xisto, argilito, calcário argiloso, etc. em a sequência deposicional 
na fase de fragmentação fraca no meio para Época do Jurássico Superior à Época do Cretâneo 
20 
 
Inferior e na sequência de deriva na margem continental passiva no cretâneo tardio Época ao 
período Neógeno. O importante selo da bacia de Tanzania é o xisto e evaporite (Open Journal 
of Geology, 2018). 
O estudo também de Veeken (2006) e Deng, Guo, & Wang (2008) identificou as armadilhas 
da bacia sedimentar da Tanzânia que estão localizadas em zona de microdobramentos 
estruturais, com transformação estrutural posterior mais fraca, na qual estratos basicamente 
não sofrem de elevação e erosão ou fracos soerguimento e erosão e falhas não são bem 
desenvolvidos, deste modo, as condições de preservação são superiores. 
 
 
Figura 10. C). Seção sísmica interpretada EO_0072 com horizonte elevado A1 a oeste da 
falha F4. Observe a alteração do padrão de reflexão destacado em amarelo em W1 e W2. A 
seta vermelha mostra uma possível depressão pós-rifte acima de A2 e a falha F4 define o sin-
deposicional. cunha W2; Fonte: Open Journal of Geology (2018). 
 
 
 
 
 
21 
 
10. Modelagem do Sistema de Petróleo 
 
 
 
Figura 12: Rocha geradora, reservadora e selante (Dados Sismicos). Fonte: Open Journal of 
Geology (2018). 
 
 
 
 
 
 
Rocha Selante 
Reservatório 
Armadilhas 
22 
 
11. Conclusão 
As bacias costeiras da costa Africana são resultado da actividade tectónica que leva à 
fragmentação da rocha devido ao rifting e extensão à deriva. Os sedimentos são depositados na 
área de terra baixa através de corpos d'água como fluviais durante o rifteamento Karoo, 
marinhos durante o Jurássico e transição e terrestres. A partir dos dados sísmicos, quatro 
unidades tectonoestratigráficas (Unidades 1 - 4) e oito falhas foram identificadas delimitadas 
por inconformidades regionais (horizontes chave) com características sísmicas semelhantes ou 
relacionadas. As bacias sedimentares da costa leste da África, múltiplos conjuntos de 
reservatórios Permiano a Neógeno são desenvolvidas, que possuem boas propriedades físicas. 
Excepto continental reservatório clástico do Grupo Karoo, o reservatório inclui principalmente 
Médio ao Jurássico Superior, Cretáceo e Neógeno rochas clásticas marinhas e rochas 
carbonatadas. Reservatório clástico inclui principalmente arenitos de turbidez deltáico 
directamente offshore, enquanto reservatório de carbonato inclui principalmente bioherma ou 
bioclástico calcário, calcário cardume, calcário oolítico de recife traseiro, plataforma 
carbonático. Na margem da África Oriental, houve grandes descobertas de gás (mais de 200 
Tcf (trilhões de pés cúbicos) de reservas de gás recuperáveis), particularmente no Delta do 
Rovuma e Mafia Basin. O Delta do Rovuma atravessa a Tanzânia-Moçambique fronteira onde 
descobertas recentes atraíram actividades de exploração. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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12. Referências bibliográficas 
 
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