Final para segunda - Pantera

Geologia

•

UAN

Mauro Canhanga

19/03/2024

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REPÚBLICA DE ANGOLA
MINISTÉRIO DE EDUCAÇÃO
INSTITUTO NACIONAL DE PETRÓLEOS

Trabalho de Fim de Curso

ANÁLISE GEOLÓGICA E GEOFÍSICA DA BACIA DO KWANZA
ONSHORE NO BLOCO – KON PANTERA

INP- SONANGOL
Curso: Geologia de Petróleos
Grupo: Pantera
Classe: 13ª

2
REPÚBLICA DE ANGOLA
MINISTÉRIO DE EDUCAÇÃO
INSTITUTO NACIONAL DE PETRÓLEOS

Trabalho de Fim de Curso

ANÁLISE GEOLÓGICA E GEOFÍSICA DA BACIA
DO KWANZA ONSHORE NO BLOCO – KON
PANTERA

INP- SONANGOL
Curso: Geologia de Petróleos
Grupo: Pantera
Classe: 13ª
Local: Luanda, Torres Atlântico-SNLPP
Ano lectivo: 2019
Integrantes do grupo:
 Delvânia Nunes-Nº 7__________________________
 Mauro Canhanga-Nº17_________________________
 Nsangu Boty -Nº20____________________________
 Obedi Domingos-Nº22_________________________
Orientadores:
 Eng. Idima Pimenta (Sonangol Pesquisa & Produção)
 Eng. Tânia Andrade (Sonangol Pesquisa & Produção)
 Eng. Emanuel Demba (Sonangol Pesquisa & Produção)
 Eng. João Simão (Sonangol Pesquisa & Produção)

3
Índice
Agradecimentos ............................................................................................................................ 7
Introdução ..................................................................................................................................... 8
Contexto Geológico Regional da Bacia do Kwanza ....................................................................... 9
Evolução tectónica da Bacia Sedimentar do Kwanza ................................................................ 9
Avaliação estrutural da Bacia do Kwanza ................................................................................ 13
Contexto Geológico do Bloco ...................................................................................................... 15
Estruturas do Pré-sal ............................................................................................................... 15
Estruturas do Pós-sal ............................................................................................................... 16
Histórico de Pesquisa e Produção ............................................................................................... 17
Poços de Pesquisa ................................................................................................................... 17
Poços de Produção .................................................................................................................. 18
Localização do Bloco KON Pantera.............................................................................................. 19
Sistema petrolífero .................................................................................................................. 20
Sistema Petrolífero e Estratigrafia do Bloco KON Pantera ...................................................... 21
Ambiente Deposicional ............................................................................................................... 23
Dados disponíveis ........................................................................................................................ 24
Avaliação geológica ..................................................................................................................... 25
Correlação geológica dos poços .............................................................................................. 25
Avaliação petrofísica ................................................................................................................... 30
Avaliação geofísica ...................................................................................................................... 32
Linhas sísmicas usadas para a avalição do Bloco KON Pantera: ............................................. 35
Qualidade dos dados sísmicos: ............................................................................................... 35
Consequências da má qualidade dos dados sísmicos: ............................................................ 36
Analise geofísica e interpretação sísmica ............................................................................... 37
Well seismic tie (Amarração do poço com a sísmica) ............................................................. 38
Mapa Estrutural....................................................................................................................... 39
Identificação dos Leads ........................................................................................................... 40
Avaliação do lead P ................................................................................................................. 41
Sistema petrolífero do Lead P ................................................................................................. 42
Análise Geológica de Risco ...................................................................................................... 42
Cálculo de volume ................................................................................................................... 43
Proposta para o potencial prospecto .......................................................................................... 44
Proposta do Prospeto P .............................................................................................................. 45

4
Proposta do Prognóstico do poço ............................................................................................... 46
Locação do poço Verde-3 ............................................................................................................ 47
Avaliação de Formações.............................................................................................................. 48
Conclusão .................................................................................................................................... 49
Recomendações .......................................................................................................................... 50
Glossário ...................................................................................................................................... 51
Bibliografia .................................................................................................................................. 52

5
Índice de imagens
Figura 1/ Fonte: BACIAS SEDIMENTARES MARGINAIS ANGOLANAS -síntese ............................. 10
Figura 2/ Fonte: BACIAS SEDIMENTARES MARGINAIS ANGOLANAS -síntese ............................. 11
Figura 3/ Fonte: BACIAS SEDIMENTARES MARGINAIS ANGOLANAS -síntese ............................. 12
Figura 4/ Fonte: BACIAS SEDIMENTARES MARGINAIS ANGOLANAS -síntese .............................
13
Figura 5/ Fonte: BACIAS SEDIMENTARES MARGINAIS ANGOLANAS –síntese/ Demonstração das
falhas Submeridianas e transversais ........................................................................................... 14
Figura 6/ Fonte: Relatório Reavaliação do Bloco KON Pantera .................................................. 15
Figura 7/ fonte: Relatório do Bloco KON Pantera Mapa de Grav/Mag ....................................... 16
Figura 8/ Fonte: Relatório Reavaliação do Bloco KON Pantera .................................................. 16
Figura 9/ fonte: Relatório de Reavaliação Bloco KON Pantera ................................................... 18
Figura 10/ Fonte: Relatório de Reavaliação do Bloco KON 12/ Mapa bacia com realce no bloco
..................................................................................................................................................... 19
Figura 11Tabela litoestratigrafica/ fonte:Brognon e Verrier(1966) e Burwood(1999) ............... 23
Figura 12/ Correlação dos poços do campo Amarelo ................................................................. 26
Figura 13/ Mapa geológico com as correlações dos poços do campo Amarelo ......................... 26
Figura 14/ Correlação dos poços do campo Amarelo na zona de reservatório .......................... 27
Figura 15/ Correlação dos poços do Campo Verde ..................................................................... 28
Figura 16/ Mapa com a correlação dos poços do campo Verde ................................................. 28
Figura 17/ Zona de reservatório de poço Verde-2 ...................................................................... 29
Figura 18/ Avaliação petrofísica do poço amarelo 4/Fonte: Relatório Reavaliação do Bloco KON
12 ................................................................................................................................................. 30
Figura 19/ Avaliação petrofísica poço amarelo 5/ Relatório Reavaliação do Bloco KON 12 ...... 31
Figura 20/ Fonte: Apresentação Técnica_ INP - Estagio Curricular_2019_Eng. Nazaré/ Método
Gravimétrico ................................................................................................................................ 32
Figura 21/ Fonte: Apresentação Técnica_ INP - Estagio Curricular_2019_Eng. Nazaré/ Método
Magnético ................................................................................................................................... 33
Figura 22/ Fonte: Relatório Reavaliação do Bloco KON Pantera/ Mapa Grav/ Mag do Bloco KON
Pantera ........................................................................................................................................ 33
Figura 23/ Fonte: Apresentação Técnica_ INP - Estagio Curricular_2019_Eng Nazaré/ Método
sísmico-Aquisição ........................................................................................................................ 34
Figura 24/ Mapa do Bloco KON Pantera com as linhas sísmicas ................................................ 35
Figura 25/ Secção sísmica da linha 331s/ Boa qualidade no pós-sal e quase impossível de
observar estruturas no pré-sal .................................................................................................... 36
Figura 26/ Secção sísmica da linha 222/ Boa qualidade no pós-sal e quase impossível de
observar estruturas no pré-sal .................................................................................................... 36
Figura 27/ Secção sísmica e Horizontes Interpretados ............................................................... 37
Figura 28/ Mapas estruturais gerados ........................................................................................ 39
Figura 29/ Mapa de estrutura da base do Sal ............................................................................ 40
Figura 30/ Identificação do Lead P .............................................................................................. 41
Figura 31/Avaliação do Lead P .................................................................................................... 41
Figura 32/ Mapas das linhas sísmicas no Bloco KON Pantera/ Na figura a esquerda apresenta as
linhas sísmica inicias no Bloco e a figura a direita as novas linhas sísmica adquiridas para
avaliação do prospecto. .............................................................................................................. 44
Figura 33/ Mapas estrutural e Secção sísmica da linha que passa na estrutura do prospeto P 45

6
Figura 34/ Prognostico geológico do poço Verde-3 .................................................................... 46
Figura 35/ Locação do Poço Verde-3 .......................................................................................... 47
Figura 36/ Mapa Estrutural com locação do poço Verde-3 ....................................................... 47
Figura 37/ Avaliação de Formações ............................................................................................ 48

Índice de tabelas
Tabela 1/ Tabela do histórico de perfuração e produção dos poços .......................................... 18
Tabela 2/ Coordenadas geográficas do bloco ............................................................................. 19
Tabela 3/ Tabela dos horizontes interpretados .......................................................................... 37
Tabela 4/ Analise Geológica de riscos ......................................................................................... 43
Tabela 5/ Calculo Volumétrico .................................................................................................... 43

7
Agradecimentos
Primeiramente agradecemos a Deus pela forca, pela saúde, pela proteção, pela
sabedoria, pelas virtudes, e tudo que tem feito por nós.
Um forte agradecimento aos nossos pais, pelo facto de ter-nos ajudado a crescer, pelos
conhecimentos, conselhos, apoio financeiro, amor, carinho, por tudo que fez e tem feito.
Agradecemos ao Instituto Nacional de Petróleos-INP pelos conhecimentos, por nos
ajudar a crescer, por esses quatro anos passados lá, agradecemos a todos os funcionários
do INP.
Agradecemos a DAEE de Exploração em especial a Direção da Bacia do Kwanza, pelo
apoio e conhecimentos.
Agradecemos os nossos orientadores pela atenção, forca, conhecimento, carinho e por
tudo que fizeram por nós.
Para os colegas agradecemos o apoio dado, pois são vocês que nos acompanharam no
nosso percurso estudantil no INP, ate hoje. Vocês são a nossa família e agradecemos
muito por isso.
Fomos aconselhados, esses conselhos deram-nos mais conhecimentos, ajudaram-nos em
termos financeiros, dando-nos força para continuar, nos mostraram caminhos a traçar
isso de forma direta e indireta.
Muito Obrigado a todos por tudo.

8
Introdução
O trabalho de fim do curso tem como tema Análise Geológica e Geofísica do Bloco
KON Pantera. Este trabalho apresenta os objetivos e aborda assuntos relacionados com
a evolução tectónica da bacia do Kwanza a fim de conhecermos a sua origem, sabermos
como foi a evolução geológica e geofísica do KON Pantera.
O trabalho resume as características gerais do Bloco KON Pantera
frisando os principais
aspetos estratigráficos e estruturais, sistema petrolífero e plays dentro da bacia terrestre
do Kwanza. Os dados disponíveis da área e potenciais leads serão abordados em
detalhes possibilitando maior compreensão da perspectividade e o remanescente do
Bloco KON Pantera.
Avaliação foi baseada nos relatórios geológicos; Relatórios de Petrofísica e dados
sísmicos. Os relatórios regionais de avaliação do Bloco também foram utilizados,
embora tenham sido limitados em qualidade e quantidade para a realização do estudo de
reavaliação de um bloco.
É de realçar que o Bloco em análise já possui duas descobertas, nomeadamente os poços
Amarelo-4 e Verde-2, a descoberta Amarelo produziu óleo e gás a partir dos
reservatórios dolomíticos da formação Binga por um período de 26 anos e foi suspensa
no ano 1990 por motivos de conflito armado sem que tenha atingido total depleção. Em
relação a descoberta Verde-2, não há registos de produção. De acordo com o histórico
apresentado pelo Bloco prevê-se a existência de um potencial remanescente no Bloco.
Metodologia do trabalho:
 Pesquisas bibliográficas
 Consultas aos orientadores
 Compilação de dados.
Objetivo:
 Avaliação geológica e geofísica do potencial do Bloco KON Pantera.
Objetivos específicos:
 Compreender a metodologia das diferentes etapas/fases da pesquisa;
 Interpretação Sísmica, Geração de mapas, maturação de Leads e prospecto,
cálculo de volume;
 Prognóstico, avaliação de formações e a locação do Poço.

9
Contexto Geológico Regional da Bacia do Kwanza
Evolução tectónica da Bacia Sedimentar do Kwanza
Durante as eras Mesozoica á Cenozoica ocorreu o movimento das placas tectónicas que
levaram a separação da África e da América do Sul, no Cretácico médio, e ao
subsequente alargamento do Atlântico Sul em que resultou a formações de bacias de
margens passivas.
Durante o desenvolvimento da Bacia são reconhecidas as seguintes fases:
 Pré-rift
 Rift
 Fase de transição
 Drift
Pré-Rift (Jurássico superior)
O pré-rift teve início no Jurássico superior que foi caracterizado por um tectonismo
fraco nas quais as regiões de Angola e Brasil começaram a estar sujeitas a forças
distensivas da litosfera que teve como consequência fracturação e uma leve subsidência
que formou Horts e Grabens.
Na fase ativa do rifting a sequência é intensamente falhada, com pontos altos do soco
cristalino a serem erodidos e os sedimentos resultantes a serem depositados nos
grabens, em conjunto com os sedimentos provenientes do continente em ambiente
fluvio-lacustre sendo a litologia dominante constituída por areias e siltitos limpos e bem
ordenados. Os sedimentos associados ao pré-rift ainda não foram bem identificados na
bacia do Kwanza. Em muitos casos, os poços foram encerrados depois de penetrar
poucos metros de basaltos depositados abaixo de sedimentos clásticos do cretácico
superior. Sismicamente, o topo do embasamento não é bem definido em muitas áreas,
portanto, a espessura dos vulcânicos e qualquer sequência sedimentar pré-rift subjacente
é incerta ou desconhecida.

Figura 1/ Fonte: BACIAS SEDIMENTARES MARGINAIS ANGOLANAS -síntese
Rift (Neocomiano - Apciano superior)
Nesta etapa o tectonismo foi forte, com presença de Horts e grabens da fase anterior. Os
socos foram erodidos e submetidos a uma longa alteração continental. Esta deposição
foi acompanhada por uma subsidência moderada.
As emissões basálticas foram importantes e deu a entender um processo de distensão e
fracturação do soco.
As falhas transversais têm um papel importante na divisão dos blocos, conduzindo a
uma compartimentação estreitas das áreas de depósito. As curvas isópacas mostram que
a bacia do Kwanza corresponde aproximadamente a um meio graben inclinado para
este. É nessa direção que a série se torna mais espessa e que se localizam os depósitos
lagunares subaquáticos (Carbonatos lacustre e depósitos lagunares ou de delta),
assinalando a zona mais profunda da bacia.
Depois foram identificadas falhas que influenciaram numa forte subsidência. Enquanto
a parte continental da bacia recolhe depósitos essencialmente detríticos, a parte
marítima é mais favorável a formação das rochas mães.
Depois teve o início do deslocamento da cordilheira de Welvis permitindo a penetração
das águas marinhas vindas do sul.

Figura 2/ Fonte: BACIAS SEDIMENTARES MARGINAIS ANGOLANAS -síntese
Fase de transição (Apciano-Albiano)
Esta fase é caracterizada por um tectonismo moderado, contendo arenitos marinhos
transgressivos, evaporitos, sedimentos clásticos arenosos e carbonatados, o seu
ambiente deposicional passa de continental para marinho restrito.
O fim da fase Rift foi marcado pela ação dos processos erosivos e formação de
peneplanícies. Este episódio é agora identificado como Break-up* Unconformity* da
idade Apciano Superior, acima do qual estão os sedimentos da Fase de Transição do
rift. Os primeiros sedimentos a serem depositados são os arenitos marinhos
transgressivos.
Contínua propagação do rift para Norte durante o Apciano originou o transbordo
contínuo de sedimentos marinhos da Cordilheira de Walvis devido a transgressão
marinha que se propagou para Norte, até arredores dos Camarões. Ambientes restritos
originaram condições hipersalinas das águas marinhas ali localizadas e a subsequente
deposição generalizada de espessos evaporitos. Esta sequência é denominada Sal
Maciço na Bacia do Kwanza.
Sendo seguido de um movimento vertical de falhas diferenciadas permitindo a entrada
de água marinha de forma periódica devido a subido e descida da cordilheira. No fim
tivemos o desaparecimento da cordilheira.

Figura 3/ Fonte: BACIAS SEDIMENTARES MARGINAIS ANGOLANAS -síntese
Drift (Albiano ao recente)
Esta fase tectónica é caracterizado por um basculamento, contendo plataformas extensas
de carbonatos clásticos marinhos, clásticos finos com passagens de clásticos mais
grosseiros, anidrites e arenitos dolomitizados tendo um ambiente continental com
progradação.
A evolução do processo drift na Bacia é resultado da subsidência crustal causada devido
a alterações térmicas no manto que originaram sucessivas fases deposicionais
transgressivas, seguida de fases regressivas formando estruturas enormes derivados de
sistemas de progradação. O desenvolvimento do sistema drift no onshore da Bacia do
Kwanza foi dominado pela tectónica salífera que originou deslizamentos e movimentos
salíferos (halocinése) em grande escala formando rafts* e troughs*.

Figura 4/ Fonte: BACIAS SEDIMENTARES MARGINAIS ANGOLANAS -síntese
Avaliação estrutural da Bacia do Kwanza
A bacia do Kwanza apresenta dois complexos de falhas (fig.5), que são:
• Falhas Submeridianas
• Falhas Transversais
Falhas Submeridianas
O soco da bacia do Kwanza foi afetado por um sistema, de falha Submeridianas com
rejeito vertical importante, de direção predominante NNW-SSE e secundária
N-S. Estas
falhas determinam a orientação geral da costa e da plataforma continental, elas
delimitam também os blocos falhados do soco atualmente enterrados sob a bacia
(Cacuaco, Cabo ledo-Longa, Morro liso).
A maior parte das estruturas salíferas, mostra que a migração do sal-gema foi induzida
por estás profundas falhas Submeridianas. E a maior parte das falhas visíveis nas séries
pôs-salíferas são epidérmicas (são falhas que não atravessam a camada salífera,
encontra-se apenas no pôs-sal), sem prolongamento no soco, e estão diretamente ligadas
ao desenvolvimento de estruturas halocinéticas.

14
Falhas Transversais
As falhas transversais, NE-SW a E-W, determinam as cristas de Ambrizete e de Lunda,
limites da bacia respetivamente a norte e a sul. Elas tiveram um papel importante na
estruturação da bacia, a direção destes acidentes foi herdada da estrutura do soco pré-
câmbrico.
Elas também interceptam e interrompem por vezes o traçado ou a trajetória das falhas
Submeridianas.

Figura 5/ Fonte: BACIAS SEDIMENTARES MARGINAIS ANGOLANAS –síntese/ Demonstração das falhas
Submeridianas e transversais

15
Contexto Geológico do Bloco
Os afloramentos do Bloco KON Pantera datam do Cretácico superior ao Quaternário. A
estrutura geológica da área foi fortemente influenciada pela presença de depósitos de
Sal do Aptiano superior, que provocou uma superfície de deslocamento e a formação de
estruturas anticlinais de grande dimensão formadas por sedimentos do Albiano e
Cretácico superior. Os elementos estruturais são geralmente divididos em estruturas pré-
salíferas do embasamento, relacionadas principalmente ao início do rift no Cretácico
inferior, e no pós-sal estruturas influenciadas pelo movimento do Sal, que tendem a ter
uma maior influência na topografia do Bloco (fig.6).

Figura 6/ Fonte: Relatório Reavaliação do Bloco KON Pantera
Os elementos estruturais são geralmente divididos:
 Estruturas pré- salíferas
 Estruturas pós- salíferas

Estruturas do Pré-sal
Os dados de gravimetria e magnetometria combinados aos dados sísmicos fornecem
informações adicionais da estruturação do pré-sal. Nós mapas de Grav/Mag são
observadas as zonas altas e baixas.
O Bloco KON Pantera possui uma grande área de acumulação de sedimentos no pré-sal,
conhecida como Baixo do Tuenza, com orientação Norte-Sul, localizada no centro do
Bloco onde os sedimentos da Fm. Cuvo superior foram identificados como estruturas do
tipo Horts e Grabens (fig.7).

Figura 7/ fonte: Relatório do Bloco KON Pantera Mapa de Grav/Mag
Estruturas do Pós-sal
A partir dos dados sísmicos foram observadas uma variedade de estruturas da secção
pós-salífera. Os resultados de poços correlacionados aos dados sísmicos comprovam a
idade dos sedimentos depositados ao longo do Bloco KON Pantera. Um mapa estrutural
do topo do Cretácico, e um perfil sísmico, ilustram as principais características
estruturais do pós-sal no Bloco. Estruturas anticlinais originadas pela tectónica salífera
formaram-se na secção Cretácica, com relevo muito variável dependendo da espessura
de sal. Falhas associadas ao movimento de Sal podem ser observadas na secção de pós-
salífera (fig.8).

Figura 8/ Fonte: Relatório Reavaliação do Bloco KON Pantera

17
Histórico de Pesquisa e Produção
O Bloco KON Pantera possui duas descobertas. Óleo foi encontrado em reservatórios
do Aptiano e Cretácico superior. Acredita-se que as rochas geradoras do Cretácico
depositadas no Bloco, tenham atingido a maturação e são responsáveis pela acumulação
de HC nas armadilhas do pré e pós-sal.
Poços de Pesquisa
A Exploração de óleo e Gás no KON Pantera começou aproximadamente em 1959.
Foram perfurados quatro poços- Amarelo-4 (produziu óleo); Amarelo-5; Verde-1 e
Verde-2:
 Amarelo-4: Foi perfurado em fevereiro/março de 1960 até a profundidade total
de 2068m e concluído como poço produtor de petróleo a partir da Fm. Binga.
Em abril de 1984, a cabeça do poço e as instalações da superfície foram
destruídas e o campo teve que ser fechado devido à falta de segurança. Em
1999, o campo foi definitivamente abandonado por razões de segurança.

 Amarelo-5: Foi perfurado em 1960 pela Petrangol, sobre a estrutura Amarelo (o
campo tem uma área de 4.5 Km², e tem a forma de um anticlinal suave, raso,
com leve ondulação) e atingiu 43 m de reservatório da Fm. Binga. As
impregnações no reservatório são divididas em três zonas. Duas dessas áreas são
encontradas no topo da Fm. Binga e a última na Fm. Média do Binga com fácies
Gresso-oóliticas.

 Verde-1: Foi concluído em 1960 e perfurou: 519 m de margas negras e
calcários/dolomíticos com intercalações de areias da Fm. Itombe; 445 m da Fm.
Cabo Ledo composta por calcários e dolomites intercalados por margas,
tornando-se predominantemente margoso na unidade superior; 861 m da Fm.
Tuenza, que inclui o Tuenza salífero, intercalado com dolomite, halite e anidrite,
o Tuenza anidrítico, composto predominantemente por anidrite com
intercalações finas de carbonatos e dolomites e o Tuenza dolomítico, composto
por sedimentos predominantemente dolomíticos da Fm. Tuenza; 43 m de
carbonatos com vestígios de areias da Fm. Binga. Indícios de HC foram
encontrados na Fm. Binga.
 Verde-2: Foi concluído em 1963 e perfurou: 40 m de arenitos da Fm. Quelo; 14
m de carbonatos da Fm. Quifagondo; 48 m da Fm. Cunga; 362 m de arenitos da
Fm. Rio Dande; 389 m de calcários/dolomíticos e argilitos da Fm. Itombe; 315
m de margas da Fm. Cabo Ledo; 54 m de carbonatos da Fm. Quissonde; 23 m de
carbonatos da Fm. Catumbela; 148 m de carbonatos da Fm. Tuenza; 2.133 m de
Sal Maciço; 4 m de depósitos penesalinos e 34 m de arenitos da Fm. Cuvo.
Indícios de HC foram encontrados na Fm. Cuvo e Sal Maciço.

18
A espessura do Tuenza no Verde-2 é muito reduzida em comparação ao Verde-1 e a Fm
Binga não foi encontrada na localidade do Verde-2 provavelmente devido a tectónica
salífera e intemperismo.
Poços de Produção
Os poços que produziram no bloco KON Pantera foram Amarelo-4 e Verde-2 (DST
recuperado 5m³ (31,4 bbl) de óleo a 35°API, num período de 4 horas, Porosidade
8,7%.).
Durante os anos 1960, o poço Amarelo-4 produziu uma taxa média de 2.680 BOPD foi
alcançada.
O STOIIP do Amarelo é cotado à 21,4 MMSTB (134,5 Mbbl) a partir da qual 2.244
MMSTB (14,1 Mbbl) de petróleo foi produzido.

Figura 9/ fonte: Relatório de Reavaliação Bloco KON Pantera

NOME DO
POÇO
DATA DE PERFURAÇÃO
DO POÇO
RESERVATÓRIO RESULTADOS
AMARELO-4 Fev./Mar. 1960 Fm. Binga Óleo e Gás
AMARELO 5 1960 Fm. Binga Indícios de HC
VERDE 1 1960 Fm. Binga Indícios de HC
VERDE 2 1963 Fm. Cuvo Óleo
Tabela 1/ Tabela do histórico de perfuração e produção dos poços

19
Localização
do Bloco KON Pantera
A área de estudo localiza-se na bacia do Kwanza onshore propriamente no KON
Pantera, na qual a nossa bacia cobre uma área de aproximadamente 25.000 km² e a
mesma está delimitada a norte pelo alto do Ambriz, a sul pelo cabo de Santa Maria, a
oeste pelo oceano atlântico e a este Kwanza-norte. O KON Pantera situa-se no centro da
nossa bacia numa área geográfica de 1.024 km² está delimitado a norte pelo KON B, sul
pelo KON X, a este pelo KON E e a oeste KON D (fig.10).
O rio Kwanza apresenta direção Noroeste-Sudeste ao longo do Bloco KON Pantera com
uma extensa planície de inundação com tendências preferenciais Noroeste-Sudeste. A
densa vegetação cobre grande parte do Bloco. Apesar de pouco povoado, o KON
Pantera apresenta duas estradas principais e uma reserva nacional que cobre uma porção
da sua extensão, o Parque Nacional da Quiçamã.

Figura 10/ Fonte: Relatório de Reavaliação do Bloco KON 12/ Mapa bacia com realce no bloco
Coordenadas Geográficas
Pontos Latitude Longitude
A 9º32´51.5204” S 13º34´33.7660”E
B 9º32´54.7805”S 13º52´12.1266”E
C 9º50´10.9048”S 13°51'59.9474“E
D 9º50´4.9905”S 13º34´25.2321”E
Tabela 2/ Coordenadas geográficas do bloco

20
Sistema petrolífero
Sistema Petrolífero é um sistema natural que inclui uma rocha geradora, uma rocha
reservatório e um selante, bem como todas as condições geológicas atuantes numa bacia
sedimentar, necessárias à existência de acumulações de hidrocarbonetos.
Isto inclui um conjunto de elementos geológicos e de processos localizados no espaço e
no tempo de tal forma que foram responsáveis para que essa acumulação exista.
 Os elementos do sistema petrolífero são:
a) Rocha mãe rica e madura
b) Rochas reservatório
c) Rochas cobertura ou selante do reservatório – “cap rock”
 Os processos do sistema petrolífero são:
a) Geração
b) Acumulação
c) Migração
d) Processo de formação de armadilha
e) Geometria
f) Timing
 Elementos:
a) Rocha mãe
-É aquela rocha de grão fino contendo quantidades suficientes de matéria orgânica que
submetida a temperaturas e pressões adequadas para a geração de hidrocarboneto.
b) Rocha reservatório
- É uma rocha na qual apresenta uma porosidade efetiva permitindo que o fluído se
armazene e boa permeabilidade para que os fluídos possam circular com facilidade.
c) Rocha cobertura ou selante
É aquela rocha que apresenta uma porosidade e permeabilidade nula ou quase nulas,
uma boa plasticidade e boa espessura evitando a migração do hidrocarboneto.
 Processos:
a) Geração:
- É o processo pela qual a matéria orgânica é transformada em hidrocarbonetos.
b) Acumulação:
- É o processo pelo qual o hidrocarboneto é armazenado na rocha reservatório.
c) Migração:
- É a expulsão do hidrocarboneto da rocha mãe até a sua posterior acumulação, a
casos em que o hidrocarboneto não chega a acumular-se indo até a superfície.
d) Processo de formação de armadilha:

21
- São situações geológicas estruturais, estratigráficas e mistas que propiciam
condições para a existência de acumulações petrolífera não permitindo que o
óleo não migre para a superfície.
e) Geometria:
- É o posicionamento dos diversos componentes do sistema petrolífero, uns em
relação aos outros, tendo uma proximidade entre a rocha mãe da rocha
reservatório e da rocha reservatório com a rocha cobertura ou selante. É
importante que a rocha selante tenha uma boa extensão geográfica impedindo
que o hidrocarboneto migre.
f) Timing:
- É o fenómeno que faz com que todos os fatores presentes na formação de um
sistema petrolífero ocorram em uma escala de tempo geológico adequada, ou
seja, não basta a ocorrência de geração de hidrocarbonetos, de rotas de
migração, de rocha reservatório ou de armadilha, sem que elas ocorram de forma
favorável ao longo do tempo.
Sistema Petrolífero e Estratigrafia do Bloco KON Pantera
O Bloco KON Pantera provou a existência de um sistema petrolífero funcional com a
eficiência dos elementos nomeadamente a geração, migração, armadilha, rochas
geradoras, reservatórios e rochas de cobertura, presentes no play do Pré-sal (Verde-2)
e do Pós Sal (Amarelo 4, Amarelo 5, e Verde-1).
 Rocha Geradora
Formação Cuvo superior: é de origem lacustre desenvolvidos nos primeiros pacotes
do Rift, com matéria orgânica do tipo 1e 2.
Litologia: argilas com potencial de rocha mãe, bem como arenitos, cujo ambiente é
fluvial lacustre.
Formação Binga: é composta por argilas margosas com matéria orgânica do tipo 1 e 2.
Litologia: Argilas margosas e carbonatos
 Rocha Reservatório
Vários intervalos perfurados no Bloco KON Pantera são tidos como potenciais
reservatórios.
Formação Binga: é a principal rocha reservatório

22
Litologia: são tipicamente reservatórios carbonatados com dolomites, calcários
dolomíticos, calcários oolíticos, calcários e calcários arenosos.
Formação Cuvo superior: é predominantemente clástica, é a principal unidade de
reservatório no pré-sal.
Litologia: intercalações de arenitos finos a grossos (conglomerados), dolomites,
calcários e argilas marinhas. A permeabilidade é de igual forma baixa, podendo ser
auxiliada por fracturação.
 Rocha Selante
Sal maciço regional é composta predominantemente por halite e intercalações de
anidrite e serve como selo a secção pré- salífera.
O selo superior dos reservatórios do Binga é fornecido pelo Tuenza salífero,
sobrejacente.
 Armadilha
Na secção do pós-sal, as armadilhas são predominantemente uma combinação de
elementos estruturais e estratigráficos incluem anticlinais associadas a falhas lístricas
que terminam no plano do Sal originando assim fechamentos em todas as direções.
Armadilhas estratigráficas também ocorrem onde existem variações laterais de fácies
em depósitos carbonáticos ou contra o Sal.
 Migração
A migração na nossa área foi feita através das janelas de sal, falhas e migração lateral.

23
Ambiente Deposicional
O Bloco KON Pantera identificou-se vários tipos de ambientes deposicionais, que são:
• Pré-sal: lacustre;
• Pós-sal: litoral, plataforma, lagunar.
Os ambientes lacustres são formados por água salobra ou salgada, que se localiza na
borda litorânea, comunicando-se com o mar através de canal.
Tem uma coluna que apresenta a idade, as litologias, as formações, as descrições
litológicas e ambiente de posicional (fig.11).

Figura 11Tabela litoestratigrafica/ fonte:Brognon e Verrier(1966) e Burwood(1999)

24
Dados disponíveis
Para a realização do trabalho foram usados dados ja disponíveis acerca da nossa área em
estudos, esses dados deram mais confiabilidade as análises feitas.
Os dados disponíveis são:
 Dados de Grav e Mag
Cobertura total dos dados aero magnéticos/Gravimétricos
 Secção sísmicas 2D (recentemente adquiridos no bloco com 338,9 km), foram
adquiridos 140,8 Km de novos dados sísmicos no Bloco KON Pantera. Esses
dados podem ser usados para mais informações sobre a
geologia e
perspectividade do Bloco. 4 Linhas sísmicas 2D estão disponíveis:
L_220_KIR_PSDM_Balanced_ (SW-NE)
L_222_KIR_PSDM_Balanced_ (SW-NE)
L_311_KIR_PSDM_Balanced_ (NW-SE)
L_313s_KIR_PSDM_Balanced_ (NW-SE)
A Linha_220 intercepta com a Linha_313 e a Linha_311. A Linha_222 intercepta com a
Linha_313 e a Linha_311.
 Dados geológicos
Relatórios geológicos dos poços
Dados petrofisicos: Diágrafia de poço (Gr, Resistividade, Sónico)
Mapa geológico

25
Avaliação geológica
Correlação geológica dos poços
As correlações litoestratigráficas dos poços é feita com o objectivo de identificar as
formações em cada poço, as litologias atravessadas, e observar a continuidade lateral
das formações no campo.
Os poços apresentam um perfil litológico, as formações encontradas, perfil dos shows, a
profundidade e um perfil do gama ray.
As zonas verdes nos shows indicam a zona de óleo, a zona preta indica o óleo pesado, e
a zona a vermelho indica o gás.
Na diágrafia do gama ray, temos variação devido a presença de minerais radioativos.
Os resultados dos poços, que atravessam a linha, podem ser correlacionados a
continuidade lateral das formações no Bloco KON Pantera. Pode-se observar a
diferença na presença de formações, entre os poços perfurados no campo Amarelo
(Amarelo-4; Amarelo-5) e no campo Verde (Verde-1; Verde-2).
 Correlação dos poços no campo Amarelo
No campo Amarelo fez-se a correlação do Amarelo-7, Amarelo-1, Amarelo-4, Amarelo-
5 (fig.13). Não se detalhou os poços Amarelo-7 e o Amarelo-1 porque não pertencem ao
nosso Bloco e não tivemos acesso aos seus dados. A distância entre o Amarelo-7 a
Amarelo-1 é de 3663m, de Amarelo-1 a Amarelo-4 é de 3505m e de Amarelo-4 a
Amarelo-5 é de 1356m.
 Amarelo-4
TD: 2086m
 Amarelo-5
TD: 2086 m

Figura 12/ Correlação dos poços do campo Amarelo

Figura 13/ Mapa geológico com as correlações dos poços do campo Amarelo
Para a zona de reservatório fez-se um flatter (fig.14), onde igualamos as zonas de
reservatórios ao mesmo nível para melhor observação e interpretação, observa-se a
presença de espessas camadas de carbonatos com presenças de hidrocarbonetos (óleo e
gás) é notória a maior espessura do reservatório na zona central, onde podemos observar
no poço Amarelo 1, ao passo que nas bordas laterais da estrutura esta espessura vai
diminuindo.

Figura 14/ Correlação dos poços do campo Amarelo na zona de reservatório
Correlação dos poços no campo Verde
 Verde-1
TD: 1957
 Verde-2
Pós-Sal ausência da Fm. Binga
TD: 3603m
A distância entre o poço Verde 1 e o Verde 2 é de 3838m.
O campo Verde tem 2 poços que são, Verde-1 e Verde-2. O poço Verde-1 foi perfurado
até na secção pós-salífera, e o poço Verde-2 foi perfurado até na secção pré salífera.
Na correlação dos poços no campo Verde, é notório uma descontinuidade lateral das
formações mais recentes (Quaternário) presentes no poço Verde-2. E também a nível do
Cretácico, há ausência da formação Binga no poço Verde-2.

Figura 15/ Correlação dos poços do Campo Verde

Figura 16/ Mapa com a correlação dos poços do campo Verde

Foi feita uma ampliação a zona do reservatório (fig.17) do poço Verde-2 para mostrar
que chegou no pré-sal, saber a escala da imagem e ver as zonas aonde produziu.

Figura 17/ Zona de reservatório de poço Verde-2

30
Avaliação petrofísica
A petrofísica é o estudo das propriedades físicas e químicas das rochas e suas
interações com os fluidos. Uma importante aplicação da petrofísica está no estudo de
reservatórios para a indústria de hidrocarbonetos. As informações usadas para fazer
estudo das propriedades petrofisicas, são obtidas através de: análise de amostras de
rochas e fluidos, e da análise de perfis de poços (Diágrafias).
Diágrafias de Poços: registo gráfico das propriedades físico/químicas das rochas e dos
fluídos em subsuperfície, através de poços abertos ou revestidos, para determinar o seu
volume e as suas propriedades petrofísicas.
Representação Diágrafia: dados vs. profundidade/tempo
Dados petrofísicos dos poços:
Foram perfurados quatro poços no Bloco KON Pantera (Amarelo-4; Amarelo-5; Verde-
1; Verde-2). Devido à falta de dados, só foi possível avaliar o poço Amarelo-4 e 5, o
Amarelo-4 foi um dos poços que produziu óleo no campo Amarelo.
Poço Amarelo 4

Figura 18/ Avaliação petrofísica do poço amarelo 4/Fonte: Relatório Reavaliação do Bloco KON 12
 O poço Amarelo-4 foi perfurado em fevereiro/março de 1960 até a profundidade
total de 2068 m TD e concluído como poço produtor de petróleo a partir de Fm.
Binga Gr, Resistividade e Sónico foram utilizados no processamento petrofísico
para Fm. Binga.

31
 Três DSTs foram realizados na formação de Binga, recuperando 350m³ de óleo
 Durante este período, a produção acumulada foi de 3553 m3 de petróleo e 67 m3
de água.
 De 1960 abril de 1984, muita atividade de workover foi realizada para manter a
produção do poço.
 O poço estava sendo produzido com circulação reversa constante quase um ano,
com uma taxa média de 6,6 m3 / dia.
Poço Amarelo 5

Figura 19/ Avaliação petrofísica poço amarelo 5/ Relatório Reavaliação do Bloco KON 12
 O poço Amarelo 5 foi perfurado em 1960 com uma profundidade total de
2086m;
 GR, resistividade e sónico foram usados no processamento petrofísico na Fm.
Binga;
 14 Carotes convencionais foram feitas, cortaram a Fm. Binga no intervalo das
profundidades de 2050,5m a 2085,7m;
 4 DSTs foram feitos na Fm. Binga, recuperando 12,69m de lama com pequenas
quantidades de óleo;
 Fáceis da Fm. Binga no Amarelo 5 teve uma significante mudança em relação ao
Amarelo 4, e esse resultado foi comprovado pelo resultado dos testes.

32
Avaliação geofísica
A geofísica é a ciência que se encarrega no estudo do interior da terra utilizando
medidas e instrumentos adequado ao seu objetivo.
A geofísica apresenta vários métodos, mas para o estudo da nossa área utilizamos os
métodos seguintes:
 Gravimétrico
 Magnético
 Sísmica

 Gravimétrico
Baseia-se nas medições e interpretações das variações do campo gravitacional terrestre
resultante das diferenças de densidade entre as diversas rochas localizadas na superfície
e subsuperfície terrestre. As variações do campo ou aceleração da gravidade dá-se o
nome de anomalia
gravimétrica (fig.20).

Figura 20/ Fonte: Apresentação Técnica_ INP - Estagio Curricular_2019_Eng. Nazaré/ Método Gravimétrico
 Magnético
Baseia-se nas medições das anomalias do campo magnético da terra e que tem como
objetivo fornecer informações da geologia de superfície e subsuperfície usando os
minerais magnéticos presente na rocha (fig.21).

Figura 21/ Fonte: Apresentação Técnica_ INP - Estagio Curricular_2019_Eng. Nazaré/ Método Magnético
Com base a informação dos relatórios foi gerado um mapa Grav/Mag em que
identificamos estruturas do pôs-sal que é o baixo Tuenza localizados mais a Este do
Bloco e mais a Oeste temos as zonas mais altas. O baixo do Tuenza é uma foça e é
normalmente nessas zonas aonde se depositam sedimentos com bom teor de matéria
orgânica (fig.22).

Figura 22/ Fonte: Relatório Reavaliação do Bloco KON Pantera/ Mapa Grav/ Mag do Bloco KON Pantera

34
 Sísmica
Este método baseia-se na emissão de ondas sísmicas geradas artificialmente através do
impacto de explosões, tiro de ar comprimido, impactos mecânicos ou vibradores. Essas
ondas penetram a certas profundidades no interior da terra, que serão maiores à medida
que a energia libertada no impacto for maior. Durante este trajeto, as ondas irão
atravessar diferentes camadas geológicas que apresentam características físicas
diferentes e por está razão, vão sofrer reflexão e refração e parte de energia dessas ondas
continuam e outras voltam onde são registadas pelos geofones (terra) ou hidrofones
(mar); fig.23).

Figura 23/ Fonte: Apresentação Técnica_ INP - Estagio Curricular_2019_Eng Nazaré/ Método sísmico-Aquisição
O método sísmico tem 3 fases:
1. Aquisição: é a etapa inicial na qual emitimos ondas sísmicas que si
propagam na subsuperfície refletindo-se ou refratando-se nas interfaces
das formações que voltando a superfície onde são detectados pelos
nossos receptores (geofones na terra, hidrofones no mar).

2. Processamento: é a fase de processamento de dados sísmicos visa
melhorar as imagens do interior da terra durante aquisição dos dados,
para que possuam maior qualidade e fidelidade, procurando para isso
atenuar as distorções geradas durante o processo de aquisição.

3. Interpretação: consiste na determinação do significado geológico dos
refletores sísmicos, permite-nos identificar os elementos estruturais
presentes na secção sísmica tais como, as falhas, os domos, os anticlinais
e sinclinais.

35
Linhas sísmicas usadas para a avalição do Bloco KON Pantera:
No Bloco KON Pantera passa 4 linhas sísmicas (fig.24) que são:
 L_220_KIR_PSDM_Balanced_(SW_NE)
 L_222_KIR_PSDM_Balanced_(SW_NE)
 L_311_KIR_PSDM_Balanced_(NW_SE)
 L_313s_KIR_PSDM_Balanced_(NW_SE)

Figura 24/ Mapa do Bloco KON Pantera com as linhas sísmicas
Qualidade dos dados sísmicos:
A qualidade dos dados sísmicos 2D é razoável no pós-sal e péssima no pré-sal, porque o
seu objetivo era o pôs-sal. Grande parte dos dados foi adquirida em 2012, com uma
visão regional, com objetivo de melhorar os parâmetros utilizados na sísmica mais
antiga. A aquisição sísmica foi feita com linhas muito espaçadas (4 à 8 Km) que cobrem
parte do KON Pantera.

Figura 25/ Secção sísmica da linha 331s/ Boa qualidade no pós-sal e quase impossível de observar estruturas no pré-
sal

Figura 26/ Secção sísmica da linha 222/ Boa qualidade no pós-sal e quase impossível de observar estruturas no pré-
sal
Consequências da má qualidade dos dados sísmicos:
Misties entre as linhas cruzadas, devidas as lacunas nos dados e sobreposições, baseado
em anomalias e fontes de ruído no local.
Incertezas relacionadas à geometria das estruturas, uma vez que não há suficiente
cobertura de levantamentos sísmicos e a maioria das derivações foram identificadas
apenas usando duas ou uma linha sísmica.

37
Analise geofísica e interpretação sísmica
Para interpretação sísmica foram usados um total de 4 linhas, dois inline
(L_311_KIR_PSDM_Balanced e L_313s_KIR_PSDM_Balanced) e dois crossline
(L_220_KIR_PSDM_Balanced e L_222_KIR_PSDM_Balanced) espaçadas de 4 à 8
Km que cobrem parte do KON Pantera.
A interpretação foi possível com a seleção de seis marcadores sísmicos (fig. 27), play do
pós-sal (T. Tuenza; T. Binga), para o play do pré-sal (T. Sal; B. Sal; T. Cuvo; T.
Embasamento). Foram confirmadas as estruturas já perfuradas (Amarelo; Verde1).
As secções sísmicas interpretadas são as seguintes:

Figura 27/ Secção sísmica e Horizontes Interpretados
Tabela de horizontes
Horizontes interpretados Pick ou Trough Dificuldade ao interpretar
Topo do Tuenza Pick Baixo
Topo do Binga Pick Médio
Topo do Sal Pick Baixo
Base do Sal Trough Baixo
Topo do Cuvo Pick Médio
Topo do Embasamento Pick Alta
Tabela 3/ Tabela dos horizontes interpretados

38
Well seismic tie (Amarração do poço com a sísmica)
É uma técnica que consiste em correlacionar os eventos de uma seção sísmica em tempo
com a informação de subsuperfície obtida de um poço em profundidade, de forma que
ao dado sísmico possa ser atribuída a informação geológica. Usada para converter uma
seção sísmica em tempo em uma seção em profundidade.
Para a produção da sísmica sintética usamos os seguintes parâmetros:
• VSP
• Check-Shots
• Diágrafas (densidade, sónico e gama ray).
 Check-Shot
Consiste na emissão de ondas sonoras, disparadas a partir de canhões de ar comprimido
a superfície (mar ou terra), que se propagam pelos fluídos e/ou formações, refletindo e
refratando nas interfaces estruturais das camadas (falhas, planos de camadas, etc.),
sendo a seguir detectados os sinais por múltiplos geofones no poço. São feitas ao longo
de toda profundidade exacta de cada registo, estes dados permitem deduzir e assim
integrar a velocidade média das camadas, isto é, fazer corresponder as velocidades das
ondas nas respetivas profundidades.
Na ausência dos perfis de check-shots, podemos usar o modelo de velocidade
determinado pela análise de velocidades, durante o processamento dos dados sísmicos.
 Perfil Vertical Sísmico (VSP)
Consiste na emissão de ondas sonoras, disparadas a partir de canhões de ar comprimido
a superfície (mar ou terra), que se propagam pelos fluídos e/ou formações, refletindo e
refratando nas interfaces estruturais das camadas (falhas, planos de camadas, etc.),
sendo a seguir detectados os sinais por múltiplos geofones no poço. É um check-shot
mais evoluído.
 Aplicações:
a) Conversão do tempo em profundidade (sísmica superfície-VSP)
b) Análise AVO (variação de amplitude com offset)
c) Antecipação dos topos das camadas durante a perfuração (look ahead service)
d) Produção de sismogramas sintéticos
39
e) Aquisição 3D-VSP.
Diágrafas são registos gráficos das propriedades físicas/químicas das rochas e dos
fluidos em subsuperfície, através de poço aberto ou revestido, para determinar o seu
volume e as suas propriedades petrofisicas.
Mapa Estrutural
Mapas estruturais são mapas de subsuperfícies cujo os contornos representam a
elevação e depressão de uma formação particular, de um marcador geológico no espaço,
de tal forma que as estruturas geológicas são representadas (bacias sedimentares,
dobras) Os mapas gerados, as cotas estão em metros de profundidade.
Os mapas estruturais gerados são:

Figura 28/ Mapas estruturais gerados
Foi identificado estruturas de interesse no mapa de estrutural da base do sal. Isto
porque o mapa do topo do binga tem uma estrutura já perfurada e outros topos não
são de interesse devido as propriedades físicas das suas formações, tendo em conta
procura-se estrutura capaz de armazenar hidrocarboneto, numa formação com
litologia de rocha reservatório.
Nós mapas do topo do binga, topo do cuvo e topo do embasamento tem zonas sem
contornos devido a ausência dessas formações naquelas zonas.

40
 Mapa estrutural da base do sal:
A estrutura encontrada no mapa estrutural da base do sal é uma estrutura anticlinal (fig.
29), situada numa zona alta.

Figura 29/ Mapa de estrutura da base do Sal
Identificação dos Leads
Foi identificado um lead, sua estrutura foi localizada no mapa estrutural da base do sal e
na secção sísmica. O Lead estrutural P é uma estrutura anticlinal que foi identificado no
mapa estrutural e na secção sísmica com o fechamento nas quatro direções que está
entre os poços Verde 1 e 2 (fig.30).

Figura 30/ Identificação do Lead P
Avaliação do lead P
O lead P é uma estrutura Anticlinal com Apex 3195 e um Spil-point 3240 o mesmo
localiza-se na base do sal, com uma área de 10,23 Km² (fig. 31). O poço Verde-2
perfurado no pré-sal, diminui as incertezas porque ele produziu, indicando a eficiência
do sistema petrolífero.

Figura 31/Avaliação do Lead P

Lead P

42
Sistema petrolífero do Lead P
O do lead P como rocha geradora temos a Fm. Cuvo superior com litologias,
conglomerados, que apresentam fragmentos de rochas gnaissicas e outras metamórficas
do soco cristalino, argilas com potencial de rocha mãe, bem como arenitos (cor
vermelha), cujo ambiente é fluvial lacustre.
O seu reservatório é a Fm. Cuvo superior com litologias de intercalações de arenitos
finos a grossos, dolomites, calcários e argilas marinhas. A permeabilidade é de igual
forma baixa, podendo ser auxiliada por fracturação.
O seu selo é o Sal maciço predominantemente halite e anidrite com uma espessura de
1706m. A sua armadilha é uma armadilha estrutural anticlinal, com fechamento nas
quatros direções, a sua via de migração foi através de falhas.
Análise Geológica de Risco
Esses valores GCoS são baseados em informação dos poços perfurados no bloco, da
qualidade da sísmica que é variável (2D), dos conhecimentos do sistema petrolífero.
A rocha geradora apresenta um baixo risco porque já tem poços feitos na nossa área de
estudo que comprovam a sua efetividade, e suas propriedades como boa rocha mãe.
A rocha reservatório também é eficiente, isto foi comprovado devido as suas
propriedades e através de poços feitos na área, desde a rocha reservatório do pré-sal
como a rocha reservatório do pôs-sal.
Quanto ao selo podemos dizer que eficaz em algumas zonas, visto que na zona do pré-
sal em que o selo é o sal maciço, tem zonas em que são pouco espessas devido a
halócinese, e essas zonas podem apresentar um risco para o armazenamento do
hidrocarboneto no pré-sal, mas é uma boa via de migração. E quanto ao selo do pôs-sal
tem a Fm. Tuenza que apresenta características de uma rocha selante devido as suas
fáceis que normalmente são compostas por anidrite, halite, argila e alguns carbonatos,
impossibilitando a migração do hidrocarboneto.
A migração também é um risco, mesmo tendo poços na área de estudo. Devemos ter em
conta que as migrações normalmente são devido as falhas e migração lateral, além disso
podemos ter casos de falta de sincronismo entre a geração, migração e o reservatório
com a eficácia do selo.

43
Tabela da análise de riscos(Lead P_B.Sal)
Elementos do sistema petrolífero Probabilidades
Geradora 95%
Reservatório 95%
Selo 100%
Armadilha 25%
Migração 95%
GCoS: 21,43 %
Principal risco: Fecho da armadilha
Tabela 4/ Analise Geológica de riscos
OBS: Para elaborarmos a tabela de risco do lead tivemos em conta vários fatores, como
os dados dos poços ao lado, a qualidade da secção sísmica avaliando o espaçamento
entre as linhas e o facto de que a aquisição sísmica foi feita para o pós-sal.
Cálculo de volume
Foi feito o cálculo de volume com o intuito de ter a quantidade provável de
hidrocarbonetos armazenados na estrutura. Esses cálculos foram feitos na zona mais
alta, na zona média e na zona mais baixa da armadilha estrutural. Para realização do
cálculo de volume usamos o método volumétrico determinístico.
Tabela dos cálculos de volume(Lead P3_B.Sal)
Max Med Min
Spill 3240m 3225m 3210m
GRV (*10^6m³) 120
N/G 0.24 0.23 0.22
Porosity (%) 0.11 0.10 0.8
SW 0.15 0.11 0.7
FVF 1.13 1.12 1.06
Área Total 10,2 Km²
STOOIP (*10^6m³) 6 5 3
Barril (*10^6 bbl) 37,7 31,4 18,8
Tabela 5/ Calculo Volumétrico

Proposta para o potencial prospecto
Devido os dados sísmicos iniciais insuficientes para ter uma ideia mais detalhada sobre
a estrutura do Lead, torna-se necessário adensar a malha sísmica. A imagem representa
o mapa do Bloco Pantera com o traçado das novas linhas sísmicas a serem adquiridas
(Survey Designer).
Depois de adquiridos as novas linhas sísmicas, seguido do processamento e finalmente a
interpretação sísmica com integração de outros dados geológicos e petrófisicos;
passamos a ter uma ideia mais pormenorizada da estrutura de interesse, diminuindo-se a
incerteza. Deste modo, o Lead passa a designar-se Prospecto.

Figura 32/ Mapas das linhas sísmicas no Bloco KON Pantera/ Na figura a esquerda apresenta as linhas sísmica
inicias no Bloco e a figura a direita as novas linhas sísmica adquiridas para avaliação do prospecto.

45
Proposta do Prospeto P

Figura 33/ Mapas estrutural e Secção sísmica da linha que passa na estrutura do prospeto P
Apex:3195
Spill:3255
Área:10km²
• Vantagem do prospeto: Próximo a estrutura verde-2 com descoberta no pré-sal.

46
Proposta do Prognóstico do poço

Figura 34/ Prognostico geológico do poço
Verde-3
Foi feito um prognóstico geológico (fig.34) que evidência os topos das formações que
podem ser encontradas (as litologias, idades e profundidades).
O prognóstico foi feito através das secções sísmica interpretadas e através dos dados dos
poços perfurados ao lado do prospecto.
Durante a realização do prognóstico verificamos a existência de uma falha a ser
atravessada pelo poço a 798,85m entre os topos das formações Cabo Ledo e Fm.
Quisonde.

47
Locação do poço Verde-3
Depois de vários estudos conseguimos sugerir um poço (fig.36) no prospeto P e
fez-se a locação do poço Verde-3. Este poço representado é apenas uma
simulação, em que o mesmo está localizado entre o Verde 1 e 2. Está localizado
na latitude de 9º45´54.7119´´S e longitude de 13º37´36.7051´´E. Situada no
mapa em cor verde.

Figura 35/ Locação do Poço Verde-3

Figura 36/ Mapa Estrutural com locação do poço Verde-3

Verde-3

48
Avaliação de Formações
Avaliação das formações é uma análise feita antes da perfuração das formações,
estruturas, falhas, anomalias, e prevenções que devemos ter ao perfurarmos aquela zona.
Também devemos saber os instrumentos ou equipamentos a usar durante a perfuração,
ou seja, é uma simulação da perfuração.
O objetivo do poço Verde-3 é de avaliar o potencial de hidrocarbonetos do reservatório
das areias do cuvo superior que se encontra no prospecto P. O programa de avaliação de
formações foi feito tendo em conta os objetivos do poço Verde-3, onde está
representada as técnicas ou ferramentas ligadas ao LWD/MWD bem como de
Mudlogging que serão usadas para atingir os objetivos do poço, as litologias que serão
atravessadas, as secções, os objetivos em cada secção.

Figura 37/ Avaliação de Formações

49
Conclusão
Apôs avaliação do Bloco KON Pantera com 4 poços (Amarelo-4,5; Verde-1,2)
perfurados no Bloco foi possível correlacionar os mesmos o que nos permitiu observar a
continuidade lateral das formações presentes da idade Cretácico ao Quaternário.
Durante a avaliação petrofísica apenas foi possível avaliar os poços do campo Amarelo
(4 e 5), devido a ausência de alguns perfis de poço, em que os seus objetivos foram
identificados na secção pós-salífera, concretamente no reservatório da formação Binga,
em que o poço Amarelo-4 teve como resultado óleo e gás e no poço Amarelo-5 teve
como resultado indícios de hidrocarbonetos.
Na avaliação Geofísica foram analisados dados de Grav/Mag e sísmica má qual foram
interpretadas quatro linhas sísmicas (NW-SE, SW-NE) e seis horizontes sísmicos,
permitiu identificar, falhas, armadilhas estruturais.
Das estruturas avaliadas foi possível identificar o lead P é uma armadilha estrutural do
tipo anticlinal localizada na base do sal, com uma área de 10.23 km², um Apex de 3195
e um Spil-point é de 3240, apresentando um STOIIP é de 6.106 m³ (37,7Mbbl) e o
GCoS de 21,43%. O seu principal risco é a armadilha.
Foi feita uma simulação da proposta de uma aquisição sísmica, detalhada na área do
Lead P, com a integração de estudos de geologia e geofísica, propormos um prospeto e
a locação do poço.

50
Recomendações
 Fazer uma aquisição sísmica 2D ou 3D na zona do alto estrutural
onde foi identificado a estrutura anticlinal
 Sugerimos que se crie condições para execução do poço Verde-3,
com o objetivo de provarmos a presença de hidrocarbonetos no
prospeto sugerido.
 Reativar os campos existentes no Bloco para determinamos o
remanescente;
 Recomendamos que as autoridades façam mais investimentos nas
Bacias onshore.

51
Glossário
 Curvas isópacas: curvas com a mesma espessura;
 Cordilheira: Cadeias montanhosas;
 Peneplanícies: Planícies planas;
 Break-up Unconformity: discordância de rotura;
 Halocinése: Movimento do sal;
 Rafts: estruturas altas do pós-sal;
 Timing: Sincronismo;
 Cap-rock: Rocha selante;
 Pinch-out: Estrutura estratigráfica discordante, formada devido a falta de
deposição dos sedimentos;
 Flatter: horizontalizar uma determinada formação em vários poços;
 Workover: limpeza do poço;
 DSTs: Teste de produção;
 TD: Profundidade total;
 Misties: Erros;
 Inline: linha sísmica direita;
 Crossline: linha que cruza inline;
 Pick: Pontos positivo, é quando as ondas sísmicas passam de uma zona com
impedância acústica baixa para uma zona de alta impedância;
 Trough: Pontos negativos, é quando as ondas sísmicas passam de uma zona com
impedância acústica alta para uma zona de baixa impedância;
 Well seismic tie: Amarração do poço a sísmica;
 VSP: Perfil vertical sísmico;
 Apex: ponto mais alto da estrutura anticlinal;
 Spill point: a zona baixa da estrutura anticlinal por onde o hidrocarboneto migra
para outras estruturas;
 Fm: Formação.

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