TIG - Bacia do Solimões

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Bacia do Solimões - AM, Brasil: Da gênese à exploração
Agnes Tuane Alves 1; Ana Verônica Magalhães 2; Flávia Enaile Rodrigues 3; Jennyfer Ferreira 4; Marina Borges 5
Werner Weber 6(Orientador)
Centro Universitário de Belo Horizonte, Belo Horizonte, MG
1anav.md@live.com; 2agnestuanesz@hotmail.com;3fer20111006@hotmail.com; 4jennyfer09@hotmail.com; 5marinaborgesp@hotmail.com
Resumo: O presente trabalho trata-se de uma revisão bibliográfica sobre a Bacia Sedimentar do Solimões e a exploração de petróleo na mesma. A Bacia Sedimentar do Solimões localiza-se na região norte do Brasil, no estado do Amazonas, constitui uma área de aproximadamente 950.000 km2 de área sedimentar, sendo cerca de 480.000 km2 de área favorável a prospecção de petróleo (óleo, gás e condensado). Essa bacia tem grande importância econômica devido à alta qualidade dos hidrocarbonetos comerciais, mas por estar em áreas indígenas e reservas florestais há restrições legais.
Palavras-Chave: bacia sedimentar, Bacia do Solimões, petróleo.
Abstract: The present work it is a literature review on the Solimões Sedimentary Basin and the exploitation of oil in it. The Solimões Sedimentary Basin is located in northern Brazil in the state of Amazonas, is an area of ​​approximately 950,000 km2 of sedimentary area , with about 480,000 km2 of favorable area for oil (oil , gas and condensate ) . This basin has great economic importance due to the high quality of commercial hydrocarbons, but because it is located in indigenous areas and forest reserves there are legal restrictions.
Keywords: sedimentary basin, the Solimões Basin, oil.
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INTRODUÇÃO
Bacias sedimentares é resultado da subsidência de uma placa tectônica, formando depressões na superfície terrestre. Tais depressões permitem o acúmulo e preservação dos sedimentos. A acumulação desses sedimentos em camadas e o processo de litificação formam as rochas sedimentares. Junto aos sedimentos podem ser transportados restos de matéria orgânica e, posteriormente, é possível que haja a formação de petróleo. 
A Bacia Sedimentar do Solimões está localizada no norte do Brasil, no estado do Amazonas. Limita-se ao norte pelo Escudo das Guianas; ao sul pelo Escudo Brasileiro; a oeste com a Bacia do Acre, pelo Arco de Iquitos; e a leste, com a Bacia do Amazonas, pelo Arco de Purus (Fig. 1). Trata-se de uma bacia paleozóica intracratônica com cerca 950.000 km2 de área sedimentar total, dos quais 480.000 km2  correspondem à área prospectável para petróleo (óleo, gás e condensado) (Barata e Caputo, 2007). Dentro da bacia, o Arco de Carauari a divide em duas sub-bacias: Jandiatuba a oeste, e Juruá a leste (Fig. 2). A sub-Bacia do Jandiatuba, por estar em áreas indígenas e reservas florestais, é pouco conhecida devido às restrições legais. Já a sub-Bacia do Juruá é melhor conhecida, em função da intensa pesquisa de petróleo desenvolvida pela Petrobrás a partir de 1978 (Eiras, 1999).
Fig. 1: Localização da Bacia do Solimões (Fonte: modificado de Oliveira, 2010).
Fig. 2: Subdivisão da Bacia do Solimões.				
Sub-Bacia de Jandiatuba, Sub-Bacia de Juruá e o Arco de Carauari. (Fonte: Clark, 2002).
A formação do petróleo requer a associação de uma série de fatores, como: a existência de rochas ricas em matéria orgânica (rochas geradoras); condições adequadas (tempo e temperatura); a existência de uma rocha com porosidade e permeabilidade necessárias à acumulação e produção do petróleo (rochas reservatório). No presente trabalho será possível compreender melhor os processos de formação dos hidrocarbonetos da Bacia Sedimentar do Solimões, bem como a gênese da região em estudo.
METERIAIS E MÉTODOS
Para o desenvolvimento deste estudo foi realizada uma revisão bibliográfica em de artigos acadêmicos já publicados, livros relacionados e sites de pesquisas e das empresas responsáveis pela exploração dos recursos na área estudada.
Após esta fase foi possível fundamentar todas as informações e elaborar o estudo proposto sobre os processos de formação e exploração da Bacia do Solimões.
O CONTEXTO GEOLÓGICO E ESTRATIGRAFIA DA BACIA DO SOLIMÕES
Na sub-bacia de Jandiatuba, o substrato Proterozóico sobre o qual se implantou a Bacia do Solimões é formado de rochas ígneas e metamórficas, enquanto na sub-bacia do Juruá se destacam também rochas metassedimentares depositadas numa sequência de bacias que constituíam um sistema de riftes proterozóicos, preenchidos por sedimentos da Formação Prosperança. O arcabouço estratigráfico da Bacia do Solimões pode ser dividido em cinco seqüências deposicionais limitadas por discordâncias regionais, a saber: Ordoviciano, Siluriano Superior-Devoniano Inferior, Devoniano Médio-Carbonífero Inferior, Carbonífero Superior-Permiano e Cretáceo Superior Quaternário. A ordem estratigráfica foi denominada na mesma ordem geocronológica: Formação Benjamin Constant, Formação Jutaí, Grupo Marimari (Formações Uerê e Jandiatuba), Grupo Tefé (Formações Juruá, Carauari e Fonte Boa), Grupo Javari (Formação Alter do Chão e Solimões), incluindo-se ainda o Magmatismo Penatecaua de idade Triássica (Fig. 3).
Formação Benjamin Constant 
No Ordoviciano, a região da atual Sub-bacia do Juruá era uma plataforma estável separada por uma zona de charneira de uma área mais subsidente a oeste, a Sub-bacia de Jandiatuba. A Formação Benjamin Constant, meso-ordoviciana, é o registro da primeira transgressão marinha fanerozóica na bacia, registros de micro fosseis encontrados em folhelhos da região indicam ambiente de praia ou marinho raso. 
Formação Jutaí
A primeira manifestação do arco de Carauari como um divisor bacial ocorreu no Neo-siluriano. O mar, também provindo de oeste, ultrapassou a região de Carauari e recobriu o extremo ocidental da sub-Bacia do Juruá. A Formação Jutaí é o registro estratigráfico desse evento. 
Grupo Marimari
Mais uma invasão marinha aconteceu de oeste para leste, no Meso-devoniano. Desta vez, o mar ultrapassou o Arco de Carauari, que já se manifestava bem evidente, e alcançou a área plataformal do Juruá, que passou a ter um comportamento abertamente subsidente, enquanto na Sub-bacia do Jandiatuba predominou uma sedimentação predominantemente argilosa em ambiente marinho relativamente mais profundo. Sobre o Arco de Carauari e na Sub-bacia do Juruá houve alternância de deposição de sedimentos arenosos e argilosos, ricos em espículas de esponjas silicosas, e sedimentos mais argilosos, ricos em matéria orgânica. Condições de alta anoxia (sem oxigênio) aconteceram no auge da transgressão (Neofrasniano-Eofameniano), favorecendo a preservação da matéria orgânica em algumas camadas argilosas. O grupo Marimari se divide em duas formações: Uerê, que contém as rochas com espículas silicosas, e Jandiatuba, que consiste em diamictitos e folhelhos pretos, onde se encontram as camadas com maiores teores de carbono orgânico. 
Grupo Tefé
O Grupo Tefé é o registro sedimentar da quarta e última invasão marinha ocorrida na bacia, indo do Neocarbonífero ao Eopermiano. Nesse período, o clima tornou-se quente e árido, favorecendo inicialmente a formação de depósitos de barras de maré e de dunas eólicas costeiras, que são as melhores rochas-reservatório, e, posteriormente, uma espessa seqüência evaporítica, onde estão localizadas as rochas selantes efetivas da bacia. O Grupo Tefé é composto pelas formações Juruá (terrígena basal), Carauari (evaporítica) e Fonte Boa (redbeds), conforme estabelecido por Silva (1987).
Magmatismo Penatecaua
Após a regressão marinha ocorrida possivelmente no final do Permiano, houve exposição e intensa erosão das rochas paleozóicas, principalmente da Formação Fonte Boa, incrementada por soerguimentos causados pelas intrusões de soleiras de diabásio no Triássico, e pelos dobramentos decorrentes do Tectonismo Juruá. Esse evento tectônico resultou na formação de dobras anticlinais que, na província do Juruá e Urucu, constituem as trapas das acumulaçõesde óleo e gás.
Grupo Javari
No Neocretáceo, a bacia voltou a se comportar como uma área subsidente. Implantou-se, então, um sistema fluvial de alta energia que perdurou até o final desse período e foi responsável pela deposição, agora sob clima úmido, de uma seqüência essencialmente arenosa. As águas dessa bacia fluvial eram drenadas para o pretérito Oceano Pacífico. O início do soerguimento da Cadeia Andina começou a isolar essa bacia fluvial no Paleógeno. A elevação da umidade também favoreceu o desenvolvimento de uma vegetação incipiente, que depois viria a se tornar a pujante Floresta Amazônica de hoje. Nesse ambiente, foram depositados sedimentos principalmente argilosos junto com níveis ricos em restos vegetais e conchas de moluscos. A partir do Mioceno, época do paroxismo andino, a bacia passou a ser entulhada pelo abundante porte de sedimentos provenientes do Cinturão Andino e começou a se implantar a rede de drenagem em direção ao Oceano Atlântico, indicados da bacia hidrográfica atual. No Quaternário, ainda como consequência isostática da construção andina, alguns rios tiveram seus gradientes elevados e aumentaram a competência em transportar sedimentos. Como resultado foi depositado sedimentos essencialmente arenosos na região entre os rios Jutaí e Negro. Essa unidade cenozóica, essencialmente argilosa, forma uma cunha sedimentar desde o Arco de Purus até as bacias subandinas, onde chega a atingir mais de 7.000 m de espessura e recebe a denominação de Formação Solimões. A seção superior pleistocênica, essencialmente arenosa é denominada informalmente de membro superior, que pode futuramente ser formalizado como uma subunidade. Mantém-se a Formação Solimões, juntamente com a Formação Alter do Chão, no Grupo Javari. Expõem a presença de uma discordância litológica e, em parte, erosional entre essas duas formações. O hiato de tempo entre a deposição dessas duas unidades parece aumentar para leste.
Fig. 3: Carta estratigráfica da Bacia do Solimões. (Fonte: CPRM)
SISTEMA PETROLÍFERO 
O petróleo é uma mistura de hidrocarbonetos, resultado da ação da pressão e temperatura exercida pelas camadas de rochas ao longo do tempo geológico (milhões de anos) sobre a matéria orgânica depositada. Todo o petróleo existente no subsolo é produzido na forma de líquido ou de gás, sendo geralmente chamado de óleo cru ou gás natural, dependendo do estado da mistura dos hidrocarbonetos. Já o composto denominado de condensado, trata-se de uma mistura de hidrocarbonetos que se encontra no estado gasoso em subsuperfície e torna-se líquida na superfície. A composição química do petróleo consiste basicamente de 11 a 13 % de hidrogênio e 84 a 87 % de carbono, podendo ainda possuir, em menores proporções, átomos de enxofre, nitrogênio e oxigênio. Dependendo de sua composição e das condições iniciais de pressão e temperatura de um reservatório (P e T), o petróleo pode ser encontrado no estado monofásico ou bifásico e, assim, classificar seu grau de viscosidade.
A indústria petrolífera foi gradualmente percebendo que para se encontrar jazidas de hidrocarbonetos de volume significativo era imprescindível que um determinado número de requisitos geológicos ocorresse simultaneamente nas bacias sedimentares. Um sistema petrolífero ativo compreende a existência e o funcionamento de quatro elementos (rochas geradoras, rochas reservatório, rochas selantes e trapas) e dois fenômenos geológicos dependentes do tempo (migração e sincronismo), que serão descritos a seguir.
Rochas Geradoras
São estas rochas que, submetidas a adequadas temperaturas e pressões, geraram o petróleo em subsuperfície. Rochas geradoras são normalmente constituídas de material detrítico de granulometria muito fina (fração argila), tais como folhelhos ou calcilutitos, A princípio, quanto maior a quantidade de matéria orgânica, mais capacidade terá a rocha para gerar grandes quantidades de petróleo. Entretanto, a incorporação desta matéria orgânica na rocha deve vir acompanhada da preservação de seu conteúdo original, rico em compostos de C e H. Para isto, o ambiente deve estar livre de oxigênio, elemento altamente oxidante e destruidor da riqueza em C e H das partículas orgânicas originais. Em suma, ambientes anóxicos favorecem a preservação da matéria orgânica.
Rochas sedimentares comuns apresentam teores de Carbono Orgânico Total (COT, teor em peso) inferior a 1%. Para uma rocha ser considerada como geradora seus teores devem ser superiores a este limite de 1%.
Em condições normais, uma rocha geradora começa a transformar seu querogênio em petróleo quando encontram-se a temperaturas da ordem de 80 °C. Nessa temperatura as moléculas de querogênio partem-se e dão origem ao óleo, com gás associado. Acima de 130 °C forma-se apenas gás e, passando dos 210 °C, os hidrocarbonetos desaparecem totalmente, restando apenas vestígios de carbono.
Migração
Uma vez gerado o petróleo, ele passa a ocupar um volume maior do que o querogênio original na rocha geradora. Esta se torna supersaturada em hidrocarbonetos e a pressão excessiva dos mesmos faz com que a rocha-geradora se frature intensamente, permitindo a expulsão dos fluidos para zonas de pressão mais baixa. A viagem dos fluidos petrolíferos até à chegada em um local portador de espaço poroso, selado e aprisionado, apto para armazená-los, constitui o fenômeno da migração.
Trapa ou Armadilha
As trapas ou armadilhas são configurações geométricas das rochas sedimentares que permitem a focalização dos fluidos migrantes nos arredores para locais elevados, que não permitam o escape futuro destes fluidos. Elas podem ser simples como o flanco de homoclinais ou domos salinos, ou, mais comumente, como o ápice de dobras anticlinais, ou até situações complexas como superposição de dobras e falhas de natureza diversas.
Rochas Reservatório
Rochas-reservatório são normalmente litologias compostas por material detrítico de granulometria fração areia a seixo, portadores de espaço poroso onde o petróleo será armazenado e, posteriormente, será extraído. Tais rochas são geralmente os arenitos, calcarenitos e conglomerados diversos. Entretanto, qualquer rocha que contenha espaço poroso, não necessariamente intergranular, de natureza diversa causado por fraturamento ou dissolução também pode fazer às vezes de rochas- reservatório.
Rocha Selante
Uma vez atraídos para o interior de uma trapa ou armadilha, os fluidos petrolíferos devem encontrar uma situação de impermeabilização tal que os impeça de escaparem. Normalmente, esta condição é provida por rochas selantes, situadas acima das rochas reservatório, que impedem o escape dos fluidos, aprisionando-os e formando assim uma acumulação petrolífera. Rochas selantes são normalmente de granulometria fina (folhelhos, siltitos, calcilutitos) ou qualquer rocha de baixa permeabilidade.
Sincronismo
Sincronismo é o fenômeno que faz com que as rochas geradoras, reservatórios, selantes, trapas e migração se originem e se desenvolvam em uma escala de tempo adequada para a formação de acumulações de petróleo. Se estes elementos e fenômenos não seguirem uma ordem temporal favorável, de nada adiantará a existência defasada de grandes estruturas, abundantes reservatórios e rochas geradoras com elevado teor de matéria orgânica na bacia sedimentar.
Fig. 4: Formação do petróleo
RESULTADOS E DISCUSSÕES
Pelo menos dois sistemas petrolíferos podem ser identificados na Bacia do Solimões, são eles: Jandiatuba-Juruá e Jandiatuba-Uerê, definidos de acordo com a classificação de Magoon e Dow, 1994. 
O sistema Jandiatuba-Juruá é o mais significatico. Contém a quase totalidade (99,8% de óleo equivalente) das acumulações comerciais de óleo, gás e condensado da Bacia do Solimões. As rochas geradoras principais desse sistema petrolífero são os folhelhos radioativos devonianos (Frasniano Superior) da Formação Jandiatuba. A unidade está associada a uma fase transgressiva, interpretada como uma superfície de inundação máxima (SIM) e marca um evento mundialde anoxia. Tais folhelhos apresentam espessura máxima de 40 a 50 m, teor em carbono orgânico (COT) máximo de 8,25%. As rochas geradoras secundárias são os folhelhos e diamictitos radioativos (COT de 0,65-1,45%), também, pertencentes a Formação Jandiatuba e os folhelhos silicosos (COT entre 1,48 e 3,07%) da Formação Uerê.
As principais rochas reservatório são os arenitos carboníferos da Formação Juruá, com até 50 metros de espessura. Os arenitos flúvio-deltaicos da seção basal apresentam porosidade de 9-11%, e permeabilidade de 1 a 350 mD. Enquanto que os arenitos eólicos da seção superior apresentam até 22,5% de porosidade e permeabilidade de 100 a 320 mD. Os arenitos eólicos constituem os melhores reservatórios da Formação Juruá.
As rochas selantes são os evaporitos (anidrita e halita) e folhelhos, também carboníferos, presentes dentro da própria Formação Juruá e na base da Formação Carauari.
As trapas atualmente exploradas são do tipo estrutural, desenvolvidas durante o Megacisalhamento do Solimões. No Neojurássico, com o início da abertura do Oceano Atlântico Sul, a região norte da América do Sul ficou submetida a esforços compressivos horizontais de grande magnitude, originando o Megacisalhamento do Solimões (Caputo e Silva, 1990). Este tectonismo foi responsável pela formação de dobramentos e falhas reversas de direção geral NE-SW com anticlinais associadas.
A relação entre o tempo de geração do petróleo e a formação das estruturas é importante para o trapeamento do petróleo. Baseando-se somente na historia de soterramento da rocha fonte, a geração de petróleo teria ocorrido no Neopermiano. Segundo Bender et al. (2001) na Bacia do Solimões, a temperatura, o volume e a geometria das várias intrusões ígneas, e a conseqüente sobrecarga causada por elas, foram fatores decisivos na evolução termal e geração de petróleo.
Quanto ao sistema petrolífero Jandiatuba-Uerê, este é deficiente em vários aspectos e contém uma quantidade relativamente pequena de petróleo na Bacia do Solimões. Os principais pontos negativos são: heterogeneidade da rocha-reservatório (variações diagenéticas), pouca eficiência da rocha selante e pouca definição do tipo de trapa no registro sísmico. Como pontos favoráveis, pode-se citar: possibilidade de existir outros tipos de “play”, diferentes do “play” Juruá, e chance de conter maior quantidade de frações líquidas de petróleo. Este último caso é justificado porque a rocha-reservatório se encontra estratigraficamente mais baixa e, portanto, mais distante da fonte de calor das soleiras que craquearam o petróleo na rocha geradora ou na própria rocha reservatório.
	Fig. 4: Modelo de acumulação proposto pela Petrobrás. (Fonte: Clarck, 2002)	
A sub-Bacia do Juruá é a melhor conhecida do ponto de vista geológico e geofísico, em função das pesquisas petrolíferas aí desenvolvidas e por conter os principais campos exploratórios da Bacia do Solimões, sendo quatro campos na província gaseífera de Juruá e cinco campos na província oleífera de Urucu (Fig. 5). O petróleo de Urucu é de alta qualidade, sendo o mais leve entre os óleos processados nas refinarias do País.
Fig. 5: Seção geológica esquemática da Bacia do Solimões.
CONCLUSÃO
Através da análise dos dados disponíveis é possível concluir que a Bacia do Solimões teve seu processo de formação a aproximadamente 5,4 – 2,5 Ga, sendo definida como uma bacia paleozóica.
Seu processo de formação deve-se a duas fases, sendo: a primeira, onde ocorreu o soterramento e fluxo térmico ocorrido no Neopermiano-Eotriássico, e a segunda no Neotriassico, relacionada a anomalia térmica provocada pelas intrusões de diques e soleiras de diabásio.
As rochas paleozóicas da Bacia do Solimões não afloram, e encontram-se intrudidas pelos diques e soleiras de diabásio já citadas, os quais influenciaram fortemente a evolução térmica da matéria orgânica contida na rocha geradora e acumulada na rocha reservatório.
Em relação ao potencial petrolífero da região é imprescindível destacar a grande atividade exploratória que ocorre na sub-bacia do Juruá, em função da intensa pesquisa desenvolvida pela Petrobrás a partir de 1978. Em contrapartida a sub-bacia do Jandiatuba, por estar em áreas indígenas e reservas florestais é pouco explorada devido a restrições legais.
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