processos sedimentares

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Unidade 5: Processos Sedimentares
Para haver acumulação de petróleo e/ou gás é necessária à existência de uma rocha capaz de gerar o óleo, a presença de uma rocha reservatório e de uma barreira capeadora com uma retenção tridimensional, que irão constituir uma armadilha (ou trapa) para a acumulação de petróleo.
A rocha geradora de petróleo é aquela que se formou, cronológica e estruturalmente, com características de granulação muito fina, rica em matéria orgânica, gerando o petróleo para a formação armazenadora ou rocha reservatório.
A rocha reservatório é aquela com condições geológicas de armazenar o fluido e, normalmente, é mais extensa que o depósito do fluido nela encontrado. Geralmente, ela armazena os fluidos na seguinte distribuição: uma capa de gás superior; uma capa de óleo intermediária e uma capa de água salgada inferior. 
5.1 Como Formas e Processos se Relacionam para Formação do Petróleo
Os hidrocarbonetos líquidos (petróleo) e gasosos (gás natural) são compostos orgânicos complexos que ocorrem na natureza no interior de poros e/ou fraturas, principalmente de rochas sedimentares. Eles são formados basicamente por hidrogênio e carbono, além de quantidades variáveis de oxigênio e de enxofre, juntamente com elemento-traço metálicos, tais como vanádio, cromo, níquel, etc.
Como os hidrocarbonetos são encontrados quase que somente em rochas sedimentares e não em rochas magmáticas ou metamórficas, a maioria dos geólogos acredita que os hidrocarbonetos sejam gerados e armazenados em rochas sedimentares. Os processos de geração e de migração dos hidrocarbonetos são complexos e muito discutíveis, mas, em geral, acredita-se que a fonte primária seja microorganismos marinhos. Eles são acumulados em sedimentos pelíticos (silte e argila) e decompostos por bactérias anaeróbias. Segue-se um soterramento em profundidades e temperaturas crescentes, que atuam por milhões de anos, propiciando a perda de componentes voláteis e concentração do carbono, até a completa transformação em hidrocarbonetos.
Até cerca de 1 Km de profundidade a temperatura situa-se ao redor de 50ºC, a matéria orgânica sofre processos diagenéticos, mas permanece ainda imatura, havendo produção só de metano. Abaixo de 1Km até mais de 3 Km de profundidade, com temperaturas variáveis entre 50ºC e 200ºC, a matéria orgânica é submetida à catagênese (processos diagenéticos tardios) e são gerados hidrocarbonetos líquidos (petróleo). Quando a temperatura ultrapassa os 200ºC, a profundidade em geral maiores que 3.000 metros, a matéria orgânica pode sofrer metagânese (processos metamórficos precoses) e passa a gerar somente hidrocarbonetos gasosos.
A matéria orgânica que será convertida em petróleo sofre gradual persa dos componentes voláteis com conseqüente enriquecimento em carbono. Uma das grandes diferenças entre as origens do carvão mineral e dos hidrocarbonetos reside na natureza da matéria orgânica que é predominantemente lenhosa, no carvão, e composta por algas e outros microrganismos, no caso dos hidrocarbonetos. Comumente, verifica-se a coexistência de petróleo e gás natural, mas dependendo das condições de pressão e temperatura, ocorre a predominância de um deles.
5.1.1 – Migração e armazenamento dos hidrocarbonetos
Os hidrocarbonetos formados migram para fora da rocha geradora, geralmente pelítica com baixos valores de permeabilidade, para meios mais porosos e permeáveis. Este processo é denominado de migração primária. Por outro lado, a movimentação dos hidrocarbonetos através de rochas mais porosas e permeáveis, após serem expulsos da rocha geradora com participação da água subterrânea, é chamada de migração secundária. Em última instância em seu caminho para superfície, os hidrocarbonetos podem ser dissipados através de exsudação, isto é, exalação com perda de gases e componentes mais leves com retenção apenas das frações mais pesadas e viscosas. Entretanto, em circunstâncias mais favoráveis, quando existem rochas capeadoras adequadas, eles são retidos para formar uma jazida em rocha reservatório, situada por baixo de camadas impermeáveis.
Quaisquer arenitos, calcários e dolomitos porosos e permeáveis representam rochas armazenadoras potenciais. As freqüências dos tipos litológicos de rocha-reservatório de petróleo no mundo são de 59% de arenitos, 40% de calcários e dolomitos e 1% de outras rochas fraturadas (inclusive cristalinas).
Além dos processos de migração e da existência de rochas reservatório para que seja encontrada acumulação de petróleo, são necessárias as rochas capeadoras, que tem função de “selar” os reservatórios. Elas são comumente compostas de folhelhos e evaporitos ou, menos freqüentemente, de calcários e arenitos pouco permeáveis.
As estruturas para acumulação de petróleo são chamadas trapas ou armadilhas, que podem ser classificadas em estruturais, estratigráficas e hidrodinâmicas (Figura 1). As armadilhas estruturais são controladas pela presença de camadas sedimentares deformadas (dobradas e/ou falhadas) e diápiros de sal. As armadilhas estratigráficas são primeiramente devidas as barreiras de permeabilidade, que são originadas por fatores sedimentares. Os elementos que originam as armadilhas estratigráficas são, variações litológicas e/ou estratigráficas, tais como mudança faciológica, variações de propriedades petrofísicas, acunhamento ou adelgaçamento de camadas, etc. As armadilhas hidrodinâmicas formam um grupo muito raro de reservatórios, onde o petróleo é retido pelo gradiente hidrodinâmico, isto é, pressões hidrostáticas retêm o petróleo em posição estável. Esta situação poderia ser encontrada em dobra monoclinal. Alguns contatos petróleo-água adernados, encontrados em raras situações, sugerem que os fatores hidrodinâmico sejam importantes nestas acumulações de hidrocarbonetos.
Figura 1 – Esquemas simplificados de quatro tipos de armadilhas (ou trapas) de hidrocarbonetos. O petróleo jaz debaixo do gás e sobre a água subterrânea. Esses fluidos saturam os poros das rochas-reservatório (ou rochas armazenadoras). Em (A), tem-se armadilhas estruturais e em (B) há armadilhas estratigráficas (Suguio, 1980)
5.2 Rochas Geradoras
O petróleo tem origem a partir da matéria orgânica depositada junto com os sedimentos. A matéria orgânica marinha é basicamente originada de microorganismos e algas que formam o fitoplâncton e não pode sofrer processos de oxidação. A necessidade de condições não-oxidantes pressupõe um ambiente de deposição composto de sedimentos de baixa permeabilidade, inibidor da ação da água circulante em seu interior. A interação dos fatores – matéria orgânica, sedimento e condições termoquímicas apropriadas – é fundamental para o início da cadeia de processos que leva à formação do petróleo. A matéria orgânica proveniente de vegetais superiores também pode dar origem ao petróleo, todavia sua preservação torna-se mais difícil em função do meio oxidante onde vivem.
O tipo de hidrocarboneto gerado, óleo ou gás, é determinado pela constituição da matéria orgânica original e pela intensidade do processo térmico atuante sobre ela. A matéria orgânica proveniente do fitoplâncton, quando submetida a condições térmicas adequadas, pode gerar hidrocarboneto líquido. O processo atuante sobre a matéria orgânica vegetal lenhosa poderá ter como conseqüência a geração de hidrocarboneto gasoso.
Admitindo-se um ambiente apropriado, após a incorporação da matéria orgânica ao sedimento, dá-se aumento de carga sedimentar e de temperaturas, começando, então, a se delinear o processo que passa pelos seguintes estágios evolutivos: (Figura 2)
Na faixa de temperaturas baixas, até 65ºC, predomina a atividade bacteriana que provoca a reorganização celular e transforma a matéria orgânica em querogênio. O produto gerado é metano bioquímico ou biogênico. Este processo é denominado diagênese;
O incremento de temperatura, até 165ºC, é determinante da quebra das moléculas de querogênio e resultana geração de hidrocarbonetos líquidos e gás – Catagênese;
A continuação do processo, avançando até 210ºC, propicia a quebra das moléculas de hidrocarbonetos líquidos e sua transformação em gás leve – Metagênese;
Ultrapassando essa fase, a combinação do incremento de temperatura leva à degradação do hidrocarboneto gerado, deixando como remanescente grafite, gás carbônico e algum resíduo de gás metano – Metamorfismo.
Assim o processo de geração de petróleo como um todo é resultado da captação da energia solar, através da fotossíntese, e transformação da matéria orgânica com a combinação do fluxo de calor oriundo do interior da Terra.
Figura 2 – Transformação termoquímica da matéria orgânica e a geração de petróleo
5.3 – Migração do Petróleo
Para se ter uma acumulação de petróleo é necessário que, após o processo de geração, ocorra a migração e que esta tenha seu caminho interrompido pela existência de algum tipo de armadilha geológica.
Do estudo dos fatores controladores da ocorrência do petróleo, a migração, é o mais questionado, o menos conclusivo, e o que mais sucinta polêmica entre os geólogos de petróleo. O fato é que o petróleo é gerado em uma rocha dita fonte, ou geradora, e se desloca para outra, onde se acumula, dita reservatório. As formas de migração têm tido várias explicações
A explicação clássica para o processo atribui papel relevante à fase de expulsão da água das rochas geradoras, que levaria consigo o petróleo durante os processos de compactação. Outra explicação estaria no microfraturamento das rochas geradoras. Isto facilitaria o entendimento do fluxo através de um meio de baixíssima permeabilidade, como as rochas argilosos (folhelhos).
À expulsão do petróleo da rocha onde foi gerado dá-se o nome de migração primária. Ao seu percurso ao longo de uma rocha porosa e permeável até se interceptado e contido por uma armadilha geológica dá-se o nome de migração secundária. A não-contenção do petróleo em sua migração permitiria seu percurso continuado em busca de zonas de menor pressão até se perder através de exsudações, oxidação e degradação bacteriana na superfície.
5.4 Rochas Armazenadoras
O petróleo, após ser gerado e ter migrado, é eventualmente acumulado em uma rocha que é chamada reservatório. Esta rocha pode ter qualquer origem ou natureza, mas para se constituir em um reservatório deve apresentar espaços vazios no seu interior (porosidade), e que estes espaços vazios estejam interconectados, conferindo-lhe a característica de permeabilidade. Desse modo, podem se constituir rochas-reservatório os arenitos e calcarenitos, e todas as rochas sedimentares essencialmente dotadas de porosidade intergranular que sejam permeáveis. Algumas rochas, como os folhelhos e alguns carbonatos, normalmente porosos, porém impermeáveis, podem vir a se constituir reservatórios quando se apresentam naturalmente fraturados. 
Uma rocha reservatório, de uma maneira geral, é composta de grãos ligados uns aos outros por um material, que recebe o nome de cimento. Também existe entre os grãos outro material muito fino chamado matriz. O volume total ocupado por uma rocha reservatório é a soma do volume de materiais sólidos (grãos, matriz e cimento) e do volume de espaços vazios existentes entre eles. O volume de espaços vazios é também chamado de volume poroso. Portanto, a porosidade de uma rocha é definida por:
,
e o volume total da rocha é dado pela soma:
Vt = Vp + Vs
Onde:  é a porosidade; Vt é o volume total da rocha; Vp é o volume poroso; e Vs é o volume de sólidos.
A porosidade depende da forma, da arrumação e da variação de tamanho dos grãos, além do grau de cimentação da rocha.
Normalmente existe comunicação entre os poros de uma rocha. Porém, devido à cimentação, alguns poros podem ficar totalmente isolados. Chama-se “porosidade absoluta” a razão entre o volume de todos os poros, interconectados ou não, e o volume total da rocha. À razão entre o volume de poros interconectados e o volume total da rocha dá-se o nome de “porosidade efetiva”. Como os poros isolados não estão acessíveis para a produção de fluidos, o parâmetro realmente importante para a engenharia de reservatórios é a porosidade efetiva, pois representa o volume máximo de fluidos que pode ser extraído da rocha.
A porosidade que se desenvolveu quando da conversão do material sedimentar em rocha é denominada “primária”. Entretanto, após a sua formação, a rocha é submetida a esforços mecânicos, podendo resultar daí o aparecimento de fraturas, ou seja, o aparecimento de mais espaços vazios. Esta nova porosidade é chamada de “secundária”. Em rochas calcárias é freqüente a ocorrência de dissolução de parte dos sólidos devido ao ataque de água da formação, resultando também em porosidade secundária.
A porosidade é medida a partir de perfis elétricos executados nos poços ou de ensaios de laboratório em amostra da rocha.
5.5 - Rocha Selante
Atendidas as condições de geração, migração e reservatório, para que se dê a acumulação do petróleo, existe a necessidade de que alguma barreira se interponha no seu caminho. Esta barreira é produzida pela rocha selante, cuja característica principal é sua baixa permeabilidade.
Além da impermeabilidade, a rocha selante deve ser dotada de plasticidade, característica que a capacita a manter sua condição selante mesmo após submetida a esforços determinantes de deformações. Duas classes de rochas são selantes Poe excelência; os folhelhos e os evaporitos (sal).
A figura 3 esquematiza diversas situações geológicas ilustrando a migração do petróleo desde a rocha geradora até rochas-reservatório. A disposição espacial entre rochas-reservatório e rocha selante propicia a acumulação do petróleo.
Figura 3 – Relações espaciais entre rochas geradoras, reservatórios e selante.
5.6 – Aprisionamento do Petróleo
Um dos requisitos para a formação de uma jazida de petróleo é a existência de armadilhas ou trapas, que podem ter diferentes origens, características e dimensões.
De nada vale uma bacia sedimentar de rochas potencialmente geradoras e seservatório se não estiverem presentes as armadilhas contentoras da migração. O termo armadilha tem conotação ampla e engloba todas as variantes de situações em que possa haver concentração de hidrocarbonetos.
O desenvolvimento de condições para o aprisionamento de petróleo pode ser ditado pela geração de esforços físicos que vão determinar a formação de elementos arquitetônicos que se transformam em abrigos para a contenção de fluidos. A formação de uma armadilha pode prescindir da atuação de esforços físicos diretos. É o caso das acumulações resultantes das diferenças entre os sedimentos, ou da atuação de causas hidrodinâmicas.
Convencionalmente, as armadilhas são classificadas em estruturais, estratigráficas e mistas ou combinadas, embora nem sempre na prática sejam simples suas individualizações. As armadilhas mais prontamente descobertas em uma bacia têm controle dominantemente estrutural e detêm os maiores volumes de petróleo. Elas são respostas das rochas aos esforços e deformações, e nesse tipo enquadram-se as dobras e falhas (Figura 4).
Figura 4 – Armadilhas estruturais
As anticlinais dobradas englobam grandes volumes de petróleo, e nelas está situada a maioria dos campos gigantes. São de fácil identificação tanto por métodos geológicos de superfície quanto por métodos geofísicos.
As falhas desempenham um papel relevante para o aprisionamento de petróleo ao colocar rochas reservatórios em contato com rochas selantes. O modelo de aprisionamento com base em sistemas de falhas é aplicado com sucesso nas bacias sedimentares brasileiras, principalmente na do recôncavo e nas bacias costeiras.
As armadilhas estratigráficas não têm relação direta com esforços atuantes nas bacias sedimentares, e são determinadas por interações de fenômenos de caráter peleogeográfico, caso dos paleorrelevos, e sedimentológicoscomo as variações laterais de permeabilidade (figura 5).
Figura 5 – Armadilhas estratigráficas e paleogeomórficas
As armadilhas combinadas ou mistas compreendem aquelas situações em que as acumulações de hidrocarbonetos têm controle tanto de elementos estruturais quanto estratigráficos.
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