Tudo sobre o Petróleo

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Departamento de Geologia da SEAPETRO – Angelo J. Nascimento / Portugal Jr. / Rodrigo
Geologia do Petróleo 
Wallace Augusto de A Costa
Serviço de Aprendizagem em Petróleo
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ORIGEM DO PETRÓLEO
A origem do petróleo é um dos mistérios mais bem guardados pela natureza, existindo duas linhas teóricas para a explicação de sua gênese.
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TEORIA INORGÂNICA
Postula uma origem sem intervenção de organismos vivos. A teoria de Porfirev enuncia que, sob altas pressões e temperaturas na parte superior do manto, formam-se rochas ultramáficas que contêm óxidos de ferro, compostos voláteis (H2O, CO) e compostos orgânicos equivalentes ao petróleo que podem existir em equilíbrio com o meio circulante.
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TEORIA INORGÂNICA
Os principais argumentos para suportar esta teoria são:
- acumulações comerciais de h/c em rochas cristalinas;
- presença de hidrocarbonetos em gases vulcânicos;
- presença de hidrocarbonetos em meteoritos;
- existência de campos gigantes;
- existência de falhas profundas.
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TEORIA ORGÂNICA
Postula a intervenção de organismos vivos na formação do petróleo. A matéria orgânica depositada com os sedimentos é convertida, por processos bioquímicos durante o soterramento, num polímero complexo denominado querogênio, que, por sua vez, é transformado em hidrocarbonetos por craqueamento térmico a grandes profundidades, sob pressões e temperaturas adequadas.
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TEORIA ORGÂNICA
Os evidências para suportar esta teoria são:
 mais de 99% das acumulações de petróleo encontram-se em 
 rochas sedimentares;
 possibilidade de produzir hidrocarbonetos em laboratório, a 
 partir de matéria orgânica;
 a sintetização de hidrocarbonetos a partir de rochas ricas em matéria orgânica;
- disseminação de hidrocarbonetos em rochas geradoras;
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TEORIA ORGÂNICA
Mais evidências que suportam esta teoria são:
- indicação de origem bioquímica para alguns compostos do petróleo;
- petróleo possui a propriedade de ser oticamente ativo, fato inerente aos compostos orgânicos;
- petróleo só ocorre em reservatórios que estão, de alguma forma, em contato com folhelhos ou carbonatos ricos em matéria orgânica (rochas geradoras).
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TEORIA ORGÂNICA
Atualmente, no mundo ocidental, a teoria orgânica é a que possui maior aceitação entre os geólogos e outros cientistas.
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COMPOSIÇÃO 
E PROPRIEDADES DO PETRÓLEO
O petróleo é formado por uma mistura complexa de hidrocarbonetos e heterocompostos (não hidrocarbonetos).
Hidrocarbonetos são compostos formados exclusivamente de hidrogênio e carbono. A maioria dos petróleos contém mais de 90% de hidrocarbonetos.
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Parafinas são hidrocarbonetos em que os átomos de carbono estão ligados entre si por uma valência simples. No petróleo são encontradas parafinas normais, isoparafinas (ramificadas) e cicloparafinas ou naftenos (cadeia fechada).
COMPOSIÇÃO 
E PROPRIEDADES DO PETRÓLEO
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As parafinas normais podem conter desde 1 até mais de 70 átomos de carbono, porém as com mais de 33 átomos ocorrem em pequena proporção.
As isoparafinas mais importantes do petróleo são os isoprenóides (pristano, fitano, farnesano, etc.).
O ciclopentano e o ciclohexano são os naftenos mais importantes do petróleo.
COMPOSIÇÃO 
E PROPRIEDADES DO PETRÓLEO
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Hidrocarbonetos parafinicos normais (alcanos)
Possuem formula geral CnH2n+2, sendo os nomes desses alcanos formados pelo prefixo(numero de carbonos) e do sufixo ano.Exemplo deles é o metano, constituído por apenas um átomo de carbono ligados a quatro átomos de hidrogênio.
 
	
COMPOSIÇÃO 
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Hidrocarbonetos parafinas ramificadas (isoparafinas ou isoalcanos)
	Podem apresentar ramificações em um ou mais átomos de carbono, tendo a mesma formula geral dos alcanos:
	
COMPOSIÇÃO 
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Hidrocarbonetos parafinicos cíclicos (naftênicos) 
	Os átomos de carbono são dispostos na forma de anéis, podem apresentar radicais parafinicos normais ou ramificados ligados ao anel ou outro hidrocarboneto ciclico. A nomenclatura utilizada é as mesma dos parafinicos agora com prefixo ciclo.
COMPOSIÇÃO 
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Hidrocarbonetos insaturados (olefina, diolefinas ou triolefinas)
	
Os mais comuns são os alcenos, com formula geral CnH2n, aonde o prefixo especifica o numero de carbonos e o sufixo é eno, quando ocorre uma tripla ligação carbono-carbono, os hidrocarbonetos insaturados são denominados de alcinos , e o sufixo é ino
 
	
	
COMPOSIÇÃO 
E PROPRIEDADES DO PETRÓLEO
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Hidrocarbonetos aromáticos
	São formados por ligações duplas e simples que se alternam em anéis com seis átomos de carbono, sendo o mais simples o benzeno, que possui considerável instabilidade, e devido ao seu pronunciado odor todos são conhecidos como hidrocarbonetos aromáticos. 
 
	
COMPOSIÇÃO 
E PROPRIEDADES DO PETRÓLEO
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A tabela abaixo demonstra as principais características das famílias dos hidrocarbonetos:
 
	
COMPOSIÇÃO 
E PROPRIEDADES DO PETRÓLEO
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Não hidrocarbonetos entram na composição do petróleo em proporções variáveis. Todos os petróleos contêm asfaltos, compostos de enxofre, compostos oxigenados, compostos nitrogenados e elementos metálicos.
COMPOSIÇÃO 
E PROPRIEDADES DO PETRÓLEO
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O conteúdo de enxofre no petróleo varia desde frações centesimais até mais de 5%. Os petróleos de maior densidade normalmente são mais ricos em enxofre. Os compostos de enxofre mais comuns são: mercaptans, tiofenos e compostos inorgânicos (ex. H2S ). 
COMPOSIÇÃO 
E PROPRIEDADES DO PETRÓLEO
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O teor de oxigênio nos petróleos é geralmente inferior a 2% e seus compostos principais são ácidos carboxílicos e fenóis.
Elementos metálicos são normalmente encontrados no petróleo, pelo menos quinze já foram identificados, sendo os principais: cálcio, sódio, magnésio, ferro, vanádio, alumínio, lítio, telúrio, bário, estrôncio, manganês e cobre.
COMPOSIÇÃO 
E PROPRIEDADES DO PETRÓLEO
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QUEROGÊNIO: 
COMPOSIÇÃO E CLASSIFICAÇÃO
O querogênio é a fração da matéria orgânica insolúvel em solventes orgânicos, presente nas rochas sedimentares. A porção solúvel é denominada de betume.
Três tiposprincipais, caracterizados no diagrama de Van Krevelen (H/C, O/C) por seus respectivos estágios de evolução, parecem englobar a maioria dos querogênios existentes (Figura 2).
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DIAGRAMA DE VAN KREVELEN
No querogênio do tipo I, a razão H/C é originalmente alta e o potencial para geração de óleo e gás também é elevado. Este tipo de querogênio é derivado principalmente da matéria orgânica algal lacustre (contém 10 a 70% de lipídios) e da matéria orgânica enriquecida em lipídios por ação microbiana.
QUEROGÊNIO: 
COMPOSIÇÃO E CLASSIFICAÇÃO
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DIAGRAMA DE VAN KREVELEN
No querogênio do tipo II, a razão H/C e o potencial de geração de óleo e gás são mais baixos do que os observados no querogênio do tipo I, embora ainda sejam bastante significativos. É usualmente relacionado com a matéria orgânica marinha depositada em ambientes redutores.
QUEROGÊNIO: 
COMPOSIÇÃO E CLASSIFICAÇÃO
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DIAGRAMA DE VAN KREVELEN
No querogênío do tipo III, a razão H/C é baixa e o potencial de geração de óleo é insignificante, mas pode ainda gerar gás quando submetido a temperaturas muito elevadas. A matéria orgânica é principalmente derivada de plantas terrestres superiores, composta basicamente por celulose e lignina que são extremamente deficientes em hídrogênio.
QUEROGÊNIO: 
COMPOSIÇÃO E CLASSIFICAÇÃO
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I - Derivado de matéria orgânica amorfa (algas planctônicas); + 50% lipídios; elevado potencial para gerar HC líquido. 
II - Derivado de matéria orgânica herbácea (polens, esporos); + 40% lipídios; regular/bom potencial para gerar HC líquido.
III - Derivado de matéria orgânica lenhosa (vegetais superiores); potencial desprezível para gerar óleo; Possui alto potencial gerador de gás.
QUEROGÊNIO: 
COMPOSIÇÃO E CLASSIFICAÇÃO
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TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
 
Transformação termoquímica de matéria orgânica e a geração de petróleo:
- Organismos vivos principalmente plânctons, plantas e bactérias vão morrendo e seus restos se depositando em conjunto com o material carreado pelos rios, em mares e lagos.
- A matéria orgânica contém gorduras, proteínas e carboidratos. As gorduras não são facilmente atacáveis pelas bactérias anaeróbicas. Algumas áreas em fundos de mares e lagos são calmas. Sem renovação, acabam ficando desprovidas de Oxigênio.
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- Formação do sapropel: lama putrefata.
- Cerca de 10% desta lama se transforma em menos de um milhão de anos em betume. Os restantes 90% com poucos milhões de anos se transformam em biopolímeros, depois em biomonômeros, depois em geopolímeros (querogênio) e finalmente em petróleo. 
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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Os três principais estágios da transformação da matéria orgânica nos sedimentos são:
diagênese;
catagênese;
- metagênese 
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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A diagênese começa em sedimentos recentemente depositados, onde a atividade microbiana é um dos principais agentes de transformação. Rearranjos químicos ocorrem a pequenas profundidades. No final desta fase, a matéria orgânica consiste principalmente de querogênio. Do ponto de vista da exploração do petróleo, as rochas geradoras são consideradas imaturas.
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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A catagênese resulta do aumento da temperatura, durante a história de soterramento dos sedimentos. A degradação termal do querogênio é responsável pela geração da maioria dos hidrocarbonetos. É a principal fase de formação de óleo e gás úmido. As rochas geradoras são consideradas maturas 
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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A metagênese é alcançada a grandes profundidades, onde há destruição dos hidrocarbonetos líquidos, sendo preservado apenas o gás seco. As rochas geradoras são consideradas senis ou supermaturas. Este estágio começa mais cedo que o metamorfismo da fase mineral.
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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Até 65ºC  Diagênese - Atividade bacteriana que provoca a reorganização celular e transforma a matéria orgânica em querogênio. O produto gerado é o metano bioquímico ou biogênico.
- De 65ºC até 165ºC  Catagênese - Quebra das moléculas de querogênio. O produto gerado é hidrocarbonetos líquidos e gás.
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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De 165ºC até 210ºC  Metagênese - Quebra das moléculas de hidrocarbonetos líquidos. O produto gerado é gás leve.
- Ultrapassando 210ºC  Metamorfismo - Degradação do hidrocarboneto gerado deixando como remanescente gás carbônico e algum resíduo de gás metano.
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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REQUISITOS 
PARA ACUMULAÇÃO DE PETRÓLEO
Para que se forme uma acumulação petrolífera são necessários cinco requisitos básicos:
- presença de rochas geradoras;
- presença de rochas-reservatório;
- presença de rochas capeadoras;
- trapas;
- relações temporais adequadas.
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Geração
Requeridos: matéria orgânica em quantidade suficiente, temperatura e tempo
Migração 
Requeridos: momento adequado e rota de migração adequada
Migração primária
Migração secundária
Acumulação
Requeridos: porosidade e permeabilidade adequadas e selo 
Pode ser até a superfície ou formando outros reservatórios de petróleo
REQUISITOS 
PARA ACUMULAÇÃO DE PETRÓLEO
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Figura A - Os fatores geológicos necessários para a ocorrência 
 de acumulações de petróleo.
Fonte: Alves et al., 1986.
REQUISITOS 
PARA ACUMULAÇÃO DE PETRÓLEO
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Figura B: Relação entre elementos tectônicos e estratigráficos com acumulação de petróleo
REQUISITOS 
PARA ACUMULAÇÃO DE PETRÓLEO
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ROCHAS GERADORAS
São rochas de granulação fina (folhelhos e calcários), cuja matéria orgânica, sob condições termoquímicas adequadas, se transforma em petróleo.
A teoria orgânica moderna postula que o petróleo se origina da matéria orgânica depositada juntamente com os sedimentos numa bacia sedimentar. 
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Como essa matéria
orgânica é produzida e quais as condições para a sua preservação nas rochas sedimentares?
ROCHAS GERADORAS
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O petróleo, do mesmo modo que o carvão, jamais teria existido caso não ocorresse a
fotossíntese nos vegetais que viveram no passado.
A fotossíntese é um processo biológico que se deve à ação da clorofila (Figura11).
ROCHAS GERADORAS
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Figura 6 - Fotossíntese e processos que envolvem o elemento carbono. A maior parte do carbono da Terra está concentrada nos sedimentos, sendo que 18% é orgânico e 82% estão nos carbonatos. A maior parte do carbono orgânico produzido é rapidamente oxidado para CO2 e reciclado para a atmosfera e hidrosfera. Adaptado de Tissot & Welt.
1978.
ROCHAS GERADORAS
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Embora o processo da fotossíntese ainda não seja perfeitamente conhecido, sabe-se que seu ponto de partida é a excitação da clorofila pela ação da luz.
A energia das moléculas de clorofila é utilizada para sintetizar monossacarídeos
(açúcares simples, ex.: glucose) e polissacarídeos (ex.: celulose), fundamentais para as sínteses mais complexas de matéria orgânica nas células vegetais.
ROCHAS GERADORAS
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O mar é a principal fonte de matéria orgânica, que aí é sintetizada principalmente por
algas microscópicas do tipo diatomáceas e dinoflageladas (Figura 12).
Figura 7 - Algas microscópicas típicas: A - diatomáceas e B -dinoflageladas. Fonte: Ferreira, 1989.
ROCHAS GERADORAS
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As algas do grupo das diatomáceas são, atualmente, as responsáveis pela maior parte
da fotossíntese realizada na Terra, fato que as torna as maiores produtoras de matéria orgânica neste planeta - matéria orgânica potencialmente geradora de petróleo. Essas algas são encontradas, atualmente, em todas as regiões do globo terrestre: no mar, nos lagos, nos rios e nos solos úmidos.
As algas diatomáceas contêm 5 a 10% de lipídios, matéria-prima a partir da qual a
maior parte do petróleo é originado.
ROCHAS GERADORAS
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ROCHAS GERADORAS
Os animais marinhos, inclusive os planctônicos, são pouco importantes do ponto de
vista de produção de matéria orgânica potencialmente geradora de petróleo. Esses organismos
são decompostos com facilidade, antes de serem incorporados aos sedimentos, não
participando significativamente na gênese do petróleo.
As plantas terrestres também não contribuem de maneira notável para a gênese do
petróleo. Calcula-se que, atualmente, a matéria orgânica trazida pelos rios representa menos
que 1% das substâncias orgânicas dos oceanos. 
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FATORES QUE CONTROLAM 
A PRODUÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA
Nas áreas continentais, o fator mais importante no processo de produção de matéria
orgânica é o clima. Nas regiões desérticas, a produtividade é mínima, ao passo que, nas
regiões de clima favorável, onde se desenvolvem florestas exuberantes, a produtividade é
máxima.
Nos mares, a produtividade orgânica é controlada pela luz, pela temperatura e pelo
teor de nutrientes dissolvidos na água.
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FATORES QUE CONTROLAM 
A PRESERVAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA
Condições para a preservação de quantidades significativas de matéria orgânica só
existem no meio aquático. O ar atmosférico é um fluido altamente oxidante, já que contém
cerca de 21% de oxigênio. Ele difunde-se facilmente nos sedimentos continentais, destruindo
rapidamente a matéria orgânica que neles porventura exista.
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FATORES QUE CONTROLAM 
A PRESERVAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA
Por outro lado, o conteúdo de oxigênio nas águas é muito baixo (menor que 1%) e a
água circula mais lentamente através dos sedimentos do que o ar, permitindo, assim, uma
melhor preservação da matéria orgânica. Os sedimentos marinhos e lacustres são, por isso, os
únicos aptos a se tornarem rochas potencialmente geradoras de petróleo.
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FATORES QUE CONTROLAM 
A PRESERVAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA
A zona mais favorável para a preservação da matéria orgânica está, geralmente, entre
200 e 800 metros de profundidade. É entre estes limites de profundidade que se encontra a
zona de concentração mínima de oxigênio. A baixa concentração de oxigênio nessa zona
deve-se aos fenômenos respiratórios que aí se processam e às fermentações oxidativas, ambos
consumidores de oxigênio. As águas profundas são ricas em oxigênio devido às correntes
submarinas que trazem águas saturadas em oxigênio das regiões polares. 
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ROCHA GERADORA E PETRÓLEO
Para ser classificada como geradora, uma rocha deve conter matéria
orgânica em quantidade suficiente e esta matéria deve ser adequada à geração de
hidrocarbonetos. Além disso, a rocha deve ter sido submetida a condições termoquímicas
adequadas ao processo de transformação da matéria orgânica em petróleo. A temperatura
mínima é estimada em 65 C e a temperatura máxima em 160 C, pois a esta temperatura,
num tempo geológico, todo o petróleo líquido é destruído.
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Deve ser lembrado que apenas uma pequena parte da matéria orgânica da rocha geradora transforma-se em petróleo (2 a 5%).
 Outro dado interessante é que, do petróleo acumulado nos reservatórios geológicos, o homem só pode aproveitar 20 a 30%, sendo que, em alguns casos, a recuperação é inferior a 10%.
ROCHA GERADORA E PETRÓLEO
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ROCHA GERADORA E PETRÓLEO
 Testemunho de uma rocha geradora de petróleo da Formação Candeias (folhelho rico em matéria orgânica), Bacia do Recôncavo.
Figura 9 – Rocha potencialmente geradora de petróleo observada ao microscópio (folhelho). Fonte: Adans, 1984.
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- A maior parte do petróleo resulta do craqueamento do querogênio, polímero poliaromático de alto peso molecular, originário da matéria orgânica depositada juntamente com os sedimentos, numa bacia sedimentar. 
QUALIDADE DA MATÉRIA ORGÂNICA
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Craqueamento
- Derivado do verbo em inglês to crack: quebrar, dividir.
É como se denominam vários processos químicos na indústria, principalmente na indústria do petróleo, onde um composto é dividido em partes menores pela ação de calor.
Exemplos:
C2H6 → C2H4 + H2 
Exemplo da produção de eteno, importante matéria-prima para a produção de plásticos.
QUALIDADE DA MATÉRIA ORGÂNICA
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Ao microscópio observam-se três tipos de matéria orgânica: amorfa, herbácea e lenhosa.
- A matéria orgânica amorfa resulta da decomposição de algas microscópicas e de bactérias, cujos restos podem ser identificados em lâminas delgadas. É a matéria orgânica mais adequada para a geração de óleo e gás. Possui elevado teor de hidrogênio e baixo teor de oxigênio. 
QUALIDADE DA MATÉRIA ORGÂNICA
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Na matéria orgânica herbácea, distinguem-se cutículas vegetais, polens, esporos, etc. Este material, proveniente de vegetais superiores, também dá origem a óleo e gás, porém óleos com abundância de parafinas pesadas. Contém menor teor de hidrogênio e maior teor de oxigênio que a matéria amorfa.
QUALIDADE DA MATÉRIA ORGÂNICA
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Na matéria orgânica lenhosa, são identificadas,em lâminas delgadas, partículas com aspecto lenhoso, muitas vezes com vasos condutores de seiva bem preservados. Este tipo de matéria gera somente gás, mas apenas sob condições severas de temperatura. Tem baixo teor de hidrogênio e alto teor de oxigênio.
QUALIDADE DA MATÉRIA ORGÂNICA
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MATURAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA
Quanto a maturação da matéria orgânica, as rochas podem ser:
Rochas Imaturas - as condições termoquímicas foram inadequadas à geração de quantidades significativas de petróleo. As rochas imaturas podem gerar gás seco (metano, de origem bioquímica) e pequenas quantidades de óleo imaturo. 
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Rochas Maturas - as condições termoquímicas foram adequadas à geração de quantidades substanciais de petróleo.
Rochas Senis - a paleotemperatura máxima foi excessiva, tendo destruído o petróleo líquido eventualmente gerado. Somente acumulações de gás (principalmente metano) podem ser esperadas de rochas senis.
MATURAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA
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ROCHA RESERVATÓRIO
- Trata-se de qualquer rocha porosa e permeável capaz de armazenar o petróleo expulso das rochas geradoras durante o processo de compactação. Pode ser ígnea, metamórfica ou sedimentar. 
A maior parte do petróleo até hoje descoberto encontra-se em arenitos (Figuras 13 e 14) e calcários (Figura 15). Isto deve-se ao fato de que estas rochas porosas e permeáveis são as mais comuns nas bacias sedimentares.
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Figura 13 – Testemunho de uma rocha-reservatório (arenito portador de petróleo), Bacia do Recôncavo.
Figura 14 – Arenito observado ao microscópio. Fonte: Adans, 1984.
ROCHA RESERVATÓRIO
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Figura 15 - Calcarenito observado ao microscópio. Fonte: Adans, 1984.
ROCHA RESERVATÓRIO
O Campo de Ghawar, na Arábia Saudita, que é o maior campo petrolífero do mundo,
produz de calcários. O Campo de Burgan, no Kuwait, o segundo em reservas de óleo, produz
de arenitos do Cretáceo 
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POROSIDADE
- É a percentagem de vazios (espaços porosos) das rochas. Quando todos os poros são levados em consideração, tem-se a porosidade absoluta.
Se apenas os poros conectados entre si são considerados, tem-se a porosidade efetiva. Todas as rochas-reservatório têm uma certa proporção de poros não conectados.
ROCHA RESERVATÓRIO
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POROSIDADE (Ø) = (Volume de poros / Volume da Amostra) x 100
A porosidade dos reservatórios varia tanto vertical como horizontalmente.
A maioria dos reservatórios apresenta porosidade entre 10 e 20%. Uma rocha menos porosa pode ser explorada, desde que sua espessura seja grande.
A porosidade deve ter continuidade lateral, para que o volume de óleo armazenado seja comercialmente explotável. Alguns arenitos apresentam boa porosidade em caráter regional, outros têm porosidade extremamente variada.
ROCHA RESERVATÓRIO
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Figura 16 - Distribuição dos fluidos nos poros de uma rocha-reservatório. Do volume total do óleo existente somente um pequeno percentual é recuperável, neste caso 30%. Fonte: Alves et al., 1986.
ROCHA RESERVATÓRIO
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A classificação das rochas-reservatório quanto à porosidade, pode ser visualizada na tabela 4:
Tabela 4 – Classificação das rochas reservatório quanto à porosidade.
ROCHA RESERVATÓRIO
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ROCHA RESERVATÓRIO
Denomina-se porosidade primária aquela controlada pelo ambiente de sedimentação.
Ou seja, o material detrítico ou orgânico pode acumular-se de tal forma que espaços vazios
(poros) são deixados entre os grãos de areia ou fragmentos de conchas, por exemplo.
A porosidade primária é a porosidade mais importante em arenitos. 
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ROCHA RESERVATÓRIO
A porosidade secundária desenvolve-se como resultado de algum processo geológico após a
rocha-reservatório ter sido litificada (consolidada). A porosidade secundária desempenha
importante papel em calcários. O tamanho dos poros varia desde milimétricos até cavernas,
no caso de porosidade secundária desenvolvida pela dissolução da rocha carbonática original.
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ROCHA RESERVATÓRIO
Figura 14 - A disposição dos grãos afeta sensivelmente a porosidade
A disposição (Figura 14), a classificação, o arredondamento dos grãos e a proporção de cimento e matriz são os principais fatores que afetam a porosidade.
As rochas-reservatório são estudadas em laboratórios de petrofísica, principalmente através de testemunho. São obtidos dados quantitativos não só da porosidade e da permeabilidade, mas também da saturação dos fluidos presentes
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PERMEABILIDADE
É a medida da capacidade de uma rocha de permitir fluxo de fluidos. É normalmente expressa em Darcy (D). Como esta unidade é muito grande, na prática utiliza-se o milidarcy (mD). Diz-se que uma rocha tem permeabilidade (k) de 1 Darcy quando transmite um fluido de 1 cp (centipoise) de viscosidade através de uma seção de 1 cm2, à razão de 1 cm3 por segundo, sob um gradiente de pressão de uma atmosfera.
ROCHA RESERVATÓRIO
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A classificação das rochas-reservatório quanto à permeabilidade pode ser visualizada na tabela 5:
Tabela 5 – Classificação das rochas reservatório quanto à permeabilidade.
ROCHA RESERVATÓRIO
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Normalmente, a permeabilidade encontrada nos reservatórios varia entre 5 e 1000 mD. Verifica-se, na figura 18, que rochas com a mesma porosidade podem ter permeabilidades bastante diferentes.
Uma rocha pode ser muito porosa, porém não permeável, como é o caso dos folhelhos.
O fraturamento da rocha pode aumentar consideravelmente sua permeabilidade.
ROCHA RESERVATÓRIO
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Figura 18 – Foto de rochas-reservatório ao microscópio mostrando uma grande variação da permeabilidade para porosidades semelhantes. Fonte: Schlumberger/CMR.
ROCHA RESERVATÓRIO
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A maioria dos campos brasileiros produz de arenitos: campos de Miranga, Água Grande, Araçás e Buracica na Bacia do Recôncavo; Roncador, Marlim, Albacora e Vermelho na Bacia de Campos e Canto do Amaro, Estreito, Fazenda Belém na Bacia Potiguar.
Rochas com baixa ou nenhuma permeabilidade original podem, através de fraturamento hidráulico, tornar-se boas produtoras. Nos Estados Unidos (Kentucky), existe um campo com 3.800 poços produtores em folhelhos fraturados. No Campo de Candeias, no Recôncavo Baiano, também há produção em folhelhos fraturados.
ROCHA RESERVATÓRIO
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ROCHAS CAPEADORAS
A rocha-reservatório é um recipiente onde o petróleo se acumula. Um reservatório qualquer só pode conter fluidos se suas paredes forem relativamente impermeáveis.
 No caso dos reservatórios geológicos, as paredes do recipiente sãoas rochas ditas capeadoras (Figura 19).
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ROCHAS CAPEADORAS
Figura 16 - Seção esquemática de uma acumulação de petróleo, numa trapa estrutural. Fonte: Ferreira, 1989.
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Uma boa rocha capeadora deve ser mais ou menos plástica, pois as rochas mais rígidas são mais fraturáveis, deixando escapar o petróleo. Os calcários, quando puros, são muito quebradiços e, portanto, inadequados como rochas capeadoras.. No Campo de Burgan, no Kuwait, as rochas capeadoras são calcários impuros e folhelhos.
Nenhum material é completamente impermeável. O capeamento, freqüentemente, é imperfeito, o que acarreta a presença de exsudações na superfície.
ROCHAS CAPEADORAS
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Alguns arenitos e siltitos têm permeabilidade tão baixa que podem funcionar como rochas capeadoras. Entretanto, fraturam-se com facilidade devido aos movimentos da crosta terrestre. Conglomerados também são excelentes rochas capeadoras.
Figura 23 – Conglomerado. Fonte: Adans, 1984 
ROCHAS CAPEADORAS
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ROCHAS CAPEADORAS
Existe um grande número de diápiros de sal no mundo, sendo que no Golfo do México
ocorrem notáveis campos produtores de petróleo a eles associados (Figura 21).
Diápiros são corpos cilíndricos de sal, circulares ou elípticos em planta, com diâmetro
variando entre 800 a 6.500 metros.
Os mais rasos estão invariavelmente cobertos por uma cap rock. A cap rock é um
corpo discóide, com espessura variando entre 100 e 300 metros.
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ROCHAS CAPEADORAS
Cerca de 28 minerais e variedades foram descritos nas cap rocks dos diápiros do
Golfo do México, porém os mais importantes são a anidrita, a gipsita, a calcita e o enxofre.
Figura 21 - Domos de sal perfurantes evidenciados por levantamento sísmico em área offshore, Galveston, Texas. Fonte: TGS/GECO
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Na figura 25 temos um resumo das relações entre o tipo de rocha e sua função numa acumulação de petróleo.
ROCHAS CAPEADORAS
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TRAPAS ou ARMADILHAS
São situações estruturais ou estratigráficas que propiciam condições para a existência de acumulações petrolíferas.
De um modo geral, as trapas podem ser classificadas, segundo Levorsen (1958), em três tipos principais: estruturais, estratigráficas e combinadas.
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TRAPAS ou ARMADILHAS
TRAPAS ESTRUTURAIS
São trapas formadas por alguma deformação local, como resultado de falhamentos e de dobramentos (Figura 25), sendo as mais evidentes nos mapeamentos geológicos de superfície e as mais rapidamente localizadas em subsuperfície. Pode-se identificar uma trapa estrutural por geologia de superfície, perfurações estruturais, geologia de subsuperfície, por métodos geofísicos ou por combinação destes métodos.
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Figura 25 - Tipos mais comuns de trapas estruturais. Alves et al., 1986.
TRAPAS ou ARMADILHAS
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ESTRATIGRÁFICAS
São as trapas formadas por alguma variação na estratigrafia, na litologia ou em ambas (Figura 26). Podem ser primárias ou secundárias.
Figura 26 - Trapas estratigráficas e trapas associadas a discordâncias paleogeomórficas. Fonte: Modificado de Alves et al., 1986.
TRAPAS ou ARMADILHAS
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Trapas Estratigráficas Primárias
São produtos diretos do ambiente de sedimentação. São também denominadas trapas deposicionais.
Figura 27 - Trapas estratigráficas primárias. Fonte: Ferreira, 1989.
TRAPAS ou ARMADILHAS
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Trapas Estratigráficas secundária
São as que desenvolveram-se após a deposição e diagênese da rocha reservatório (Figura 28). Estas trapas estão freqüentemente associadas a discordâncias.
Figura 28 - Trapas estratigráficas secundárias. Fonte: Ferreira, 1989.
TRAPAS ou ARMADILHAS
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TRAPAS COMBINADAS
São as trapas formadas pela combinação de fatores estruturais e estratigráficos em proporção aproximadamente igual.
Trapas combinadas típicas são formadas quando uma falha corta um arenito próximo à sua mudança de fácies para folhelho (Figura 30) ou quando este mesmo arenito é dobrado.
TRAPAS ou ARMADILHAS
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TRAPAS COMBINADAS
Figura 30 - Trapa combinada. Fonte: Ferreira, 1989.
TRAPAS ou ARMADILHAS
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TRAPAS COMBINADAS
TRAPAS ou ARMADILHAS
Figura 27 - Trapa combinada. Fonte: Ferreira, 1989
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RELAÇÕES TEMPORAIS
Uma acumulação comercial de petróleo só ocorre após uma seqüência predeterminada de eventos. Por exemplo, se uma trapa se formar após a migração do petróleo, ela será seca. Conseqüentemente, uma trapa formada muito tarde na história de uma bacia não é atrativa do ponto de vista exploratório.
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Figura 31 – Exemplo de uma seção geológica passando por uma acumulação de petróleo.
RELAÇÕES TEMPORAIS
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MIGRAÇÃO DO PETRÓLEO
A saída dos hidrocarbonetos a partir do querogênio e o seu transporte dentro e através dos capilares e poros estreitos de uma rocha geradora constitui o mecanismo denominado de migração primária. O movimento do petróleo, depois da sua expulsão da rocha geradora, através de fraturas, falhas, discordâncias e das rochas permeáveis, constitui a migração secundária (Figura 35).
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Figura 35 - Representação da migrações primária e secundária. Fonte: Tissot & Welt, 1978.
MIGRAÇÃO DO PETRÓLEO
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MIGRAÇÃO PRIMÁRIA DO PETRÓLEO 
 Movimento da fase hidrocarboneto, induzido por pressão. A geração de hidrocarbonetos, a partir da atuação da temperatura sobre o querogênio, aumenta continuamente o volume de querogênio, com a criação de centros de alta pressão dentro das rochas geradoras.
Aumento de pressão, microfraturas, subseqüente liberação de pressão, expansão dos fluidos e, finalmente, transporte, são processos descontínuos que devem se repetir muitas vezes nas rochas geradoras, a fim de produzir a movimentação de uma quantidade significativa de óleo ou gás. 
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MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA DO PETRÓLEO 
É controlada por quatro parâmetros: flutuação de óleo e gás na água que satura os poros das rocha, diferencial de pressão, diferencial de concentração e fluxo hidrodinâmico.
Enquanto os fluidos aquosos nos poros das rochas em subsuperfície estiverem estacionários, a única força condutora para a migração secundária é a flutuação.
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A pressão capilar é a força que faz com que as gotas de petróleo e as bolhas de gáspreencham os espaços porosos da rocha. Sempre que as pressões capilares são muito altas ou os poros das rochas são muito reduzidos, o óleo em migração é trapeado. 
MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA DO PETRÓLEO 
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O estágio final da formação de acumulações de petróleo é a concentração (segregação) nas porções mais elevadas disponíveis na trapa. A rocha capeadora ou barreira de permeabilidade é que paralisa a movimentação do petróleo, em virtude de um decréscimo geral no diâmetro dos poros, exercendo, por isso, pressões capilares maiores que as forças condutoras. Estima-se que as distâncias cobertas pela migração secundária sejam da ordem de 10 a 100 quilômetros.
MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA DO PETRÓLEO 
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EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
O geólogo pode afirmar que, em certas áreas, não existe possibilidade de ocorrer petróleo; o inverso é muito mais difícil, porque não se tem meios seguros de prever a existência de petróleo, podendo-se dizer somente da possibilidade de sua presença. A confirmação da sua existência só é possível com a perfuração de um poço.
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EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
Podemos agrupar em dois grandes conjuntos, os métodos empregados na exploração de petróleo, quais sejam: geológicos e geofísicos. 
MÉTODOS GEOLÓGICOS E GEOFÍSICOS 
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EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
MÉTODOS GEOLÓGICOS:
Geologia de Superfície
Mapeamento das rochas aflorantes, para delimitação das bacias sedimentares e das maiores estruturas possíveis de acumular petróleo.
Aerofotogrametria
Consiste em fotografar o terreno utilizando-se de um avião, com altitude, direção e velocidade monitoradas.
 Fotogeologia
É a determinação das feições geológicas a partir de fotografias aéreas. Grandes feições, como dobras, falhas e mergulho das acamadas, podem ser visualizados.
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EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
Geologia de subsuperficie
É o estudo dos dados obtidos com a perfuração de poços em uma área ou bacia, com os quais podemos definir estruturas favoráveis ao trapeamento do petróleo.
Os métodos de subsuperficie mais utilizados são:
Descrição da litologia: caracterização das amostras de calha e testemunhos obtidos durante a perfuração de um poço.
 
7.1.5. Paleontologia
Ciência que trata da identificação e datação dos fosseis. 
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EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
 
7.1.5. Paleontologia
Ciência que trata da identificação e datação dos fosseis. 
Mapeamento estrutural: técnica de representação gráfica que mostra, em planta, tanto a distribuição em área quanto a configuração atual de uma unidade estratigráfica ou um horizonte de interesse (figura 30).
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EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
Secção estrutural: representação gráfica que mostra um corte transversal do terreno, tomando como base, dados de afloramentos ou de poços (figura 31).
 
7.1.5. Paleontologia
Ciência que trata da identificação e datação dos fosseis. 
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EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
 
7.1.5. Paleontologia
Ciência que trata da identificação e datação dos fosseis. 
Paleontologia
Ciência que trata da identificação e datação dos fosseis.
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EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
MÉTODOS GEOFÍSICOS:
A Geofísica trata do estudo da Terra através de suas propriedades físicas.
A exploração geofísica iniciou-se na década de 20, com o objetivo de detectar variações, má distribuição de algumas propriedades físicas interna das rochas, tais como a gravidade, magnetismo, resposta sísmica, eletricidade e radiatividade. Os principais na industria de petróleo são:
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EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
MÉTODOS GEOFÍSICOS:
. Gravimetria
Conjunto de técnicas que mede pequenas variações na gravidade com base nas mudanças laterais da densidade das rochas, utilizando-se de um aparelho chamado Gravímetro. A aquisição destes dados visa, principalmente, estabelecer o arcabouço estrutural de uma bacia sedimentar, seus limites e a ocorrência de domos salinos.
. Magnetometria
Mede pequenas variações na intensidade do campo magnético terrestre, em conseqüência da distribuição irregular das rochas magnetizadas em subsuperfície. É utilizada, principalmente, para delimitação das bordas de bacias, de intrusões ígneas e de altos estruturais do embasamento.
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EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
MÉTODOS GEOFÍSICOS:
Sísmica
Este método utiliza a propagação de ondas de choque na crosta terrestre originadas por explosão de cargas de dinamite ou vibração através de Vibrosseis. Estas ondas de choque, refratadas e refletidas pelas camadas sedimentares, são captadas pelos sismógrafos e posteriormente processadas e interpretadas pelos geofísicos. 
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EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
MÉTODOS GEOFÍSICOS: Sísmica
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EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO
MÉTODOS GEOFÍSICOS: Sísmica
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ACOMPANHAMENTO GEOLÓGICO DE POÇO
A real existência do petróleo só pode ser comprovada com a perfuração de poços, através da correta obtenção e aproveitamento das informações obtidas na boca do poço.
As tarefas desenvolvidas no acompanhamento geológico do poço são:
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ACOMPANHAMENTO GEOLÓGICO DE POÇO
- Descrição de amostras de calha e testemunhos;
- Identificação imediata dos indícios de hidrocarbonetos em amostras de calha, detector de gás e fluido de perfuração;
- Confecção gráfica de perfis de acompanhamento;
- Execução de operação de perfilagem e teste de formação a poço aberto;
- Transmissão de informação de rotina;
- Confecção de relatórios.
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AMOSTRAS DE CALHA
As amostras de calha são fragmentos de rocha resultantes da ação mecânica da broca, que vem à superfície transportada pelo fluido de perfuração que circula no poço.
São as informações mais aproximadas da realidade, função direta da criteriosidade do encarregado da coleta e da lavagem. Uma boa coleta é o primeiro passo para uma boa amostragem.
O intervalo de coleta das amostras é dependente da finalidade do poço. Desta forma, em um poço pioneiro, faz-se a amostragem de três em três metros. Onde a estratigrafia é mais conhecida, a amostragem é feita a cada nove metros.
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AMOSTRAS DE CALHA
 Características observadas nas amostras de calha:
Tipo de rocha;
Percentual de ocorrência de cada
tipo litológico;
Cor e tonalidade;
Granulometria;
Arredondamento de grãos;
Seleção de grãos;
Composição principal e acessória
das rochas;
Matriz/cimento;
Estrutura;
Porosidade;
Indícios de hidrocarbonetos (fluorescência, corte e mancha);
Outros atributos, tais como dureza, compactação, tipo de fratura, etc.
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AMOSTRAS DE CALHA
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TESTEMUNHOS 
A testemunhagem é um processo deamostragem direta, que consiste na obtenção de uma seção representativa da rocha em subsuperfície, na sua exata profundidade.
Há dois tipos de testemunhos: o convencional (obtido durante a perfuração) e a amostragem lateral (obtida após a conclusão do poço em zonas pré-selecionadas através de perfis).
No primeiro tipo, pode-se adquirir qualquer metragem de testemunhos, enquanto no segundo, apenas pequenos plugues da ordem de uma polegada de comprimento por meia polegada de largura.
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TESTEMUNHOS 
A testemunhagem é realizada para:
Avaliação de indícios;
Obtenção de dados paleontológicos;
Estudos estratigráficos e sedimentares;
Estudos de reservatório;
Determinação dos parâmetros petrofísicos da rocha. 
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TESTEMUNHOS 
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INDÍCIOS DE HIDROCARBONETOS 
O principal objetivo do geólogo de poço é a detecção, em tempo hábil, de hidrocarbonetos nos reservatórios perfurados, através de amostras de calha, testemunhos, detector de gás e fluido de perfuração, identificados através de fluorescência, corte e manchas de óleo.
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Caracterização de indícios em amostras de calha e testemunhos 
Fluorescência – é o fenômeno da emissão de ondas eletromagnéticas por algumas substancias, quando submetidas à ação da luz ultravioleta.
Corte – é a disseminação do hidrocarboneto dos poros da rocha, quando em contato com um solvente orgânico (ex.: tricloretano).
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Caracterização de indícios em amostras de calha e testemunhos 
Figura 33 – Fluoroscópio utilizado na observação de indícios de HC em amostras de calha.
 Mancha de óleo – pode ser observada tanto nos poros da rocha quanto na superfície dos grãos. A cor da mancha da uma idéia quanto ao tipo de óleo contido no reservatório.
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Detector de Gás e Cromatógrafo 
São equipamentos de grande utilidade, podendo prevenir kick e blow-out,detectar hidrocarbonetos não influenciáveis pela luz ultravioleta, ajudar a interpretação de perfis e identificar gases leves (ex.: metano) e totais.
Os tipos de detectores utilizados na Petrobras são:
DG-100 – usado principalmente em terra. Determina os valores de UGT (unidades de gases totais) e UGP (unidades de gases pesados);
Analysts – usado em plataformas. Alem de determinar os valores UGT e UGP, consegue definir as quantidades relativas dos principais componentes gasosos (metano, etano, propano, isobutano e butano), quando acoplado ao cromatógrafo.
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PERFIL DE ACOMPANHAMENTO GEOLÓGICO 
À proporção que o poço é perfurado, o geólogo registra uma enorme variedade de dados em um gráfico de profundidade que é denominado perfil de acompanhamento geológico ou strip-log.
Estes dados são:
Tempo de penetração da broca – muito útil na interpretação geológica, marcando o topos de formações e definição de intervalos porosos para teste de formação;
Litologia percentual e descrição sumária;
Litologia interpretada;
Informações sobre a perfuração e outras operações – tipo, diâmetro e profundidade de entrada da broca, avanço, revestimento, cimentação, etc.
Registros do detector de gás;
Resumo de testes de formação e perfilagem;
Resultados de testemunhagens.
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AVALIAÇÃO DE FORMAÇÃO
Durante a perfuração de um poço, torna-se necessário identificar os vários tipos de rochas atravessadas pela broca, localizar aquelas que possam conter hidrocarbonetos e avaliar seu significado comercial. Os resultados obtidos através destes procedimentos se constituem em uma avaliação de formação.
Para que uma avaliação possa ser perfeita, ela deve ser iniciada desde os primeiros metros perfurados, realizando-se em duas etapas, quais sejam:
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AVALIAÇÃO DE FORMAÇÃO
Avaliação exploratória ou geológica
Durante a perfuração do poço: amostras de calhas
testemunhos
anomalias em detectores de gás
kicks de água ou gás
Durante ou após a perfuração do poço: perfilagem
teste de formação a poço aberto
amostras laterais
Avaliação exploratória ou de produção
Teste de formação a poço revestido (semelhante a teste de formação a poço aberto).
Na realidade, os métodos de avaliação exploratória baseiam-se, principalmente, na perfilagem de poços e em testes de formação.
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PERFILAGEM
Perfil é a representação gráfica continua de uma ou mais características ou propriedades das rochas atravessadas por um poço em relação à profundidade.
Os perfis podem ser confeccionados manualmente (ex.: perfil de acompanhamento, granulométrico, de tempo de penetração, etc.) ou eletronicamente. Estes são ditos perfis elétricos, permitem inferir certas propriedades físicas (elétricas, acústicas, radioativas, entre outras) das rochas atravessadas, caracterizando-as e possibilitando correlações entre poços.
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TESTE DE FORMAÇÃO A POÇO ABERTO
A operação de teste de formação tem por finalidade o reconhecimento dos fluidos das formações e as suas características de produção dos reservatórios. Para tanto, a pressão da formação é colocada, temporariamente, em contato com a pressão atmosférica, através de uma coluna testadora conectada a DC´s. HW´s e DP´s.
O intervalo a ser testado é isolado através de obturadores constituídos por borrachas que se expandem pela aplicação de peso na coluna, assentando nas paredes do poço.
A coluna é descida vazia para permitir que, após a abertura da válvula hidráulica no fundo, a formação possa produzir para a coluna testadora.
Se o intervalo testado for de boa permeabilidade, poderá ocorrer surgência de fluido (gás, óleo ou água).
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SIGLAS E NUMERAÇÃO DOS POÇOS
Os poços perfurados em terra recebem denominação de acidentes geográficos (rios, vales, lagoas, etc.) ou de localidades próximas (vilas, povoados, fazendas, etc.).
Os poços perfurados em áreas marítimas pioneiras recebem o nome do estado da federação a que pertencem acrescido de S (referencia à palavra submarino), como, por exemplo, BAS (Bahia Submarino). Já os campos marítimos são batizados com nomes populares de peixes acompanhados da sigla do estado e S.
O prefixo numérico do poço indica qual a sua principal finalidade, sendo constituídos de quatro partes, unidas entre si por um traço de união (hífen), a saber:
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SIGLAS E NUMERAÇÃO DOS POÇOS
EXEMPLO 7-AG-15-BA
CLASSIFICAÇÃO
REFENCIAL NOMINAL (SIGLA)
NUMERO SEQUENCIAL
ESTADO DA FEDERAÇÃO
 Tabela 4 – Nomenclatura de poço.
*
Reservatórios
		A engenharia de reservatórios se preocupa basicamente com a retirada dos fluidos do interior das rochas, de modo que eles possam ser conduzidos até a superfície.
		São estudadas na engenharia de reservatórios a caracterização das jazidas, as propriedades das rochas, as propriedades dos fluidos nelas contidos, a maneira como estes fluidos interagem dentro da rocha e as leis físicas que regem o movimento dos fluidos no seu interior, com o objetivo de maximizar a produção de hidrocarbonetos com o menor custopossível.
*
 Permeabilidade absoluta
A medida da capacidade de uma rocha permitir o fluxo de fluidos é chamada permeabilidade.
Quando existe apenas um único fluido saturando a rocha, esta propriedade recebe o nome de permeabilidade absoluta.
*
Permeabilidade efetiva
	Quando existe mais de um fluido, a facilidade com que cada um se move é chamada permeabilidade efetiva ao fluido considerado.
*
Classificação dos reservatórios
	A classificação de um reservatório de petróleo é feita de acordo com o comportamento da mistura de hidrocarbonetos nele contida e das condições de pressão e temperatura a que estiver submetida.
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 Tipos de reservatórios
- Óleo
- Gás
*
Reservatório de óleo
*
	Ao chegar à superfície a mistura gasosa é submetida a processos nos quais os componentes mais pesados são separados dos mais leves. Caso ocorra uma certa produção de líquido este recebe o nome de reservatório de gás úmido, caso contrário recebe o nome de reservatório de gás seco. 
Reservatórios de gás
*
 Fluidos produzidos
	Um comportamento padrão esperado para um reservatório de óleo é que ele produza óleo, gás natural e água.
 Produção de óleo
	 O óleo é a parte dos hidrocarbonetos que permanece no estado líquido quando a mistura é levada a superfície.
 
*
*
Mecanismos de Produção
Gás em Solução
Capa de Gás
Influxo de Agua
Combinado
*
Gás em Solução
*
Capa de Gás
*
Influxo de água
*
Combinado
*
FIM
*