E-P-P-G-(PGN2865-1654706)-900-Bacia-SOLIMOES-Paulo-Tarcio-Silva-Jr

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FACULDADE ESTÁCIO DE SÁ DE BELO HORIZONTE
Bacia SEDIMENTAR do SOLIMÕES
2014.01.31949-1 PAULO DE TARCIO DA SILVA JUNIOR
TURMA 9001 - 2014/3�
SUMÁRIO
31.	INTRODUÇÃO	�
31.1.	Objetivo e Justificativa	�
32.	A BACIA SEDIMENTAR DO SOLIMÕES	�
33.	GEOLOGIA REGIONAL	�
43.1.	ESTRATIGRAFIA	�
44.	GEOLOGIA ESTRUTURAL	�
45.	TECTÔNICA E SEDIMENTAÇÃO	�
56.	POSSIBILIDADES PETROLÍFERAS DA BACIA DO SOLIMÕES	�
77.	REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS	�
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INTRODUÇÃO
Objetivo e Justificativa
O presente trabalho tem como objetivo a elaboração síntese acerca da Bacia Sedimentar do Solimões, como requisito parcial para a aprovação à disciplina Exploração e Produção de Petróleo e Gás, do curso MBA em Petróleo e Energias.
A BACIA SEDIMENTAR DO SOLIMÕES
A bacia sedimentar do Solimões é uma bacia Paleozoica intracratônica com cerca de 450.000 Km2 orientada, a grosso modo, na direção E-W. Localizada na Depressão Cenozoica do Solimões essa área sedimentar está hoje totalmente coberta pela exuberante floresta tropical amazônica. Situa-se geograficamente no Estado do Amazonas e, geologicamente, entre as áreas cratonizadas dos escudos das Guianas e Brasileiro, localizados ao norte e ao sul dessa bacia, respectivamente. Está separada das Bacias do Acre, a oeste, pelo arco de Iquitos, e do Amazonas, a leste, pelo Arco do Purus.
É dividida em duas sub-bacias pelo arco de Carauari, uma feição geológica regional positiva norte-sul que exerceu forte controle sobre a sedimentação. A sub-bacia do Juruá, correspondente à subdivisão oriental, é a melhor conhecida, em função da intensa pesquisa de petróleo desenvolvida pela Petrobrás a partir de 1978. A sub-bacia do Jandiatuba, correspondente à subdivisão ocidental, é pouco conhecida, devido às restrições legais encontradas no Brasil para pesquisar petróleo em região dominada por áreas indígenas e reservas florestais.
GEOLOGIA REGIONAL
O registro estratigráfico e ígneo fanerozoico da Bacia do Solimões é o resultado da combinação da subsidência tectônica, que criou os espaços necessários ao acúmulo dos sedimentos; variações eustáticas, responsáveis pelo padrão dos estratos e pelas litofácies; aporte sedimentar, que controlou as condições paleobatimétricas; e variações climáticas locais, que definiram os diversos tipos de sedimentos. O clima foi um fator importante na determinação das condições ambientais de temperatura, ventos e umidade. 
ESTRATIGRAFIA
O arcabouço estratigráfico fanerozóico da bacia atinge 3.800 m e 3.100 m de espessura nas sub-Bacias do Juruá e do Jandiatuba, respectivamente. Pode ser dividido em duas sequências de primeira ordem: uma, principal, paleozoica, intrudida por diques e soleiras de diabásio, e outra mesozoico-cenozoica. As rochas paleozoicas são as mais importantes porque contêm as rochas geradoras, reservatório e selante. Estão recobertas pelas extensas sequências de rochas cretáceas e terciário-quaternárias, ou seja, ao contrário do que ocorre na Bacia do Amazonas, não afloram rochas paleozóicas na Bacia do Solimões. Os pacotes sedimentares da Bacia do Solimões estão separados por discordâncias bem marcadas. 
GEOLOGIA ESTRUTURAL
O substrato proterozoico sobre o qual se implantou a Bacia do Solimões faz parte das faixas móveis, acrescidas a um núcleo mais antigo, denominado Província Amazônica Central (Thomaz Filho et al, 1984), individualizadas por caracteres descritivos e não genéticos. Esse substrato é constituído de rochas ígneas e metamórficas na sub-bacia do Jandiatuba (cinturão móvel Rondoniense), enquanto na sub-bacia do Juruá (província Rio Negro–Juruena), se destacam, além dessas, rochas sedimentares (Grupo Purus), depositadas numa sucessão de bacias que constituíam um amplo sistema de rifts proterozoicos.
TECTÔNICA E SEDIMENTAÇÃO
A gênese da bacia sedimentar do Solimões ainda é incerta. Uma das hipóteses mais recentes admite que a origem e subsidência regional da bacia se deu em regime flexural, progressivo de oeste para leste, relacionado a um rifteamento paralelo à borda oeste do continente Gondwana, no Ordoviciano. A Bacia do Solimões teria se formado na fase de subsidência termomecânica que sucedeu esse rifteamento, juntamente com outras depressões interiores e bacias marginais (Campos et al., 1991). A evolução sedimentar da bacia parece confirmar essa hipótese. 
POSSIBILIDADES PETROLÍFERAS DA BACIA DO SOLIMÕES
Com cerca de 450.000 km2 de área prospectiva para petróleo (limite de ocorrência das rochas paleozoicas), Solimões é a terceira bacia sedimentar em produção de óleo no Brasil, com uma reserva de 132 milhões de barris de petróleo. No entanto, a principal vocação da Amazônia é o gás natural. Esta bacia tem a segunda maior reserva de gás natural do país, com um total de 44,5 bilhões de metros cúbicos.
Pelo menos dois sistemas petrolíferos podem ser identificados na Bacia do Solimões, a saber: Jandiatuba-Juruá e Jandiatuba-Uerê, definidos de acordo com a classificação de Magoon e Dow, 1994. 
O sistema Jandiatuba-Juruá é, disparadamente, o mais importante. Contém, até o momento, a quase totalidade (99,8% de óleo equivalente) das acumulações comerciais de óleo, gás e condensado da Bacia do Solimões. Os elementos essenciais desse sistema estão presentes na bacia: rocha geradora devoniana com mais de 40 m de espessura, mais de 4% de teor médio de carbono orgânico e Ro acima de 1,00%; rocha-reservatório carbonífera com mais de 40 m e cerca de 18% de porosidade; excelente rocha selante evaporítica, também carbonífera, situada acima da rocha-reservatório. A pouca carga sedimentar foi compensada pelo efeito térmico de rochas intrusivas básicas juro-triássicas, o que permite classificar esse sistema como atípico, segundo o conceito de Magoon e Dow, 1994. 
Os processos desse sistema foram efetivos na criação de quase 20 campos de óleo, gás e condensado na Bacia do Solimões: formação de trapas pretéritas no Paleozoico; início da geração do petróleo no Carbonífero por efeito do soterramento, com taxa de transformação de até 50%, e expulsão do petróleo no Triássico por efeito do calor das intrusões básicas, com taxa de transformação de quase 100% (Gonçalves et al., 1995); migração primária para os arenitos devonianos situados acima e abaixo da rocha geradora; migração secundária através dessas camadas carreadoras ou através de falhas antigas; acumulação do petróleo em amplas trapas mistas formadas em paleoaltos ou linhas de charneira, ou ainda em trapas estratigráficas, em discordâncias angulares, pinch outs ou onlaps; reativação das estruturas pela tectônica compressiva Juruá no Juro-cretáceo e remobilização e concentração do petróleo, nas novas trapas. 
Aparentemente, todos os elementos essenciais estiveram posicionados no tempo e no espaço, permitindo a atuação dos processos requeridos para formar as acumulações. 
A extensão geográfica desse sistema petrolífero no momento crítico mais importante (final do Triássico) inclui dois pods de rocha geradora ativa nos depocentros das sub-bacias do Juruá e do Jandiatuba. Todas as descobertas e indícios significativos do petróleo foram provenientes dessas rochas geradoras. 
O termo "Jandiatuba-Juruá" refere-se ao folhelho devoniano (Frasniano Superior - Fameniano Inferior), da Formação Jandiatuba e aos arenitos mesocarboníferos (Morrowano), da Formação Juruá, que são as rochas geradoras e reservatório desse sistema, respectivamente. Essa terminologia foi usada de acordo com a proposta feita por Magoon e Dow, 1994. 
A produção atual está em torno de 35.000 barris (quase 6.000 m3) por dia de líquidos, compreendendo óleo leve (42°API), claro, de excelente qualidade, e líquido de gás natural (LGN), além de, aproximadamente, 1.700.000 m3 de gás natural. 
A meta é produzir diariamente, já este ano, 45.000 barris de óleo e 6 milhões de m3 de gás natural. Com o processamento desse gás serão obtidas 950 toneladas de gás liquefeito de petróleo (GLP) pordia, equivalentes a 10.000 barris de óleo ou 70.000 botijões de gás de cozinha. Para tal, estão sendo desenvolvidos projetos de perfuração de mais poços verticais, direcionais e, principalmente, horizontais; ampliação das instalações industriais e de apoio operacional da base do Urucu; e aumento da capacidade de escoamento. 
Para alcançar esta última meta, foi construído um poliduto (óleo, GLP e C5+) de 280 km de extensão e 14 pol. (36 cm) de diâmetro, interligando a estação de produção do polo Arara, instalada no campo do Urucu, ao terminal do Solimões, construído na localidade conhecida como Travessia, a 16 km a montante da sede do município de Coarí. A partir daí, o petróleo é transportado por navios e balsas até a refinaria de Manaus e a outras refinarias do país. Brevemente, será construído um gasoduto de 18 pol. (46 cm) para escoamento também da fração gasosa.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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BRITO, Ignácio Machado. Bacias Sedimentares e Formações Pós-Paleozóicas do Brasil. Ed. Interciências, 1979. 179p.
FEIJÓ, Flávio J., SOUZA, Roberto G. de. Boletim de Geociências PETROBRÁS, Cap. 2, Rio de Janeiro, 8(1):5-8, jan./mar. 1994.
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PETRI, Setembrino, FÚLFARO, Vicente José. Geologia do Brasil. Ed. Da Universidade de São Paulo, 1983. 631p.
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Governo do Estado do Acre – Zoneamento Ecológico e Econômico do Acre – ZEE. Recursos Naturais e Meio Ambiente. Vol. 1, Cap. 7 – Geologia. Disponível: [http://www.ac.gov.br].
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