PERFILAGEM (3)

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UTILIZAÇÃO DE MÉTODOS SÍSMICOS, PERFILAGEM E TESTEMUNHOS DE 
POÇOS PARA CARACTERIZAÇÃO DOS TURBIDITOS DA FORMAÇÃO 
URUCUTUCA NA BACIA DE ALMADA (BA) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
KLÉDSON TOMASO PEREIRA DE LIMA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
UNIVERSIDADE ESTADUAL DO NORTE FLUMINENSE – UENF 
LABORATÓRIO DE ENGENHARIA E EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO – LENEP 
 
 
 
 
MACAÉ – RJ 
FEVEREIRO - 2006 
 
 
 
 
 
 
 
 
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622.15 
L732u Lima, Klédson Tomaso Pereira de. 
2006 Utilização de métodos sísmicos, perfilagem e 
testemunhos de poços para caracterização dos turbiditos 
da formação Urucutuca na bacia de Almada, BA / Klédson 
Tomaso Pereira de Lima . --- Macaé: Universidade 
Estadual do Norte Fluminense Darcy Ribeiro / Laboratório 
de Engenharia e Exploração de Petróleo, 2006. 
 xiii, 153p. : il. 
 Bibliografia 
 Tese de doutorado em Engenharia de Reservatório e de 
Exploração de Petróleo. 
 
1. Engenharia de exploração – tese. 2. Métodos 
sísmicos – tese. 3. Perfilagem de poço – tese. 4. 
Parâmetros petrofísicos em poços perfurados – tese. 5. 
Caracterização dos turbiditos da Bacia de Almada – 
formação Urucutuca – tese. I.Título. 
UTILIZAÇÃO DE MÉTODOS SÍSMICOS, PERFILAGEM E TESTEMUNHOS DE 
POÇOS PARA CARACTERIZAÇÃO DOS TURBIDITOS DA FORMAÇÃO 
URUCUTUCA NA BACIA DE ALMADA (BA) 
 
 
 
 
 
 
KLÉDSON TOMASO PEREIRA DE LIMA 
 
 
 
 
Tese apresentada ao Centro de Ciência e 
Tecnologia da Universidade Estadual do 
Norte Fluminense, como parte das 
exigências para obtenção do título de 
Doutor em Engenharia de Reservatório e de 
Exploração 
 
 
 
 
 
 
Orientador: Prof. Carlos Alberto Dias, PhD. 
 
 
 
 
 
 
 
 
MACAÉ – RJ 
FEVEREIRO - 2006 
 
 
UTILIZAÇÃO DE MÉTODOS SÍSMICOS, PERFILAGEM E TESTEMUNHOS DE 
POÇOS PARA CARACTERIZAÇÃO DOS TURBIDITOS DA FORMAÇÃO 
URUCUTUCA NA BACIA DE ALMADA (BA) 
 
 
 
 
 
KLÉDSON TOMASO PEREIRA DE LIMA 
 
 
 
 
Tese apresentada ao Centro de Ciência e 
Tecnologia da Universidade Estadual do 
Norte Fluminense, como parte das 
exigências para obtenção do título de 
Doutor em Engenharia de Reservatório e 
de Exploração 
 
 
Aprovada em 06/02/2006 
 
Comissão Examinadora: 
 
 
Fernando Sergio de Moraes (Ph.D., Geofísica – LENEP/CCT/UENF) 
 
 
Roberto Fainstein (Ph.D., Geologia – Schlumberger, UERJ) 
 
 
Carlos Henrique Lima Bruhn (Ph.D., Geologia – PETROBRAS) 
 
 
Carlos Alberto Dias (Ph.D., Geofísica – LENEP/CCT/UENF) 
 (orientador) 
07/02/2006
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
À minha mãe Antonia, 
por seu amor, apoio e sabedoria. 
 
Agradecimentos 
 
Gostaria de expressar minha profunda gratidão às várias pessoas que me 
deram sua ajuda e seu apoio durante o período que trabalhei nesta tese. Seria 
impossível mencionar a todas. Entretanto, estou especialmente grato: 
A Deus, por ter estado presente em todos os momentos, me dando inspiração 
para concluir e nunca pensar em desistir deste trabalho. 
Ao meu orientador, Prof. Dr. Carlos Alberto Dias, pela troca permanente de 
idéias; por enriquecedoras discussões e principalmente por ter assumido comigo 
este desafio. 
Aos membros da banca examinadora, Carlos Henrique Lima Bruhn, Roberto 
Fainstein e Fernando Sergio de Moraes, pela leitura crítica e valiosas sugestões que 
muito contribuíram para a melhoria desta tese. 
À Universidade Estadual do Norte Fluminense (UENF), através do Laboratório 
de Engenharia e Exploração de Petróleo (LENEP), que contribuiu para a minha 
formação acadêmica. 
À PETROBRAS pelo suporte operacional e por me fornecer valiosos dados de 
poços e linhas sísmicas, que foram fundamentais para a realização deste trabalho. 
À Agência Nacional do Petróleo, que financiou minha bolsa de doutorado 
durante parte deste trabalho e, também, por disponibilizar importantes dados, de 
suma importância para a elaboração desta tese. 
À Landmark/Halliburton pela cessão do software Petrowork ao LENEP/UENF 
usado nesta tese. 
Ao Convênio FINEP-CT/PETRO n. 65.99.0468.00, no que se refere ao Sub-
Projeto “Estudos Geológico-Geofísico de Afloramentos Análogos aos Reservatórios 
Turbidíticos da Bacia de Campos” e ao Auxílio FAPERJ n. E-26/172.001/1999 
“Caracterização Geológica e Geofísica de Afloramentos Análogos aos Reservatórios 
Turbidíticos da Bacia de Campos”, pelo financiamento a esta pesquisa. 
Aos geólogos Nelson Franco, Patrícia Silva e Roberto D’Ávila, pelas 
discussões e valiosas sugestões. 
Ao corpo docente, funcionários e colegas do LENEP/UENF, em especial ao 
Prof. Dr. Abel Carrasquilla e Prof. Dr. Jadir Silva, que contribuíram para minha 
formação acadêmica. 
 
Aos amigos Alfredo Carrasco e Marcos Ceia, pelo companheirismo, 
importantes sugestões e valiosos momentos de descontração. 
À minha esposa Danielle, pela compreensão pelos dias, noites, fins de 
semana e feriados em que estive ausente; e que compartilhou de minhas 
dificuldades me incentivando a prosseguir na jornada. 
Enfim, a todos que contribuíram direta ou indiretamente para a realização 
deste trabalho, um abraço por eu ter chegado até este ponto que marca apenas o 
início de uma longa caminhada, com profundo sentimento de gratidão. 
 i
SUMÁRIO 
 
Sumário....................................................................................................................... i 
 
Lista de Ilustrações....................................................................................................v 
 
Lista de Tabelas ........................................................................................................xi 
 
Resumo ....................................................................................................................xii 
 
Abstract....................................................................................................................xiii 
 
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO .................................................................................01 
 
CAPÍTULO 2 – ASPECTOS GEOLÓGICOS DA BACIA DE ALMADA ...................05 
2.1 – INTRODUÇÃO........................................................................................................05 
2.2 – ARCABOUÇO ESTRUTURAL...............................................................................07 
2.3 – EVOLUÇÃO TECTONO-SEDIMENTAR................................................................09 
2.4 – TURBIDITOS..........................................................................................................14 
2.5 – CÂNION DE ALMADA............................................................................................16 
2.6 – SEÇÃO AFLORANTE DOS TURBIDITOS DA FORMAÇÃO URUCUTUCA.......17 
2.7 - DESCRIÇÃO DOS FUROS DE SONDAGEM........................................................18 
2.8 – IMPORTÂNCIA ECONÔMICA DA BACIA DE ALMADA.......................................23 
 
CAPÍTULO 3 – REVISÃO DE MÉTODOS E CONCEITOS.......................................25 
3.1 – INTRODUÇÃO........................................................................................................25 
3.1.1 – Propriedades Físicas das Rochas..............................................................25 
3.1.1.1 - Propriedades Elétricas.................................................................................253.1.1.2 – Propriedades Radioativas...........................................................................27 
3.1.1.3 – Propriedades Acústicas...............................................................................29 
3.2 – PERFILAGEM DE POÇOS................................................................................31 
3.2.1 – Perfil de Indução...........................................................................................32 
3.2.2 – Perfil de Microresistividade.........................................................................34 
3.2.3 – Perfil Raios Gama ........................................................................................35 
 ii
3.2.4 – Perfil Sônico..................................................................................................37 
3.2.5 – Perfil de Densidade......................................................................................40 
3.2.6 – Perfil Neutrônico...........................................................................................43 
3.2.7 – Perfil de Cáliper............................................................................................45 
3.2.8 – Perfil de Imagem Ultra - Sônico .................................................................46 
3.3 – PARÂMETROS PETROFÍSICOS...........................................................................47 
3.3.1 - Relação Perfilagem de Poços E Petrofísica...................................................47 
3.3.2 – Volume de Argila (Argilosidade).......................................................................48 
3.3.3 – Porosidade..........................................................................................................49 
3.3.3.1 – Cálculo da Porosidade......................................................................................51 
3.3.3.2 - Ensaios Petrofísicos...........................................................................................52 
3.3.4– Saturação.............................................................................................................52 
3.3.5– Permeabilidade....................................................................................................53 
3.4 – MÉTODOS SÍSMICOS APLICADOS A CARACTERIZAÇÃO DE 
RESERVATÓRIOS.....................................................................................................56 
3.4.1 – Método Sísmico de Reflexão.......................................................................56 
3.4.2 – Ondas Sísmicas............................................................................................56 
3.4.3 – Sismograma Sintético..................................................................................58 
3.4.4 – Amplitude sísmica........................................................................................59 
3.4.5 – Resolução Sísmica Vertical.........................................................................61 
3.4.6 – Resolução Sísmica Horizontal....................................................................62 
3.4.7 – Integração de Métodos Sísmicos com Perfilagem de Poços...................64 
 
CAPÍTULO IV – AQUISIÇÃO DE DADOS................................................................65 
4.1 – INTRODUÇÃO..................................................................................................65 
4.2 – PERFURAÇÃO..................................................................................................67 
4.2.1 – Tempo de Perfuração...................................................................................69 
4.3 – PERFILAGEM DE POÇO..................................................................................72 
4.3.1 – Perfilagem HYDROLOG...............................................................................72 
4.3.1.1 - IEL – Perfil Elétrico-Indução.........................................................................73 
4.3.1.2 – Perfil de Microresistividade..........................................................................73 
4.3.1.3 - GR – Perfil de Raios Gama..........................................................................74 
4.3.1.4 - BCS – Perfil Sônico Compensado...............................................................74 
4.3.1.5 - Caliper..........................................................................................................75 
4.3.2 – Perfilagem LENEP (Perfil de Imagem)........................................................76 
 iii
CAPÍTULO V – TRATAMENTO DOS DADOS GERAÇÃO DE PERFIS 
SINTÉTICOS..............................................................................................................79 
5.1 – INTRODUÇÃO..................................................................................................79 
5.2 – ETAPA DE TRATAMENTO DE DADOS DE POÇOS.......................................81 
5.2.1 – Descrição dos Poços .......................... .......................................................81 
5.2.1.1 - Porção Emersa.............................................................................................81 
5.2.1.2 - Porção submersa.........................................................................................83 
5.2.2 – Pré-processamento......................................................................................84 
5.2.3 – Correção Ambiental.......................... ..........................................................86 
5.2.4 – Geração de Curvas Sintéticas .......... .........................................................87 
5.2.4.1 – Perfil Sintético GR.......................................................................................89 
5.2.4.2 – Perfil Sônico Sintético..................................................................................90 
5.2.4.3 – Perfil de Densidade Sintético......................................................................95 
5.2.5 – Processamento dos dados da ferramenta BHTV......................................96 
5.2.5.1 - Perfil de Amplitude.......................................................................................96 
5.2.5.2 - Perfil Breakout..............................................................................................97 
5.2.5.3 - Perfil de Desvio Vertical...............................................................................97 
5.3 – ETAPA DE TRATAMENTO DE DADOS SÍSMICOS.........................................98 
5.3.1 – Calibração Sísmica – Poços........................................................................99 
 
CAPÍTULO VI –OBTENÇÃO DE PARÂMETROS PETROFÍSICOS.......................103 
6.1 – VOLUME DE ARGILA.....................................................................................103 
6.1.1 - Vsh GR Linear..............................................................................................103 
6.1.2 - Vsh GR Power Law......................... ............................................................103 
6.1.3 - Vsh GR Larionov (rochas terciárias) ......................... ..............................104 
6.1.4 - Vsh GR Larionov (rochas antigas) ...........................................................104 
6.1.5 - Vsh GR Streiber......................... .................................................................104 
6.1.6 - Vsh GR Clavier ......................... .................................................................104 
6.2 – POROSIDADE......... .......................................................................................105 
6.2.1 - PhiE_OnePhi......................... ......................................................................105 
6.2.2 - PhiApp_QI......................... ..........................................................................106 
6.2.3 - PhiSss_Recon......................... ...................................................................1076.3 – PERMEABILIDADE.........................................................................................109 
 
 iv
CAPÍTULO VII – INTERPRETAÇÃO E INTEGRAÇÃO DOS DADOS...................111 
7.1 – INTRODUÇÃO................................................................................................111 
7.2 – DESCRIÇÃO DAS AMOSTRAS DE CALHA...................................................111 
7.3 – INTERPRETAÇÃO DOS PERFIS DE POÇOS...............................................112 
7.3.1 – Parâmetros Petrofísicos............................................................................114 
7.3.1.1 – Argilosidade...............................................................................................115 
7.3.1.2 – Porosidade................................................................................................117 
7.3.1.3 – Permeabilidade..........................................................................................121 
7.3.2 – Espessura Porosa......................................................................................123 
7.4 - INTERPRETAÇÃO SÍSMICA...........................................................................124 
7.4.1 – Fundo do Mar .............................................................................................124 
7.4.2 – Topo da Formação Urucutuca...................................................................125 
7.4.3 – Cânion de Almada......................................................................................125 
7.4.4 – Falhas..........................................................................................................130 
7.5 – CORRELACAO DE POÇOS...........................................................................130 
7.6 – INTEGRAÇÃO DOS DADOS..........................................................................134 
 
CAPÍTULO VIII – CONCLUSÕES...........................................................................135 
 
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS........................................................................138 
 
APÊNDICE...............................................................................................................146 
 
 v
LISTA DE ILUSTRAÇÕES 
 
Figura 2.1 – a) Mapa de localização das bacias brasileiras, destacando a Bacia de 
Almada (área circular vermelha), as áreas retangulares representam as principais 
províncias petrolíferas brasileira. b) Mapa de localização dos afloramentos e dos três 
furos de sondagem obtidos por este projeto, modificado de Bruhn & Moraes, 
(1989).........................................................................................................................06 
Figura 2.2 – Seção geológica esquemática representando a Bacia de Almada (Bruhn & 
Moraes, 1989)..................................................................................................................07 
Figura 2.3 - Mapa Geológico Regional da região de Ilhéus (Arcanjo,1997)...................08 
Figura 2.4 – Mapa geológico da Bacia de Almada mostrando o arcabouço estrutural da 
bacia e o cânion homônimo Bruhn & Moraes, (1989).................................................08 
Figura 2.5 - Coluna estratigráfica da Bacia de Almada, modificada de Netto, 
1994..................................................................................................................................09 
Figura 2.6 – Quadro da estratigrafia de bacias marginais do Leste Brasileiro, 
modificado de Feijó (2000)..............................................................................................13 
Figura 2.7 – Reconstruções paleogeográficas para as seqüências Sin-Rifte I (Dom 
João), II (Rio da Serra-Aratu), III (Buracica-Jiquiá), e as megaseqüências Evaporítica 
Transicional (Alagoas) e Plataforma Carbonática Rasa (Albiano) Chang et. al, 
(1991)...............................................................................................................................14 
Figura 2.8 - Esquema de um depósito turbidítico em domínio profundo, com 
indicação dos níveis da sequência de Bouma que se depositam em cada zona, Dias, 
2004............................................................................................................................15 
Figura 2.9 - Modelo de fácies. Mutti et al., 1999. .........................................................15 
Figura 2.10 – Descrição das fácies presentes nos testemunhos do Furo SST- 01 
D’Ávila et al. (2004).....................................................................................................20 
Figura 2.11 – Descrição das fácies presentes nos testemunhos do Furo SST - 02 
D’Ávila et al. (2004). ...................................................................................................21 
Figura 2.12 – Descrição das fácies presentes nos testemunhos do Furo SST - 03 
D’Ávila et al. (2004). ...................................................................................................22 
Figura 2.13 - Microfalhas desenvolvidas pela deformação por slump em prováveis 
sedimentos de prodelta escorregados D’Ávila et al. (2004)........................................23 
 
 vi
Figura 2.14 – Blocos oferecidos na sexta rodada da ANP (verdes e rosas) na Bacia de 
Camamu-Almada, sendo que os blocos verdes voltaram a ser oferecidos na Sétima 
Rodada. Fonte: site ANP-BDEP (2005).......................................................................24 
Figura 2.15 – Blocos adquiridos na Sexta Rodada da ANP na Bacia de Camamu-
Almada (cor-de-rosa). Fonte: site ANP-BDEP (2005)...................................................25 
Figura 2.16 – Blocos adquiridos na Sétima Rodada da ANP na Bacia de Camamu-
Almada (verdes). Fonte: site ANP-BDEP (2005). ........................................................25 
Figura 3.1 – Onda compressional (P) transmitida através de fluidos e sólidos, o 
movimento da partícula é paralelo à direção de deslocamento. Onda cisalhante (S) 
transmitida somente através dos sólidos, o movimento da partícula é perpendicular à 
direção de deslocamento. . Fonte site: U.S. Geological Survey 
(2005).........................................................................................................................29 
Figura 3.2 - Transmissão e reflexão da onda (Hallenburg, 1998) .............................30 
Figura 3.3 – Elementos que compõem a perfilagem de poços. Modificado de Ellis, 
(1987)...............................................................................................................................31 
Figura 3.4 – Ferramenta de indução esquemática. A ferramenta é composta de 
material isolante (Telford et al. 1990).........................................................................33 
Figura 3.5 – A distribuição dos raios gama de três ocorrências naturais de isótopos 
radioativos, Ellis, 1987................................................................................................36 
Figura 3.6 – Ferramenta Sônica, mostrando o traçado ideal do raio refratado na 
parede do poço (Tittman, 1986).................................................................................39 
Figura 3.7 – Modelo da ferramenta de densidade, Ellis, 1987...................................41 
Figura 3.8 - Representação esquemática do efeito Compton. O raio gama incidente 
transfere uma parte de sua energia (E0) para um elétron, e um raio gama de energia 
reduzida (E’) deixa o local da colisão com a direção θ em relação à direção de 
incidência....................................................................................................................42 
Figura 3.9 – Representação esquemática de Ferramenta Neutrônica com dois 
detectores (adaptado de Ellis, 1987)..........................................................................44Figura 3.10 – Transdutor da ferramenta ultra-sônica de imagem..............................47 
Figura 3.11 – Lei de Darcy para fluxo de fluidos em meio porosos.................................54 
Figura 3.12 – Permeabilidade efetiva de um sistema óleo-água ....................................55 
Figura 3.13 – Distribuição de velocidades comumente encontradas na prospecção 
de petróleo..................................................................................................................58 
 
 vii
Figura 3.14 – Exemplo ilustrativo de um sismograma sintético. (A) Litologia. (B) 
Impedância acústica. (C) Função refletividade. (D) Traço sísmico sintético final. (E) 
Reflexões individuais de cada interface (modificado de Thomas, 2001)...................59 
Figura 3.15 – Relação entre a onda sísmica, o perfil sônico e a determinação dos 
limites da camada de interesse. (freqüência de 50Hz; velocidade da onda sísmica 
igual a 3500 ms-1; o comprimento de onda λ é 70m). Para espessuras inferiores a 
2
λ ocorre interferência entre as reflexões do topo e da base (Buyl et al, 1988)......62 
Figura 3.16 – Definição da zona de Fresnel AA’,adaptado de Yilmaz, 2001.............63 
Figura 4.1 – Disposição dos dados utilizados (linhas sísmicas e conjunto de 
poços).........................................................................................................................65 
Figura 4.2 – Mapa de localização do poço SA – 01. Modificado de Bruhn & Moraes, 
(1989).........................................................................................................................67 
Figura 4.3 – Sonda de perfuração montada para perfurar o poço SA-01..................68 
Figura 4.4 - Broca tricônica de botão de tungstênio...................................................68 
Figura 4.5 – Coleta de amostras de calha..................................................................69 
Figura 4.6 – Tempo de penetração para o intervalo entre 1 e 85 metros..................70 
Figura 4.7 – Tempo de penetração para o intervalo entre 85 e 170 metros..............70 
Figura 4.8 – Tempo de penetração para o intervalo entre 170 e 255 metros............71 
Figura 4.9 – Perfil comparativo de tempo de perfuração, DT e litológico, 
respectivamente.........................................................................................................72 
Figura 4.10 - Ferramenta de resistividade 6FF40......................................................73 
Figura 4.11 - Foto mostrando o conjunto microresis-tividade - raios gama. A 
ferramenta de microresistividade encontra-se na extremidade (esquerda) do 
conjunto, e a de raios gama próxima ao cabo............................................................75 
Figura 4.12 - Ferramenta Sônica................................................................................75 
Figura 4.13 - Ferramenta de Cáliper, durante calibração...........................................76 
Figura 4.14 – Perfis adquiridos na etapa de perfilagem Hydrolog.............................77 
Figura 4.15 – Conjunto de ferramentas de Cáliper e Raios Gama............................78 
Figura 4.16 – Ferramenta BHTV com dois centralizadores (esquerda) e 
magnetômetro para orientação (direita).....................................................................78 
Figura 5.1 – Fluxograma das etapas do tratamento dos dados utilizados.................80 
Figura 5.2 - Respostas obtidas da modelagem 3D para o trecho 116 – 135 m usando 
ILD do poço SA-01 Lima, et al., 2005.........................................................................85 
Figura 5.3 – Curva de temperatura para o poço SA – 01...........................................86 
 
 viii
Figura 5.4 – Comparação entre o perfil Rg puro e o obtido após a correção 
ambiental....................................................................................................................87 
Figura 5.5 – A) A variável preditora X é responsável por toda a variação nas 
observações Y. B) A variável X não ajuda na redução da variação de Y com a 
regressão linear..........................................................................................................89 
Figura 5.6 – Ábaco comparando DT com DT Sintético no poço SSA-01 para os 
casos A) utilizando os perfis RHOB NPHI GR ILD; B) com base nos perfis RHOB 
NPHI e C) através dos perfis GR e ILD......................................................................91 
Figura 5.7 - Comparação entre os perfis sônico convencional (azul) e sintético 
utilizando os perfis RHOB e NPHI (cor de rosa) para o poço SSA-01.......................92 
Figura 5.8 – Comparação entre os perfis sônico convencional (azul) e sintético 
utilizando os perfis GR, ILD, RHOB e NPHI (cor de rosa) para o poço BAS-36........94 
Figura 5.9 – Ábaco comparando DT com DT Sintético no poço BAS-36 com 
R2=0,8842..................................................................................................................94 
Figura 5.10 – Comparação entre os perfis obtidos no campo (cáliper, GR, DT) com o 
perfil sintético de densidade (traçado 4).....................................................................95 
Figura 5.11 – Perfil de amplitude da ferramenta de imagem ultra-sônica, indicando a 
presença de conglomerados......................................................................................97 
Figura 5.12 - Perfil de desvio vertical do poço SA-01 para os 100 metros iniciais.....98 
Figura 5.13 – Forma do pulso Ricker.........................................................................99 
Figura 5.14 – Painel de geração de wavelet do aplicativo Syntetics (Geoframe)....101 
Figura 5.15 – Seqüência sintetizada para geração do sismograma sintético, o 
primeiro track é a curva tempo-profundidade, o segundo é o perfil sônico, já o 
terceiro mostra o coeficiente de reflexão, o track 4 representa a wavelet gerada, o 
quinto track é o sismograma sintético e o sexto é a sísmica para comparação eo 
sétimo mostra os marcadores deste poço................................................................102 
Figura 6.1 – Comparação entre os métodos de obtenção do volume de argila; B) 
Amostra de calha......................................................................................................105 
Figura 6.2 – Porosidade efetiva obtida a partir do método OnePhi..........................107 
Figura 6.3 – Gráfico relacionando porosidade total com o volume de argila...........108 
Figura 6.4 – Permeabilidade (mD) obtida a partir da equação de Wyllie-Rose para 
arenitos.....................................................................................................................110 
 
 ix
Figura 7.1 – A - Seqüência típica de fácies dos turbiditos da Bacia de Almada, 
modificada de Bruhn & Moraes, 1989. B – Seqüência da descrição de calha do poço 
SA-01 no trecho entre 168 e 184 metros.................................................................112 
Figura 7.2 – Perfil comparativo entre a resistividade da zona invadida e a litologia 
obtida a partir da descrição de amostra de calha.....................................................113 
Figura 7.3 – Trecho do poço SA-01 mostrando a resposta anômala para os arenitos 
e conglomerados para os perfis RG e o perfil auxiliar DT como ferramenta para 
identificar a litologia. O círculo vermelho mostra a semelhança dos valores de 
RG............................................................................................................................114 
Figura 7.4 – Trecho da curva de argilosidade do Poço SA-01 mostrando os pontos 
de correlação com os dados de laboratório (círculos)..............................................117 
Figura 7.5 – Trecho da curva de porosidadedo Poço SA-01 mostrando os pontos de 
correlação com os dados de laboratório (círculos)...................................................119 
Figura 7.6 – Linha de tendência da correlação entre os dados de laboratório e de 
perfis para o poço SA-01..........................................................................................119 
Figura 7.7 – Histograma de valores de porosidade do poço SSA-01......................120 
Figura 7.9 – Histograma de valores de porosidade do poço FMB-01......................120 
Figura 7.9 – Histograma de valores de porosidade do poço NB-02.........................121 
Figura 7.10 – Histograma de valores de porosidade do poço BAS-79. ..................121 
Figura 7.11 – Comparação qualitativa (eixo x esquemático) entre a permeabilidade 
obtida pela equação de Wyllie-Rose (A) e a obtida através do perfil de 
microresistividade (B)...............................................................................................122 
Figura 7.12 – Seção sísmica (SW-NE) indicando os horizontes: fundo do mar (azul), 
topo da Formação Urucutuca (amarelo), base da Formação Urucutuca (laranja) e 
falhas tectônicas e de acomodação.........................................................................125 
Figura 7.13 – Amarração do topo e base da Formação Urucutuca para o poço BAS-
79..............................................................................................................................127 
Figura 7.14 – Horizonte gridado a partir da interpretação sísmica representando o 
Cânion de Almada. ..................................................................................................128 
Figura 7.15 – Fundo do mar em profundidade e disposição dos poços da área 
estudada.............. ....................................................................................................128 
Figura 7.16 – Visualização longitudinal em profundidade do Cânion de Almada, 
indicando o comprimento para a área estudada; os pontos azuis são os marcadores 
do horizonte base da Formação Urucutuca. ...........................................................129 
 
 x
Figura 7.17 – Visualização transversal em profundidade do Cânion de Almada, 
indicando o comprimento entre os poços BAS-82 e BAS-03. .................................129 
Figura 7.18 – Seção sísmica mostrando a baixa continuidade dos refletores que 
representam os Arenitos da Formação Urucutuca...................................................132 
Figura 7.19 – Mapa de localização das seções: A) correlação entre os poços SA-01, 
FMB-01, SSA-01, BAS-36 e BAS-71 (linha preta), B) correlação entre os poços NB-
02, NB-01 e BAS-36 (linha laranja) e C) Seção sísmica strike ao cânion ...............132 
Figura 7-20 – Seção A correlacionando a Formação Urucutuca (área pontilhada) nos 
poços: SA-01, FMB-01, SSA-01, BAS-36 e BAS-71................................................133 
Figura 7.21 – Seção B correlacionando a Formação Rio Doce e Urucutuca nos 
poços: NB-02, NB-01 e BAS-36...............................................................................133 
 
 
 xi
LISTA DE TABELAS 
 
Tabela 3.1 – Resistividades elétricas de materiais (Tittman, 1986)...........................27 
Tabela 3.2 –Tempo de trânsito dos principais constituintes das rochas sedimentares 
(Doveton, 1986)..........................................................................................................40 
Tabela 3.3 - Limiar para a resolução lateral (primeira zona de Fresnel) Yilmas, 
2001............................................................................................................................64 
Tabela 5.1 – Valores de R2 obtidos a partir de análises de regressão das curvas DT, 
ILD, GR, RHOB e NPHI do poço SSA-01..................................................................92 
Tabela 5.2 – Valores obtidos na regressão linear do poço SSA-01 utilizando como 
variável dependente DT e variáveis independentes DT, RHOB e NPHI....................93 
Tabela 7.1 – Principais características dos poços comerciais utilizados.................115 
Tabela 7.2 – Comparação dos vares de argilosidade para o poço SA-01 e SST-01. 
Dados de estudo petrográfico e raios x obtidos por Dias et al. (2004) e dados de 
estudo petrográfico determinados por Jesus (2004)................................................116 
Tabela 7.3– Comparação dos valores de porosidade para o poço SA-01 e SST-01. 
Dados de estudo petrográfico obtidos por Dias et al. (2004) e por Jesus (2004)....118 
Tabela 7.4 – Espessura porosa da Formação Urucutuca para os poços estudados. O 
poço SA-01 não atingiu a base da Formação Urucutuca.........................................123 
Tabela 1A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho de 01 a 21 
m...............................................................................................................................147 
Tabela 2A - Descrição de amostra de calha para o trecho 22 a 66 m.....................148 
Tabela 3A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 67 a 109 
m...............................................................................................................................149 
Tabela 4A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 110 a 149 
m...............................................................................................................................150 
Tabela 5A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 150 a 189 
m...............................................................................................................................151 
Tabela 6A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 190 a 229 
m...............................................................................................................................152 
Tabela 7A - Descrição de amostra de calha (poço SA-01) para o trecho 230 a 255 
m...............................................................................................................................153 
 
 
 xii
RESUMO 
 
 Neste trabalho, foram empregados métodos sísmicos, através de 45 linhas 2D 
em tempo, e perfilagem de 16 poços, sendo que um destes perfurado com finalidade 
específica para esta tese. O principal objetivo foi caracterizar o Paleocânion de 
Almada (Formação Urucutuca) com suas propriedades petrofísicas e gerar um novo 
modelo geológico 3D para este cânion. Para tal propósito, foram utilizados 
programas computacionais das plataformas Geoquest e Landmark amplamente 
utilizados na indústria de petróleo. Este modelo, caracterizado segundo parâmetros 
petrofísicos, permitiu avaliar a Formação Urucutuca e seus cânions turbidíticos 
quanto ao seu potencial como reservatório petrolífero. As análises de perfis 
indicaram intensa variação de porosidade efetiva, chegando a valor médio máximo 
de 25 %. A argilosidade dos arenitos apresentou também intensa variação, desde 10 
a 60 %. Outro fator relevante neste contexto foi a espessura encontrada de arenito e 
calcarenito, chegando a atingir respectivamente 243 m e 93 m, não se mantendo, 
todavia, por toda a área estuda, devido à baixa continuidade lateral. Os dados 
obtidos a partir das linhas sísmicas indicaram a forte influência tectônica na 
geometria do Cânion de Almada, que na sua porção emersa apresenta-se como dois 
cânions, sendo um principal e outro tributário, conectando-se na porção submersa 
da bacia. Observou-se, também, a comunicação destes cânions desde o continente 
até a parte marinha da bacia (até pelo menos 27 Km distante da costa), fato 
importante para a geração de reservatórios expressivos. Com base nestes 
resultados, este trabalho aponta a Formação Urucutuca comoum potencial alvo para 
futuras locações, com características genéticas e petrofísicas favoráveis. 
 
 xiii
ABSTRACT 
 
 In this work, seismic methods were used, including 45 2D lines in time and 
well logs from 16 wells, one of them drilled for the purpose of this study. The main 
objective was to characterize the reservoirs from the Paleocanyon of Almada 
(Urucutuca Formation) and their petrophysical properties, as to generate a geological 
3D model for this canyon. For such a purpose, softwares of Geoquest and Landmark 
platforms have been used. This model, characterized through its petrophysical 
parameters, allowed an evaluation of Urucutuca Formation and its turbiditic canyons 
as potential petroleum reservoir. The log analyses indicated great variation of 
effective porosity, reaching a maximum average value of 25%. The clay content of 
the sandstones also presented substantial variation, from 10 to 60%. Other relevant 
factor in this context was the sandstone and limestone thicknesses, reaching, 
respectively 243 m and 93 m, not yet withstanding for the whole studied area, due to 
lateral descontinuity. The data obtained from the seismic lines indicated a strong 
tectonic influence in the geometry of the Canyon of Almada, this resulting in two 
canyons in its emerged portion: the main one and a tributary one, both connected in 
the offshore portion of the basin. The connection of the canyons has been observed 
since the continent until the offshore part of the basin (along a minimum of 27 Km of 
the coast line). This fact is important for the generation of expressive reservoirs. 
Based in these results, this work indicates the Urucutuca Formation as an important 
horizon for future exploration, with favorable genetic and petrophysical 
characteristics. 
 
 1
CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO 
 
Até os anos 70, a utilização dos dados sísmicos pela indústria de petróleo 
restringia-se à detecção de estruturas favoráveis à acumulação de hidrocarbonetos. A 
partir dessa época, passou-se a estudar, com progressivo sucesso, o relacionamento 
existente entre as informações sísmicas e as características litológicas e petrofísicas 
da rocha. Surgiu, então, o conceito dos atributos sísmicos, introduzido por Anstey 
(1973), compreendendo uma série de seqüências obtidas a partir do traço sísmico 
complexo, possibilitando uma melhor caracterização dos dados. 
Além disto, a demanda sempre crescente pelo petróleo, seja como matéria 
prima nos diversos campos da indústria, seja como combustível, em contraste com a 
elevação progressiva no preço do barril de petróleo, acompanhada do exaurimento do 
óleo de “fácil” explotação, levaram a uma real necessidade de se extrair o máximo das 
jazidas já conhecidas. Desta forma, a otimização do desenvolvimento dos reservatórios 
passou a ser fundamental para o sucesso da indústria do petróleo, e a sísmica, que até 
então não era empregada de maneira sistemática no desenvolvimento dos campos de 
petróleo, passou a ser vista como ferramenta potencial para esse propósito. 
Por outro lado, o requisito principal para o desenvolvimento adequado de um 
reservatório é uma boa caracterização do mesmo, com a identificação de suas formas 
geométricas e de suas propriedades petrofísicas, entre as quais: porosidade, 
permeabilidade, argilosidade e saturação de fluido. Com este intuito, muitas técnicas 
têm sido estudadas, algumas correlacionando os atributos sísmicos com as 
propriedades petrofísicas, obtidas através de análises de testemunhos e/ou perfilagem 
geofísica. 
 A perfilagem e sua análise é uma das mais úteis e importantes ferramentas 
disponíveis no setor petrolífero, sendo utilizada quase sem exceção em todos os 
poços perfurados. Nos casos mais extremos, seus custos não superam 5% do custo 
total de um poço. É através da perfilagem que se pode obter medidas contínuas, ao 
longo de um poço, de diferentes propriedades das formações. A partir da 
interpretação destas medidas, pode-se identificar zonas produtivas, distinguir óleo, 
gás ou água em um reservatório, e estimar a reserva de hidrocarbonetos, além de 
suas utilizações mais tradicionais na exploração, como correlação entre zonas, 
auxilio na confecção de mapas e calibração sísmica. 
 2
Esta tese utiliza dados sísmicos, perfis e testemunhos de poços, para a 
caracterização litológica do paleocânion submarino localizado na Bacia de Almada. 
Sabe-se que este tipo de feição está entre as expressões tectono-estratigráficas 
mais proeminentes encontradas junto às bacias de margem passiva brasileiras e 
cumpre importante papel na pesquisa exploratória de hidrocarbonetos. Campos 
produtores de petróleo na Bacia de Campos (Carapeba, Enchova e Pargo), Espírito 
Santo (Lagoa Parda, Fazenda Cedro e Fazenda Queimadas), além de outras bacias 
da margem continental brasileira, estão associados a estes tipos de feições 
paleogeomorficas (Mendes, 1998). São feições que se distribuem por diferentes 
idades cronoestratigráficas, ao longo de distintas escalas do tempo geológico e 
apresentam estágios evolutivos diferenciados, guardando um vínculo com o 
preenchimento sedimentar marinho ocorrido durante a fase rift da evolução destas 
bacias. Desta forma, com a finalidade de complementar os dados disponíveis 
(públicos) desta bacia, foi perfurado um poço (SA-01), exclusivamente para coletar 
dados para este trabalho, tendo sido acompanhado desde a sua locação até sua 
perfilagem e tamponamento pelo autor desta tese. Este poço representa a locação 
mais ocidental desta bacia. 
Este paleocânion vem sendo tema de diversos trabalhos, por estar aflorando na 
parte emersa da Bacia de Almada, constituindo-se desta forma em uma excelente 
oportunidade para o estudo da própria seção produtora da margem brasileira e 
possuindo, assim, a vantagem de prover análises de afloramentos muito mais similares 
a algumas fácies típicas dos reservatórios brasileiros. Turbiditos canalizados, como os 
da Bacia de Almada, são os principais reservatórios de diversos campos de petróleo 
nas Bacias de Campos, Espírito Santo e Sergipe-Alagoas. 
Desta forma, esta tese procurou realizar um estudo detalhado da subsuperfície 
desta área, indo desde a parte emersa até a lâmina d’água em torno de 1000 m. 
Diferencia-se, portanto, da grande maioria dos trabalhos publicados limitados às 
seções aflorantes da bacia. Assim, este estudo integra dados de sísmica (2D), 
perfilagem de poços e parâmetros petrofísicos, que são métodos consagrados para 
caracterização de feições geológicas, para gerar um modelo 3D do Cânion Turbidítico 
de Almada, associando suas características petrofísicas a atributos sísmicos, de modo 
a definir o seu grau de importância como reservatório. 
Esta tese fez parte e utilizou dados do projeto “Estudo Geológico-Geofísico de 
Afloramentos Análogos aos Reservatórios Turbidíticos da Bacia de Campos”, Projeto 
 3
Turbiditos, (DIAS (ed.), 2004). Este projeto se destacou pela sua multidisciplinaridade, 
reunindo um diversificado grupo de pesquisadores da PETROBRAS, da Universidade 
Estadual do Norte Fluminense (UENF) e da Universidade Estadual do Rio de Janeiro 
(UERJ), com o intuito de realizar estudos de campo e de laboratório que gerassem 
modelos de processos deposicionais e geometria de feições associadas a este tipo de 
sistema turbidítico, auxiliando assim em estudos de bacias análogas. 
O corpo desta tese é composto por oito capítulos: 
O Capítulo I compreende a Introdução, no qual se contextualiza o problema. 
O Capítulo II mostra os principais aspectos geológicos da Bacia de Almada, 
com sua evolução tectono-sedimentar, fisiografia da bacia, suas principais 
estruturas, além da sua importância econômica dentrodo atual contexto das bacias 
petrolíferas brasileiras. São mostrados também estudos anteriores, com ênfase para 
os realizados no Projeto Turbiditos. 
O Capítulo III descreve a revisão de métodos e conceitos, abordando 
inicialmente aspectos teóricos sobre a perfilagem de poços, seus fundamentos, 
propriedades físicas das rochas, propriedades petrofísicas e descrição dos perfis de 
poços empregados neste estudo. Posteriormente, aborda a relação entre perfilagem 
de poços com parâmetros petrofísicos, realizando a revisão dos parâmetros 
utilizados neste trabalho, bem como as técnicas empregadas para obtenção destes. 
Para finalizar este capítulo, são descritos parâmetros e variáveis relacionados ao 
estudo de reservatórios através da sísmica e os correspondentes fundamentos 
teóricos. 
O Capítulo IV mostra os aspectos envolvidos na etapa de campo, como 
tempo de perfuração, tipos de ferramentas de perfilagem, assim como as técnicas 
empregadas tanto na fase de perfuração como de perfilagem. 
No Capítulo V são abordados os tipos de processamento utilizados nos dados 
de poços, como correções ambientais, e gerados perfis sintéticos, usando 
metodologia própria, inclusive para três poços do Projeto Turbiditos que não foram 
perfilados. Ainda neste Capítulo, é descrita a calibração dos dados sísmicos com 
perfis de poços. 
No sexto Capítulo, são gerados pela primeira vez parâmetros petrofísicos a 
partir de perfis elétricos para a parte emersa da bacia e novos valores de parâmetros 
para a parte marinha. Posteriormente estes valores são calibrados com dados de 
laboratório. São estudados, também, os programas computacionais que utilizam 
 4
diferentes metodologias para determinar as propriedades petrofísicas e, em seguida, 
é realizada uma comparação destes métodos. 
O Capítulo VII é dedicado à interpretação dos dados, inicialmente de maneira 
individual, e, posteriormente, relacionando dados de poço com dados de sísmica. A 
partir daí é proposta uma nova geometria para o Cânion de Almada associada aos 
parâmetros petrofísicos aqui obtidos, de modo coerente com os dados de superfície 
gerados em etapas anteriores do Projeto Turbiditos. 
Por fim, o Capítulo VIII finaliza este trabalho descrevendo os resultados novos 
aqui obtidos tanto através de análises de perfis elétricos como através de 
interpretação sísmica. A integração destes dados possibilita indicar a Formação 
Urucutuca como potencial horizonte petrolífero. Por fim, são sugeridas possibilidades 
para trabalhos posteriores. 
Há um Apêndice contendo as descrições de amostras de calha, realizadas 
neste estudo. 
 5
CAPÍTULO II – ASPECTOS GEOLÓGICOS DA BACIA DE ALMADA 
 
2.1 - INTRODUÇÃO 
 
 A Bacia de Almada está inserida na folha topográfica Itabuna 1:100.000 (SD 24-
Y-B-VI) e abrange parte dos municípios de Buerarema, Uruçuca e Ilhéus, tendo este 
último servido como base para os acessos à área estudada na etapa de campo, 
localizada ao sul do Estado da Bahia, a 458 Km de Salvador e 36 Km de Itabuna. 
 Esta bacia, juntamente com as bacias Jacuípe, Camamu, Jequitinhonha e 
Cumuruxatiba, fazem parte do conjunto de pequenas bacias da margem leste atlântica, 
freqüentemente denominadas de "Bacia Bahia Sul". Elas se estendem por estreitas e 
descontínuas faixas de terra no continente, adentrando pela plataforma continental 
adjacente. A Bacia de Almada é delimitada ao norte pela Bacia de Camamu, através 
do Alto de Itacaré e ao sul pela Bacia do Jequitinhonha, pelo Alto de Olivença (Figura 
2.1a). Inclui uma pequena porção emersa, entre os paralelos de 14º 30’ e 15º 00’S, e 
os meridianos 39º 00’ e 39º 14’W com aproximadamente 250 km2 e espessura máxima 
de sedimentos de 1800 m. Nesta porção, afloram turbiditos areno-conglomeráticos e 
folhelhos ricos em foraminíferos planctônicos, que definem litoestratigraficamente a 
Formação Urucutuca, correspondente ao Mesozóico/Cretáceo Superior. Esta 
Formação é o alvo deste estudo, aflorando predominantemente no Distrito de 
Sambaituba a 16 Km do centro de Ilhéus (figura 2.1b); sua relevância está no fato de 
compor a parte exumada do Cânion de Almada, que corresponde a uma grande feição 
erosiva de idade Pós-Cenomaniana, e principalmente por possuir analogia a outras 
formações contemporâneas e produtoras de hidrocarbonetos das Bacias de Campos, 
Espírito Santo e Cumuruxatiba (figura 2.1a). Na plataforma continental, sua área atinge 
maior expressão, da ordem de 13.000 km2 até a cota batimétrica de 200 m, com a 
coluna sedimentar com espessura acima de 6000 m (figura 2.2), segundo Bruhn & 
Moraes (1989). 
 
 
 
 6
 
 
 
 
 
Figura 2.1 – a) Mapa de localização das bacias brasileiras, destacando a Bacia de 
Almada (área circular vermelha). As áreas retangulares representam as principais 
províncias petrolíferas brasileiras; b) Mapa de localização dos afloramentos e dos três 
furos de sondagem obtidos por este projeto (SST-01, SST-02, SST-03), modificado de 
Bruhn & Moraes (1989). 
 
SST - 01
SST - 02
SST - 03
a) 
b) 
Ilhéus 
 7
 
Figura 2.2 – Seção geológica esquemática representando a Bacia de Almada (Bruhn & 
Moraes, 1989). 
 
2.2 – ARCABOUÇO ESTRUTURAL 
 
A Bacia de Almada possui uma pequena faixa de sedimentos emersos localizados 
na borda oriental do Escudo Brasileiro, no denominado Cinturão Atlântico, no estado 
da Bahia (Figura 2.3). Sua rede hidrográfica tem como principal representante seu rio 
homônimo, encaixado no embasamento até a Vila de Castelo Novo, onde, sobre uma 
escarpa de falha, penetra na bacia, tornando-se meandrante na planície de inundação, 
até atingir a Vila Aritaguá. Seu percurso torna-se retilíneo, com uma mudança brusca 
de direção de leste para sul, provavelmente relacionado À Falha de Aritaguá, com 
direção aproximada N-S. Possivelmente, a desembocadura do Rio Almada migrou 
para os limites sul da bacia devido à movimentação desta falha (Ferreira, 2003). 
O arcabouço estrutural da Bacia de Almada apresenta dois sistemas principais de 
falhas com direção NNE e NE (subparalelos à linha de costa), e um sistema 
secundário, com direção NNW, todos implantados pela primeira vez durante a fase de 
rifteamento (Bruhn & Moraes, 1989). Tais falhas afetaram a Formação Urucutuca 
apenas no limite sul da bacia (figura 2.4), estando esta unidade suavemente basculada 
para leste. Carvalho (1965) reconheceu o contato discordante (erosional e angular) 
entre a Formação Urucutuca e os sedimentos subjacentes, porém Ferradaes & Souza 
(1972), ao mapearem a superfície de discordância pré-Urucutuca na porção marítima 
da Bacia de Almada, definem, pela primeira vez, o atualmente denominado Cânion de 
Almada, uma grande feição erosional pós-cenomaniana, preenchida por uma coluna 
 8
de sedimentos campano-maestrichtianos e terciários da Formação Urucutuca (figura 
2.5). 
 
 
Figura 2.3 - Mapa Geológico Regional da região de Ilhéus (Arcanjo,1997) 
 
 
Figura 2.4 – Mapa geológico da Bacia de Almada mostrando o arcabouço 
 estrutural da bacia e o cânion homônimo (Bruhn & Moraes, 1989). 
 9
 
Figura 2.5 - Coluna estratigráfica da Bacia de Almada, modificada de Netto et al. 
(1994). 
 
 
2.3 – EVOLUÇÃO TECTONO-SEDIMENTAR 
 
A margem continental do leste brasileiro compreende cinco bacias, todas iniciadas 
como rifte, sendo elas: Sergipe-Alagoas, Complexo Bahia Sul, Espírito Santo, Campos 
e Santos, e ocupam a planície costeira, plataforma continental e talude da porção 
oeste do Oceano Atlântico Sul (figura 2.1). Desde o final da década de 60, quando foi 
 10
iniciada a exploração offshore de hidrocarbonetos, grande quantidade de dados 
geológicos e geofísicos vêm sendo obtidos nestas baciasChang et al. (1991). 
Dois aspectos principais ajudaram no aumento do conhecimento sobre a origem e 
desenvolvimento dessas bacias em anos recentes: um aspecto é o progresso 
considerável na aquisição de dados (especialmente sísmicos) ao longo das bacias 
marginais; outro é o desenvolvimento de modelos conceituais para explicar o 
comportamento termomecânico das bacias sedimentares e o reconhecimento das 
variações globais do nível do mar no Mesozóico-Cenozóico (Ponte & Asmus, 1978; 
Ojeda, 1982; Asmus & Baisch, 1983). 
A estratigrafia geral, do Jurássico até o Cretáceo, das bacias da margem do Leste 
Brasileiro (figura 2.6) pode ser representada por cinco megasseqüências: continental, 
evaporítica transicional, plataforma carbonática rasa, transgressiva marinha e 
regressiva marinha (Ponte & Asmus, 1978). Estas megasseqüências estão 
relacionadas ao rompimento do continente Pangea e à evolução do Oceano Atlântico. 
 
Megasseqüência continental (Fase Rifte) 
A megaseqüência continental é constituída por três seqüências sin-rifte, com base 
nas associações de fácies características (figura 2.7) e estilos estruturais, segundo o 
esquema proposto por Figueiredo (1981). A primeira seqüência (sin-rifte I) foi pouco 
afetada por falhamentos, enquanto que as outras duas (sin-rifte II e III) foram 
intensamente falhadas. 
Sin-rifte I 
Durante o Jurássico tardio (andar Dom João ou Volgiano), duas áreas separaram-
se como conseqüência do processo inicial de ruptura do continente Gondwana. Ao 
norte da Bacia do Espírito Santo, uma enorme depressão foi formada, conhecida como 
Depressão Afro-Brasileira (Ponte et al., 1978). Esta depressão foi preenchida por um 
complexo de leques aluviais de clima árido e depósitos grossos fluviais com 
quantidade subordinada de evaporitos, indicando ambientes locais de playa lakes 
(lagos interiores). 
Sin-Rifte II 
O começo da fase principal do rifte no Cretáceo inferior (Andares Rio da Serra – 
Aratu ou Neocomiano) gerou uma série de meio-grabens, rapidamente subsidentes, ao 
longo de toda a margem. Ao norte, uma série de lagos profundos e estratificados foram 
formados e preenchidos por folhelhos escuros e ricos em matéria orgânica e turbiditos 
 11
associados com clásticos flúvio-deltaicos. Em menor proporção, aparecem calcarenitos 
ostracoidais relacionados a inundações episódicas. 
Sin-Rifte III 
Esta seqüência, depositada durante a constituição dos Andares Buracica-Jequiá 
(Barremiano), é caracterizada pela presença de camadas de coquinas de grande 
extensão e continuidade lateral, intercaladas com material silissiclástico grosso a fino 
(figura 2.7). As coquinas são formadas por calcarenitos e calciruditos compostos por 
ostracoides, pelecipodos e alguns gastrópodos (Chang et al., 1991). 
Na Bacia de Almada, esta seqüência corresponde às Formações Morro do Barro e 
Rio de Contas, ambos de idade Eo-Cretáceo. 
 
Megasseqüência Transicional 
Depositada durante o período Aptiano (Andar Alagoas), em um período de relativa 
quiescência tectônica, sobre a discordância regional, esta seqüência é composta, em 
sua base, por sedimentos predominantemente silissiclástico grossos, provenientes de 
altos continentais adjacentes. Trata-se de uma cunha clástica relativamente delgada 
constituída de conglomerados e arenitos grossos, que gradativamente foi afogada por 
água salgada proveniente do oceano localizado ao sul, propiciando a sedimentação de 
material mais fino (clásticos finos e folhelhos ricos em matéria orgânica), segundo 
Chang et. al. (1991). 
Com a estreita passagem do mar formada ao longo das margens leste brasileira e 
oeste africana, quando se verifica grande restrição de circulação de água associada a 
uma maior aridez climática, depositou-se uma completa suíte de evaporitos, cuja 
espessura estimada é da ordem de 2000 m junto ao depocentro do golfo salino. A 
flexurização crustal e o conseqüente basculamento de bacia para leste, somando à 
sobrecarga de sedimentos sobrepostos, causou o escorregamento de sais mais 
solúveis e de maior plasticidade (principalmente halita). Como conseqüência do fluxo 
de sal em direção ao centro da bacia houve formação de domos e muralhas de sal nas 
porções mais distais, formação de vazios (“janelas” de sal) à retaguarda e 
desestabilização de cobertura carbonática albiana sobreposta, com deslocamento de 
blocos bacia a dentro e o desenvolvimento de falhas lístricas que afetaram todo o 
pacote marinho sobreposto, seja formando extensos domos estruturais (roll-overs), 
seja determinando nova distribuição faciológica de sedimentos terrígenos e 
carbonáticos. 
 12
Na Bacia de Almada, a seqüência é reconhecida como Formação Taipus-Mirim, 
sendo dividida em membros Serinhaém (clásticos) e Igrapiúna (evaporitos). A não 
observância de pacotes evaporíticos junto à área estudada se deve provavelmente à 
não deposição ou erosão destes, quando do soerguimento das áreas mais proximais e 
continentais. 
 
Megasseqüência Marinha Carbonática Rasa 
A partir do Albiano, a gradual abertura da estreita faixa marinha do proto-oceano 
Atlântico Sul devido ao continuado espalhamento do fundo oceânico, em uma fase 
caracterizadamente de subsidência térmica flexural, propiciou a deposição de espesso 
pacote de sedimentos marinhos (Chang et. al., 1991). 
Em um primeiro estágio, implantou-se ampla plataforma carbonática marinha rasa 
em ambiente nerítico (< 50 m), constituída predominantemente de calcários de alta 
energia, sucedendo aos evaporitos aptianos. Ao longo da antiga linha de costa albiana, 
sistemas de leques deltaicos (“fan-deltas”) costeiros se desenvolveram e se 
intercalaram aos carbonatos. Passaram a dominar fácies mais finas para o centro das 
bacias, de lamitos a folhelhos e margas, estando de acordo com o modelo deposicional 
típico de rampa carbonática (Spadini et al., 1988). Por outro lado, a halocinese teria 
condicionado, além da deformação estrutural desta rampa, a destruição faciológica da 
fácies carbonática e a relação siliciclásticos/carbonatos. Baixos estruturais associados 
a roll-overs das falhas lístricas teriam propiciado o desenvolvimento de fácies 
carbonáticas de menor energia, enquanto que as de maior energia distribuíram-se 
preferencialmente sobre a projeção vertical das feições positivas originais da fase rifte. 
Na Bacia de Almada, esta seção é menos espessa e responde pela Formação 
Algodões. Os Membros Germânia e Quiepe designam calcarenito/calciruditos oolicos e 
calcilutitos, respectivamente. Nas porções mais proximais, entre as quais a área do 
canyon, esta seção não está presente; provavelmente não teria sido depositada ou 
teria sido erodida pela proeminente e importante discordância regional pré-Urucutuca 
(pré-Cenomaniana?), segundo Chang et. al. (1991). 
 
Megasseqüência Marinha Transgressiva 
Ao final do Albiano, estabeleceu-se o aumento do volume de águas oceânicas e, 
consequentemente, a plataforma carbonática foi afogada. Espessos pacotes de 
sedimentos caracterizadamente de ambiente marinho mais profundo, de nerítico 
 13
profundo a batial raso, se depositaram. É durante o Cenomaniano-Turoniano que se 
observa um importante evento anóxico de máximo afogamento, quando a 
profundidade teria alcançado cerca de 250 m (Chang et al., 1991). Sismo-
estratigraficamente, o caráter transgressivo do pacote é determinado pelo padrão 
predominantemente de onlap sobre os sedimentos sotopostos. Intercalados aos pelitos 
encontram-se turbiditos arenosos ao longo de toda a margem, grande parte deles 
associada ao rebaixamento do nível do mar. 
Na bacia de Almada, os turbiditos aflorantes fazem parte de uma seção 
maastrichtiana-campaniana e todo o pacote de folhelhos e arenitosturbidíticos da 
seqüência transgressiva é chamada de Formação Urucutuca. 
 
Megasseqüência Marinha Regressiva 
A passagem da fase transgressiva para a regressiva varia de idade ao longo da 
margem continental, começando mais cedo nas bacias mais meridionais. Admite-se 
que o início desta fase na Bacia de Almada teria ocorrido a partir do Meso-eoceno. 
Compõe a seqüência regressiva um conjunto de sistemas deposicionais 
sincrônicos, onde estão presentes clásticos de “fan-deltas”, de fluvio-deltaicos e de 
plataforma terrígena (Formação Rio Doce), plataforma carbonática (Formação 
Caravelas) e sedimentos de bacia e talude (folhelhos e turbiditos arenosos da 
Formação Urucutuca). 
 
Figura 2.6 – Quadro da estratigrafia de bacias marginais do Leste Brasileiro, 
modificado de Feijó (2000). 
 14
 
Figura 2.7 – Reconstruções paleogeográficas das seqüências Sin-Rifte I (D. João), II 
(Rio da Serra-Aratu), III (Buracica-Jiquiá), e as megaseqüências Evaporítica 
Transicional (Alagoas) e Plataforma Carbonática Rasa (Albiano), segundo Chang et 
al. (1991). 
 
2.4 – TURBIDITOS 
 
 O conceito de turbiditos vem sendo alvo de grandes discussões. Bouma (1962) 
sistematizou as principais feições para a identificação dos turbiditos, reunindo 
características diferenciadas referente à deposição, ocorrendo na parte proximal ou 
na distal do turbidito. A deposição do material sedimentar efetua-se em seqüência, 
designada por seqüência de Bouma, composta por 5 níveis (figura 2.8): 
A – areia maciça, com base bem definida e topo, passando gradualmente ao nível 
seguinte; 
B – areia com laminação plano-paralela; 
C – areia com ripples; 
D – silte e argila com laminação plano-paralela; 
E – argilas correspondentes à acumulação calma e lenta, não relacionada à corrente 
de turbidez. 
 
 15
 
Figura 2.8 - Esquema de um depósito turbidítico em domínio profundo, com 
indicação dos níveis da sequência de Bouma que se depositam em cada zona (Dias, 
2004). 
 
Já Mutti et al. (1999) definiram turbiditos como os depósitos resultantes das 
correntes de turbidez, um tipo de fluxo gravitacional bipartido, composto por uma 
camada basal granular que flui devido à sobrepressão de poros e a condições 
inerciais, sobre a qual desenvolve-se uma camada superior mais diluída, totalmente 
turbulenta, que eventualmente retrabalha e ultrapassa o depósito final da camada 
inercial. Conglomerados, arenitos conglomeráticos e fácies arenosas grossas são os 
depósitos típicos da porção granular da corrente de turbidez. 
 
 
 Figura 2.9 - Modelo de fácies (Mutti et al. 1999). 
 16
Os turbiditos, no Brasil assim como em termos mundiais, constituem-se num dos 
mais importantes plays para a indústria petrolífera. Afora as descomunais reservas do 
Golfo Pérsico, onde Arábia Saudita, Iraque, Emirados Árabes Unidos, Kuwait e Irã 
totalizam cerca de 60-65 % das reservas mundiais de petróleo, grande parte do esforço 
exploratório das companhias de petróleo está focado em turbiditos no chamado 
triângulo dourado: Golfo do México, margem brasileira e costa oeste africana (D’Ávila & 
Paim, 2003). Na década de 90 foram descobertos 22 campos gigantes em turbiditos 
(reserva explorável > 500 milhões de barris), com volume total de 21 BBOE (bilhões de 
barris de óleo recuperável), cujo valor de mercado hoje se aproxima dos US$ 565 
bilhões (Pettingill, 2001). Cerca de 90% das reservas de petróleo do Brasil, 
descobertas pela PETROBRAS, estão contidas em depósitos gerados por correntes de 
turbidez e/ou fluxos gravitacionais similares. 
O estudo de turbiditos recentes é tarefa difícil, por serem as correntes de turbidez 
eventos catastróficos em ambientes marinhos ou lacustres geralmente profundos, cuja 
visualização é dificultada pela cobertura de água e por sua energia extremamente 
elevada, que normalmente elimina as evidências deixadas por estes eventos. Desta 
forma, os turbiditos correspondentes ao Cânion de Almada, aflorantes, constituem 
importante banco de dados que oferece a oportunidade de realizarem-se análises in 
loco e em tamanho natural, um cânion análogo aos cânions mapeados em 
subsuperfície da margem divergente brasileira. 
 
2.5 – CÂNION DE ALMADA 
 
Segundo d’Ávila et al. (2004), os depósitos do Cânion de Almada correspondem a 
canais turbidíticos hiperpicnais de alta energia, gerados por fluxo de moderada a alta 
eficiência, intercalados a depósitos pelíticos com influência prodeltaica, frequentemente 
remobilizados como fluxo de massa, desenvolvendo depósitos caóticos, com domínio 
de slumps e debris flows. 
Bruhn & Moraes (1989) consideraram que o Cânion de Almada teria se originado 
pela escavação provocada pela passagem de inúmeras correntes de turbidez. Os 
dados do projeto, do qual esta tese faz parte, diferentemente, indicam que este cânion 
teve como causa inicial o controle tectônico (Valeriano et al., 2004). Segundo estes 
autores, a origem deste cânion está possivelmente ligada a movimentações destas 
antigas falhas do embasamento durante o cretáceo, gerando zonas de fraqueza, que 
 17
condicionaram a erosão subaérea e submarina e a captação de sistemas fluviais 
nesta região. Estes sistemas de falhas atuariam, dominantemente, como sistemas 
transcorrentes, durante a fase rifte e no Albiano, reativadas em função de fases 
compressivas N-S e E-W. Já para a fase que controlou a deposição da Formação 
Urucutuca, estas falhas foram reativadas como falhas normais de gravidade, 
gerando um conduto submarino que se propagava desde o continente, onde 
possivelmente condicionava um estuário entre montanhas, até a parte profunda da 
bacia. Esta depressão submarina recebeu, então, inúmeras descargas fluviais, que 
desenvolviam cheias e fluxos hiperpicnais, que seguiam através do cânion, como 
correntes de turbidez, provocando erosão do substrato e levando grande volume de 
sedimentos para a bacia, d’Ávila et al. (2004). 
O condicionamento de fácies de conglomerados e arenitos grossos, por estas 
falhas, é registrado por longo período na história da bacia, e estes depósitos estão 
associados com as falhas, tanto para a fase pré-rifte e rifte da bacia como para a 
Formação Urucutuca (Ferreira, 2003). Os pacotes mais espessos de 
conglomerados, amostrados pelos furos de sondagem deste projeto, estão situados 
nas proximidades de falhas do embasamento, que delineiam a borda do cânion, 
d’Ávila et al. (2004). 
 
2.6 – SEÇÃO AFLORANTE DOS TURBIDITOS DA FORMAÇÃO URUCUTUCA 
 
Os afloramentos da região próxima a Ilhéus foram estudados e mapeados 
pioneiramente por Carvalho (1965), que definiu a Formação Urucutuca, composta 
por folhelhos cinza escuro, com conglomerados e arenitos subordinados, de idade 
Campaniano/Maestrichtiano. Posteriormente, Nascimento (1987) elaborou um mapa 
geológico-estrutural da bacia, definindo pela primeira vez os afloramentos da 
Formação Urucutuca, como a seção exumada da seção de preenchimento do 
Paleocânion de Almada. Bruhn e Moraes (1989) realizaram estudos detalhados 
identificando seis afloramentos da Formação Urucutuca (figura 2.1), fazendo 
analogia de seus contextos geológicos aos reservatórios produtores de 
hidrocarbonetos dos paleocânions de Regência e fazenda Cedro, Bacia do Espírito 
Santo. 
 18
Netto & Sanches (1991) e Mendes (1998) abordaram os afloramentos de 
turbiditos da Fm. Urucutuca. Mais recentemente, os estudos do Projeto Turbiditos 
geraram as dissertações de Ferreira (2003), que enfocou a geologia e o arcabouço 
estrutural da Bacia de Almada, Jesus (2004) que estudou a proveniência sedimentar 
e a evolução diagenética dos arenitos e conglomerados da Formação Urucutuca, e 
Ceia (2004), que realizou um levantamentode GPR (Ground Penetrating Radar) 
sobre os afloramentos 2 e 3 (figura 2.1). 
 Segundo D’Ávila et al. (2004), os afloramentos turbidíticos do Cânion de 
Almada, pertencentes à Formação Urucutuca, apresentam mergulho suave para leste, 
de maneira que nos afloramentos situados a oeste, e que iniciam com o afloramento 
2, afloram rochas mais antigas que nos afloramentos situados a leste, cujo último 
ponto aflorante é o afloramento 6. Nestes afloramentos, o padrão geral de 
preenchimento do cânion é transgressivo, com fácies mais profundas, recobrindo 
paulatinamente fácies mais rasas. Nos dados de subsuperfície, o mesmo padrão é 
observado. Assim, o afloramento 2 apresenta fácies depositadas em contexto mais 
raso que nos afloramentos situados mais para leste. 
 
2.7 - DESCRIÇÃO DOS FUROS DE SONDAGEM 
 
 Com o objetivo inicial de realizar estudos sedimentológicos, foram locados e 
perfurados três poços (figura 2.1) como parte do Projeto Turbiditos, com base em 
mapas geológicos da PETROBRAS e dados de campo deste projeto,que incluíam 
dados sedimentológicos, estruturais e de gravimetria. Estes poços foram perfurados 
com sondas para poços de água e cortaram cerca de 600m de rocha no total, 
recuperando, em média, cerca de 50% de testemunhos que são utilizados nesta tese 
para calibração de perfis elétricos e ainda foram gerados perfis de core gama para 
cada furo de sondagem. D’Ávila et al. (2004) interpretaram estes furos (figuras 2.10, 
2.11 e 2.12) e os dividiram em: 
 
¾ Associação de Fácies de Turbiditos Hiperpicnais 
 Representadas por fácies conglomeráticas e arenosas, cujos pacotes têm 
espessura (recuperada) em torno de 2 a 5 m. Estes pacotes mostram uma tendência 
de granodecrescência ascendente, com conglomerados na base, arenitos grossos e 
muito grossos na parte intermediária e arenitos mais finos para o topo. Esta 
 19
característica também foi observada na descrição pelo autor das amostras de calha do 
poço SA-01 (Apêndice A). 
a) Fácies de Ortoconglomerados e Paraconglomerados de Matriz Arenosa 
 Dentre os conglomerados, podem-se distinguir ortoconglomerados e 
paraconglomerados, fácies que estão, freqüentemente, associadas. Os 
ortoconglomerados são polimíticos, com seixos e grânulos de diversas rochas do 
embasamento (granitóides, sienitos, gnaisses, xistos), normalmente alinhados ou 
imbricados. Os paraconglomerados possuem matriz arenosa muito grossa ou 
grossa, são maciços ou apresentam orientação dos clastos de embasamento ou dos 
intraclastos argilosos. Mostram, freqüentemente, uma tendência de organização 
para o topo das camadas, gradando aos ortoconglomerados. A base das camadas 
apresenta contato erosivo com o substrato. As fácies conglomeráticas passam, 
normalmente, em direção ao topo, para arenitos maciços ou laminados. 
 
b) Fácies de Arenitos Grossos e Muito Grossos e Arenitos Finos 
 Os arenitos, presentes na seção, estão representados por fácies de alta 
energia, com granulação grossa a muito grossa e fácies de baixa a moderada 
energia, nas quais os arenitos mostram grãos dominantemente finos e médios a 
finos. Comumente, estes arenitos mais grossos passam ao topo para arenitos finos 
a médios, bem selecionados, com laminação plano-paralela. Os depósitos mais 
grossos representam o produto de correntes de turbidez arenosas, de alta 
densidade, que evoluíram dos fluxos turbidíticos conglomeráticos, dos quais foram 
segregados. 
 Os turbiditos arenosos mais finos desenvolvem-se pela diluição das correntes 
turbidíticas arenosas de alta densidade, como pode ser observado em algumas 
camadas onde estas fácies finas desenvolvem-se, transicionalmente, no topo dos 
turbiditos de grão mais grosso. 
 
¾ Associação de Fácies de Depósitos Lamosos de Preenchimento de Cânion 
 A maior parte da seção amostrada pelos três testemunhos cortados, nos furos 
de sondagem, é constituída por sedimentos argilosos. Estes sedimentos atingem 
espessuras contínuas de pelo menos 30m, caracterizados por fácies de folhelhos 
 20
sílticos, siltitos e paraconglomerados de matriz lamosa (também chamados de 
lamitos seixosos ou diamictitos). Na maior parte, estes depósitos estão 
remobilizados, reconhecendo-se depósitos de slump, com folhelhos e siltitos com 
feições de escorregamento, e depósitos de paraconglomerados lamosos, gerados 
por debris flows, configurando depósitos caóticos, com dezenas de metros de 
espessura. 
a) Fácies de folhelhos cinza escuros e siltitos blocosos 
 Os folhelhos são cinza escuros ou pretos; apresentam boa fissilidade, quando 
ainda in situ, mas geralmente quebradiços, pela deformação imposta por slump, 
quando estão muito brechados e, por vezes, mostram microfalhamentos e dobras 
(figura 2.13). Possuem níveis ricos em fragmentos de vegetais oriundos do 
continente, escamas de peixes, grandes conchas e conchas de gastrópodos. 
 
Figura 2.10 – Descrição das fácies presentes nos testemunhos do Furo SST- 01 
D’Ávila et al. (2004). 
 21
 
 
Figura 2.11 – Descrição das fácies presentes nos testemunhos do Furo SST - 02 
D’Ávila et al. (2004). 
 
 
 
 
 
 
 22
 
Figura 2.12 – Descrição das fácies presentes nos testemunhos do Furo SST - 03 
D’Ávila et al. (2004). 
 
 
 
 
 
 
 
 23
 
Figura 2.13 - Microfalhas desenvolvidas pela deformação por slump em prováveis 
sedimentos de prodelta escorregados (D’Ávila et al., 2004). 
 
2.8 – IMPORTÂNCIA ECONÔMICA DA BACIA DE ALMADA 
 
 O sistema petrolífero da Bacia de Almada está restrito estratigraficamente às 
seqüências pré-rifte e rifte nas porções Oeste e Sul da bacia. O petróleo provém dos 
folhelhos lacustres da Formação Morro do Barro (Fase rifte – Cretáceo Inferior), sendo 
que a maior parte das acumulações encontradas está restrita aos reservatórios 
associados a essa formação. A segunda ocorrência mais importante está relacionada 
aos reservatórios da Formação Sergi (pré-rifte) e da Formação Rio de Contas (rifte) , 
de acordo com Gonçalves et al. (2000). Entretanto, as características do sistema 
petrolífero em águas profundas ainda são pouco conhecidas, o que torna de extrema 
importância as pesquisas que venham a caracterizar reservatórios também na seção 
pós-rifte, como os da Formação Urucutuca. 
 O interesse econômico pela bacia pode ser bem expresso pela disputa dos 
blocos exploratórios oferecidos nos últimos leilões da ANP. A Sexta Rodada de 
Licitações da ANP foi realizada nos dias 17 e 18 de agosto de 2004, com 154 blocos 
concedidos (39.657 km²) a 19 empresas. Na Bacia de Camamu-Almada, foram 
 24
oferecidos 19 blocos, todos em área marítima da bacia, com lâmina d’água entre 
1000 e 3000 m sendo que 10 foram concedidos. A PETROBRAS arrematou 
sozinha apenas o bloco de número 188, localizado em área de águas profundas de 
Nova Fronteira Exploratória, na bacia Camamu-Almada (BA), pelo qual ofereceu 
bônus de assinatura de R$ 2,3 milhões (site http://www.fontesenergia.com.br, 
acessado em 17/08/2004). A Sétima rodada de Licitações foi realizada nos dias 17, 
18 e 19 de outubro de 2005, com um total de 194.651 km² concedidos. Na Bacia de 
Camamu-Almada, foram oferecidos 9 blocos todos em áreas marítimas da bacia, 
sendo que dois blocos situados em lâmina d’água entre 2000 e 3000 m foram 
concedidos (site http://www.bdep.gov.br, acessado em 07/12/2005). 
 Cabe ressaltar que, com relação à presença de rochas geradoras nesta bacia, 
Trindade & Gaglianone (1984) avaliaram geoquimicamente o poço 1-BAS-36 (figura 
2.4), e observaram que as bases das Formações Candeias e Itaparica apresentam 
teores de carbono orgânico entre 1 e 4% e potencial gerador superior a 5 
kgHC/tonelada de rocha, estando dentro da janela