Curso-de-Geologia-do-Petroleo-Ed2-3-1

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UNIVERSIDADE TIRADENTES 
CURSO TECNOLÓGICO DE PETRÓLEO E GÁS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
GEOLOGIA DO PETRÓLEO 
 
NOTAS DE AULA 
Edição 2 
 
 
 
 
Prof. Cláudio Borba 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Aracaju, 2009 
 2 
 
 
 
 
 
 
 
 
Olá, 
 
Esta apostila reúne o conteúdo das aulas da disciplina Geologia do 
Petróleo , com carga horária total de 72 horas, e visa suprir a carência de livros 
textos em português, além de adaptar o tema para a realidade brasileira. O 
curso de geologia do petróleo é baseado na experiência de mais de 20 anos do 
autor, e tem uma abordagem predominantemente prática, como deve ser um 
curso de Tecnologia de Petróleo. Os exercícios propostos, desde a escolha de 
uma área para prospecção, passando pela interpretação sísmica, elaboração 
de prospectos, confecção de mapas, cálculo de volumes até a previsão de 
produção de um reservatório, permitem ao aluno ter ao final do curso uma 
visão integrada do processo de geologia de exploração e produção de petróleo. 
 
 3 
 
1. Introdução 
 
Geologia é a ciência que estuda a estrutura, composição e história do 
planeta Terra. Lida com o espaço (desde a escala microscópica, exemplo: 
poros das rochas; até milhares de quilômetros, exemplo: bacias sedimentares) 
e com o tempo (em geral os fenômenos geológicos são da ordem de milhares a 
milhões de anos). As aplicações de geologia são inúmeras: prospecção de 
minérios e pedras preciosas, engenharia, meio ambiente, águas subterrâneas e 
exploração e produção de Petróleo. 
1.1- Principais Ramos da Geologia 
 
A geologia é dividida em diversas áreas (ramos), que costumam 
constituir disciplinas de um curso de graduação em geologia. 
 
• Mineralogia -> estudo dos minerais 
• Petrologia -> estudo das rochas 
• Paleontologia -> estudo dos fósseis 
• Geofísica -> física da terra, pura e aplicada 
• Geologia Estrutural -> deformações das rochas 
• Geotectônica -> dinâmica da Terra na grande escala 
• Geoquímica -> química da terra, orgânica e inorgânica 
• Sedimentologia -> processos de deposição 
• Estratigrafia -> estudo das camadas e sua origem 
• Geologia Histórica -> história e evolução da Terra 
• Geologia Econômica -> depósitos minerais 
• Geologia Ambiental -> impacto ou potencial de impacto no meio ambiente 
• Geologia do Petróleo -> Aplicação dos conceitos geológicos na descoberta e 
gerenciamento de acumulações de petróleo 
 
Vários ramos da geologia apresentam aplicação direta na exploração e 
produção de petróleo: 
 
• Mineralogia -> Os minerais formam as rochas. 
• Petrologia -> Rochas são as geradoras e armazenadoras de petróleo 
• Paleontologia -> Utilizada na datação das rochas e na determinação do 
ambiente deposicional. 
• Geofísica -> Aplicação dos métodos indiretos de investigação, entre eles a 
símica, uma das principais ferramentas da indústria do petróleo. 
• Geologia Estrutural -> Identificação e entendimento de armadilhas (trapas) 
para acumulação de petróleo 
 4 
• Geotectônica -> Identificação de bacias propícias para a geração e acumulação 
de petróleo. 
• Geoquímica -> Reconhecimento de rochas geradoras e tipos de petróleo. 
• Sedimentologia -> Reconhecimento do ambiente de deposição, importante para 
caracterizar os reservatórios e rochas geradoras. 
• Estratigrafia -> Reconhecimento de camadas promissoras, comparação entre 
diferentes áreas e bacias. 
• Geologia Histórica -> Identificação de épocas mais propícias para se encontrar 
petróleo. 
• Geologia Econômica -> Petróleo é um recurso mineral. 
• Geologia Ambiental -> Impacto da perfuração,produção, refino e distribuição 
no meio ambiente 
 
Portanto, a Geologia do Petróleo é a aplicação dos conhecimentos 
de geologia na exploração e produção de petróleo. Apresenta forte 
interação forte com Engenharia de Reservatórios, Geofísica, Avaliação de 
Formações e Economia do Petróleo 
 
1.2 - O Processo Geologia do Petróleo 
 
 
A cadeia produtiva do petróleo começa nos estudos geológicos, com o 
objetivo de se descobrir uma acumulação petrolífera. Esta fase é chamada de 
EXPLORAÇÃO. 
Com uma acumulação descoberta, chamada de Campo de Petróleo, os 
projetos de produção nas descobertas de petróleo começam nos estudos 
geológicos. Esta etapa é chamada de CARACTERIZAÇÃO DE 
RESERVATÓRIOS, que utiliza fortemente o conhecimento da geologia. 
O acompanhamento da produção de um campo de petróleo igualmente 
requer conhecimento geológico, cada vez mais detalhado. É a etapa de 
GERENCIAMENTO DE RESERVATÓRIOS, que tem forte interação com a 
Engenharia de Reservatórios. 
 
 
 
 5 
 
Figura 1.1 – Processo de Geologia de Petróleo 
 
A própria geologia do petróleo é dividida em áreas, que se tornam 
especialidades entre geólogos de petróleo. As principais são: 
 
• Petrologia e Diagênese -> estudo das rochas, dos poros e do cimento. 
• Paleontologia/Bioestratigrafia -> estudo dos fósseis, datações de camadas e 
ambientes. 
• Geofísica do Petróleo -> métodos sísmicos, magnetométricos e gravimétricos 
de prospecção. 
• Geologia Estrutural -> estudo das falhas e fraturas nas acumulações de 
petróleo, estudo dos campos de tensões. 
• Geoquímica -> subdividida em orgânica e inorgânica. Estuda a geração e 
alterações do óleo e a formação dos precipitados nos reservatórios, entre muitos 
outros. 
• Sedimentologia -> estuda os processos e produtos da deposição das rochas. 
• Estratigrafia -> Estuda a origem e relações enre as camadas. Construção de 
colunas estratigráficas, aplicação no zoneamento de reservatórios 
• Avaliação de Formações -> Técnicas de determinação qualitativa e quantitativa 
das propriedades das rochas e fluidos. Inclui a perfilagem e os testes de 
formação. 
• Modelagem Geológica -> Construção de modelos bidimensionais e 
tridimensionais de bacias e de campos de petróleo 
 
 6 
1.3 – Onde está o petróleo 
 
A existência de petróleo necessita de uma bacia sedimentar , uma 
região topograficamente baixa onde são depositados os sedimentos 
provenientes da erosão das áreas mais elevadas, também chamadas de áreas-
fonte. Nem toda bacia é petrolífera. Caso esta bacia contenha petróleo em 
quantidade comercial, os locais onde este ocorre é chamado de campo de 
petróleo . Um campo de petróleo pode conter um ou mais reservatórios de 
petróleo. Para extrairmos o petróleo dos reservatórios, utilizamos poços . 
Lembre-se: NÃO DESCOBRIMOS POÇOS DE PETRÓLEO. DESCOBRIMOS 
RESERVATÓRIOS. O poço é apenas uma obra de engenharia utilizada para a 
procura e extração do petróleo. 
 
 
 
Figura 1.2 – Conceitos importantes na geologia de petróleo: bacia, campo e 
reservatório 
 
 
1.3 - Fontes de dados geológicos 
 
 7 
Os principais dados utilizados em estudos geológicos visando a 
exploração e produção de petróleo são: 
 
• Imagens de satélite, fotografias aéreas 
 
• Métodos geofísicos: sísmica, gravimetria, magnetomeria 
 
• Poços: amostras de calha, testemunhos, perfis elétricos (perfilagem), testes 
de formação 
 
• Afloramentos: naturais, cortes de estrada, pedreiras, minas subterrâneas 
 
• Modelagens matemáticas 
 
 
1.4. - Etapas da Exploração de Produção de Petróleo 
 
Campo de petróleo é um conjunto de acumulações contidas em uma 
área da bacia sedimentar. Pode conter um ou mais reservatórios de petróleo. 
Assim como uma bacia pode conter um ou mais campos de petróleo (ou 
nenhum). 
Um longo caminho é trilhado até que um campo de petróleo entre em 
produção. O processo pode levar vários anos, principalmente em áreas 
marítimas, onde a implantação da infraestrutura é complexa e onerosa, além 
dos licenciamentos ambientais serem mais demorados. As principais etapas do 
processo são listadas abaixo. 
1.4.1 - Busca de Bacias Sedimentares candidata a te r petróleo 
 
Somente áreas onde existem rochas sedimentares ricas em matéria 
orgânica (rochas geradoras) e com capacidade de armazenamento (rochas 
reservatório) são propícias à existência de petróleo. Essas áreas são as Bacias 
Sedimentares.Portanto, pode-se descartar de imediato para a exploração de 
petróleo as áreas do planeta que não são bacias sedimentares. 
Mas não basta a existência de uma bacia sedimentar. A bacia 
sedimentar deve ter os seguintes requisitos básicos (itens que serão abordados 
com maior detalhe no capítulo referente aos Sistemas Petrolíferos): 
 
• -> rochas geradoras 
 8 
• -> reservatórios 
• -> estruturas potenciais 
 
 
 
Figura 1.3 – Mapa Geológico da América do Sul, com a localização das 
principais bacias sedimentares. 
 
1.4.2 - Leilão (BID) feito pela agência reguladora (ANP) 
 
Até 1994, a exploração e producao de petróleo no Brasil era monopólio 
estatal, exercido pela Petrobras. Com a nova lei do Petróleo, aprovada pelo 
Congresso Nacional em 1994, outras empresas passaram a atuar no setor, 
reguladas pela Agência Nacional do Petróleo (ANP). Para isso, a ANP promove 
leilões de blocos exploratórios, com as seguintes características: 
- áreas (blocos exploratórios) são colocadas para licitação, os chamados 
BIDs (o último, em 2008, foi o BID-9). 
 9 
- empresas dão lances, sozinhas ou em sociedade (parcerias). 
- os vencedores assumem compromisso de pesquisar a área (realização 
de levantamento sísmico e perfuração de poços). 
 
 
 
Figura 1.4 – Blocos exploratórios e de produção no Brasil (ANP 2002). 
 
1.4.3 - Aquisição exploratória 
 
Adquirido o bloco exploratório, são inicialmente realizados 
levantamentos geofísicos (principalmente sísmica 2D e 3D), visando definir as 
áreas mais favoráveis para a perfuração de poços exploratórios. 
 
Tipos de Levantamento de dados: 
 
-> Levantamento geofísico: 
- Gravimetria/magnetometria 
- Sísmica 2D 
 10 
- Sísmica 3D 
 
-> Levantamento geológico: 
- Poços anteriores perfurados na área 
- Trabalhos de campo 
 
 
1.4.4 - Interpretação dos dados obtidos na aquisiçã o exploratória 
 
A partir do levantamento, processamento e interpretação sísmica, são 
gerados mapas que indicam as melhores posições para locação de poços. 
Esses mapas também fornecem estimativa do volume de petróleo da área. 
Dependendo desse volume, será ou não viável a perfuração de poços. As 
principais etapas da interpretação sísmica são: 
 
-> interpretação sísmica de horizontes (camadas) em tempo sísmico 
-> conversão dos horizontes para profundidade 
-> confecção de prospecto de poço exploratório 
-> análise econômica e de risco do projeto 
 
1.4.5 - Perfuração do poço exploratório 
 
Somente com a perfuração é que são obtidos dados diretos, como a 
presença de reservatórios e de petróleo com viabilidade de produção 
comercial. A perfuração de poços consta das seguintes atividades: 
-> acompanhamento geológico do poço, durante a perfuração. 
-> perfilagem (avaliação de formação). 
-> decisão sobre abandono ou completação do poço. 
-> teste de formação (avaliação de formação). 
-> decisão perfuração de poços adicionais. 
 
1.4.6 - Plano de Avaliação 
 
Realizada a descoberta pelo poço exploratório, a empresa deve fazer 
um plano de avaliação da área, devidamente aceito e aprovado pela ANP. No 
plano de avaliação são propostas ações como a perfuração de poços de 
extensão e a realização de testes de formação. O objetivo é obter uma 
estimativa das reservas de petróleo e se é viável transformar a concessão de 
exploração em uma concessão de produção. 
 
 11 
1.4.7 - Declaração de Comercialidade => Campo de Pe tróleo 
 
Sendo favoráveis os resultados da avaliação exploratória, é feita junto à 
ANP a Declaração de Comercialidade. Nesta fase é determinado o ring fence 
(área de delimitação) da acumulação de petróleo, que passa a se chamar de 
Concessão de Produção ou Campo de Petróleo. A área do ring fence 
geralmente é menor do que a concessão exploratória original, cobrindo 
somente a projeção em superfície dos reservatórios encontrados (mais uma 
faixa de segurança). Campos de petróleo onshore (terrestres) descobertos 
após 1994 recebem o nome de pássaros da fauna brasileira, enquanto os 
campos offshore (marítimos) recebem o nome de animais da fauna marinha. 
 
1.4.8 - Plano de Desenvolvimento 
 
Declarada e aceita a comercialidade, o campo de petróleo deve ter um 
plano de desenvolvimento submetido e aprovado à ANP. Neste plano, válido 
para o prazo de concessão de 25 anos, deve conter informações como: 
 
-> Perfuração de Poços de poços produtores e injetores 
-> Mapeamento dos reservatórios e cálculo de volumes 
-> Estimulações 
-> Previsão de Produção e Injeção 
-> Coleta, escoamento e medição 
-> Instalações 
 
1.4.9 - Recuperação Suplementar 
 
A produção de petróleo em um campo é feita através de poços 
produtores. Com o tempo, o reservatório perde pressão e a produção 
naturalmente cai. É possível obter um ganho adicional de petróleo com a 
reposição da pressão do reservatório, feita com injeção de fluidos como água, 
gás ou vapor. Além de repressurizar os reservatórios, a injeção de fluidos visa 
deslocar (empurrar) o óleo em direção aos poços produtores. A injeção de 
água produzida também visa não descarta-la no meio ambiente. 
A injeção de fluidos visando a melhoria da recuperação, também 
chamada de recuperação suplementar, requer um conhecimento bastante 
 12 
detalhado da geologia da área. Atualmente são confeccionados modelos 
virtuais 3D que auxiliam na compreensão dos reservatórios. 
1.4.10 – Abandono 
 
O petróleo é um recurso finito, não renovável. Ao final da vida de um 
campo (exaustão), a área deve ser desativada, com a remoção das instalações 
e o arrasamento dos poços. Alguns reservatórios exauridos poderão servir para 
descarte de fluidos indesejáveis, como água produzida em campos vizinhos ou 
mesmo de CO2 produzido por indústrias. 
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Exercício I – A escolha de uma Bacia Sedimentar par a 
Exploração de Petróleo 
 
Sua empresa adquiriu em leilão um bloco exploratório. Com base nas 
coordenadas geográficas que limitam o bloco, localizar a posição do bloco 
(estado, situação onshore ou offshore e bacia sedimentar). Utilize para isso o 
mapa geológico do Brasil. 
Cada grupo de alunos (segundo a ordem alfabética) trabalhará com uma 
área limitada pelas coordenadas geográficas. Poderão trabalhar em grupo, 
mas o relatório será individual. 
 
• Localize (cordenadas geográficas) a área a ser estudada. 
Sugestão: GoogleEarth 
• Identifique em que bacia está localizada a área. Pesquise o 
tipo de bacia, se a bacia já produz petróleo, e, em caso positivo, em que 
campos de petróleo, e em quais reservatórios. 
• Descreva a proximidade de facilidades, refinarias, centros 
consumidores, rodovias. 
• Descreva as prováveis dificuldades de ordem logística e 
ambiental. 
• Faça um plano de trabalho resumido para a área, incluindo 
um plano de levantamento sísmico e de poços exploratórios a serem 
perfurados na área. 
 
Sugestão para local de pesquisa: 
• Livro GEOLOGIA, TECTÔNICA e RECURSOS MINERAIS 
DO BRASIL -CPRM), Capítulo X, pag. 541-576. Pode ser baixado de 
www.cprm.gov.br 
• Google (pesquisar pelo nome da bacia) 
• Atlas Geográfico 
 
 
 
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Figura 1.5 – Localização de uma área a partir de coordenadas geográficas. 
Nome Latitude Longitude Bacia Situação Estado
Campos 
Produtores Reservatório Observações
Exemplo 3o50´ / 4o00´ Sul 62o47´/ 62o57´Oeste Solimões Terra AM Rio Urucu Arenito
Localização na 
floresta amazônica, 
Área sensível devido 
a floresta. Refinaria 
mais próxima em 
Manaus...
Adrielle - Ariovaldo 10o32´ / 10o42´ Sul 36o49´/ 36o59´Oeste 
Bruna - Cristiano 11o04´ / 11o14´ Sul 36o21´/ 36o31´Oeste 
Duanny - Isabel 9o03´ / 9o13´ Sul 35o32´/ 35o42´Oeste 
Jayse - Julio 5o10´ / 5o20´ Sul 36o35´/ 36o45´Oeste
Kelmer - Milena 5o00´ / 5o10´ Sul 36o20´/ 36o30´Oeste
Pedro - Ronney 6o50´ / 7o00´ Sul 43o14´/ 43o24´Oeste
Samanta - Soélio 22o50´ / 23o00´ Sul 41o20´/ 41o30´Oeste
Verônica - Vinícius 18o34´ / 18o44´ Sul 38o50´/ 39o00´Oeste
Walber - Zenon 26o20´ / 26o30´ Sul 47o30´/ 47o40´Oeste
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2. RochasSedimentares e Ambientes de Deposição 
 
As rochas sedimentares são de longe as mais importantes na 
geologia do petróleo, pois são nessas rochas que o petróleo foi gerado e 
acumulado. 
As rochas sedimentares são formadas por sedimentos que se 
depositaram ao longo do tempo, passaram por soterramento e 
compactação e finalmente se tranformaram em rochas. Algumas rochas, 
por processos de erosão dos terrenos e soerguimentos, voltaram à 
superfície, e estão expostas nos afloramentos. As que permaneceram em 
profundidades somente são atingidas através de perfurações. São elas que 
podem conter acumulações de petróleo. 
Por serem produtos de deposição, costumam se apresentar em 
camadas. 
 
2.1 - Etapas da Formação de Rochas Sedimentares 
 
• 1- Intemperismo -> é a alteração física e química de uma rocha pré-
existente. Responsável pela formação dos solos 
• 2- Erosão -> é a remoção do solo e de rochas por agentes como a água 
e o vento. 
• 3 –Transporte -> é a transfência, de um lugar para o outro, por agentes 
como a água dos rios, das correntes marinhas ou mesmo pelo vento. 
• 4 – Deposição -> quando o agente transportador de sedimento perde 
energia, o sedimento é depositado. 
• 5 – Soterramento -> o sedimento depositado é soterrado, devido ao 
mecanismo de afundamento de uma bacia sedimentar e do próprio peso da 
pilha de sedimentos acuumulados. 
• 6 – Diagênese -> a compactacao dos sedimentos pelo peso gerado pelo 
soterramento, mais a acao de fluidos, produz a transformação do sedimento 
em rocha sedimentar. 
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Figura 2.1 – Processos Sedimentares atuando numa bacia 
2.2 - Classificação das Rochas Sedimentares 
 
• SILICICLÁSTICAS -> formadas por clastos (grãos) a base de silicatos 
(principalmente quartzo, feldspato e argilas). Exemplo: arenito 
 
• QUÍMICAS -> formadas pela precipitação de sais (cloreto de sódio, 
cloreto de potássio, sulfato de cálcio). Exemplo: camadas de sal 
(evaporitos) 
 
• BIOQUÍMICAS -> formadas por produtos da atividade biológica 
(conchas, corais, algas calcárias). Exemplo: calcário 
 
• ORGÂNICAS -> formadas pela deposição de matéria orgânica. 
Exemplo: carvão 
 
2.2.1 - Rochas Sedimentares Siliciclásticas 
 
As rochas siliciclasticas costumam ser classificadas pelo tamanho do 
grão predominante do sedimento que a originou. Assim, cascalhos formam os 
conglomerados, areia forma o arenito e argilas formam os argilitos. Quando o 
argilito apresenta estrutura laminada (folhas), recebe o nome de folhelho. 
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Atualmente, os reservatórios mais importantes das bacias brasileiras são 
rochas siliciclásticas, principalmente arenitos. Em Sergipe, conglomerados são 
reservatórios do Campo de Carmópolis. 
 
 
Figura 2.2 – Classificação granulométrica das rochas sedimentares 
 
 
 
2.2.2 - Rochas Sedimentares Bioquímicas 
 
As mais comuns são as CARBONÁTICAS, formadas por carbonato de cálcio, 
em geral fragmentos de conchas, oolitos, oncolitos, restos de algas calcárias e 
de corais. De acordo com o tamanho do grão, podem ser classificadas como: 
 
CALCILUTITOS (grão de tamanho lama) 
CALCARENITOS (grão de tamanho areia) 
CALCIRRUDITOS (grão de tamanho cascalho) 
 
Composição mineral predominante: CALCITA , DOLOMITA 
 18 
 
 
Figura 2.3 – Exemplos de rochas carbonáticas 
 
 
As bacias brasileiras não têm muita tradição em reservatórios de 
petróleo carbonáticos (embora tenham sido os primeiros reservatórios 
descobertos na Bacia de Campos). Contudo, são os principais reservatórios 
das camadas Pré-Sal nas bacias de Campos e Santos, e a tendencia é 
ganharem importância nos próximos anos. 
Um tipo especial de rocha carbonática são os Microbialitos . São 
construções calcárias formadas pelo crescimento de algas e organismos 
unicelulares (p. ex. Cianofícias). Essas construções levam o nome de 
ESTROMATÓLITOS, sendo um dos registros de vida mais antiga na Terra (2 
Ba). Terão importância crescente na indústria do petróleo, pois constituem os 
reservatórios do “Pré-Sal”, neste caso, de idade cretácea (em torno de 100 
milhões de anos). 
 19 
 
Figura 2.4 – Microbialitos. Adaptado de www.phoenix.org.br. 
 
2.2.3 - Sedimentos Químicos (Evaporitos) 
 
São depósitos formados por PRECIPITAÇÃO QUÍMICA, constituídos por 
CaCO3 (calcita), CaSO4 (gipsita), SiO2 (sílica) e, mais comumente, NaCl 
(halita). Os mais comuns são os EVAPORITOS, produtos da evaporação da 
água salgada em lagos ou golfos, em geral sob clima árido. Podem formar 
grandes depósitos de sal. 
Nas bacias brasileiras, os principais exemplos são as espessas 
camadas de sal precipitadas nos mares restritos da época da separação dos 
continentes sulamericano e africano. Em Sergipe, camadas de cloreto de 
potássio (Silvinita) são explotados em Rosário do Catete, pela Vale. 
 
 20 
 
Figura 2.5 – Deposição atual de evaporitos, em região desértica na Região de El Paso 
(Texas, EUA) 
2.2.4 - Rochas Sedimentares Orgânicas 
 
O acúmulo de matéria lenhosa em pântanos pode dar origem a camadas 
de carvão. A matéria orgânica depositada no fundo de mares e lagos junto com 
sedimentos argilosos, também pode dar origem a folhelhos ricos em matéria 
orgânica: folhelhos (“xistos”) betuminosos e rochas geradoras de petróleo. 
Para se transformar em carvão, a matéria orgânica lenhosa, composta 
por celulose, deve passar por um processo de maturação, que ocorre durante o 
soterramento. A transformação envolve compactação, perda de água e de 
oxigênio, e enriquecimento em carbono. 
 
Matéria lenhosa (celulose) -> turfa -> lignito -> hulha -> antracito 
 
 
 
 
 
 
 
 21 
 
2.3 - Ambientes de Sedimentação 
 
2.3.1 - Importância dos ambientes de sedimentação n a exploração e 
produção de petróleo 
 
Os sedimentos são depositados nos ambientes de sedimentação de 
uma bacia sedimentar. Em cada ambiente são depositados sedimentos com 
características próprias. Esses sedimentos terão diferentes propriedades como 
rochas reservatório de petróleo: espessura, volume, porosidade e 
permeabilidade. 
Alguns ambientes são propensos à deposicão de rochas reservatório. 
Outros são propensos à deposição de rochas selantes e geradoras. 
Conhecer o ambiente deposicional é importantíssimo na prospecção de 
petróleo. 
 
2.3.2 - Tipos de Ambientes 
 
• Continentais -> Leques aluviais, rios, lagos, desertos, glaciares 
 
• Transicionais -> Praias, deltas, estuários 
 
• Marinhos -> Plataforma, talude, bacia oceânica 
 
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Figura 2.6 – Ambientes continentais observados em uma paisagem atual 
2.3.2.1 - Leques Aluviais 
 
Os leques aluviais se formam em áreas próximas ao sopé de montanhas 
(Figura 2.6), e tem este nome devido à forma de leque dos depósitos. Os 
sedimentos são depositados em forma de cone, geralmente em frente de 
escarpas íngremes. A sedimentação ocorre devido à súbita mudança de 
velocidade das correntes. 
São constituídos por sedimentos grossos (cascalhos). Com a distância, 
grada para ambiente fluvial. As rochas Sedimentares resultantes são 
conglomerados e arenitos grossos, em geral ricos em fragmentos de rocha do 
embasamento (ígneas e metamórficas). 
Os conglomerados e arenitos grossos podem formar reservatórios de 
petróleo. Devido a sua composição heterogênea e a pouca seleção 
granulométrica, em geral não têm boa qualidade como reservatório. 
 
 23 
 
Figura 2.7 - Conglomerado depositado em leques aluviais, Bacia de Santa 
Bárbara, Caçapava do Sul – RS, Proterozóico Superior (ca. 600 Ma) 
 
2.3.2.2 - Leques Deltaicos 
 
Quando um leque aluvial encontra diretamente um corpo de água (lago 
ou mar), é denominado de LEQUE DELTAICO (FAN DELTA). Os sedimentos 
se assemelham com os de leque aluvial, porém algumas estruturas 
sedimentares são distintas. 
Reservatórios importantes como os que produzem no Campo de 
Carmópolis, são conglomerados provenientes de leques deltaicos. 
 
 24 
 
Figura 2.8 – Leque Deltaico 
 
2.3.2.3 - Ambiente FluvialSão os ambientes formados por rios. Dependendo da fisiografia do terreno, da 
presença ou não de vegetação, do tipo de sedimento e da energia, os rios 
podem ser classificados em: 
- Encaixados 
- Entrelaçados ( braided ) 
- Meandrantes 
- Anastomosados 
Cada tipo produz depósitos com características próprias. Os de maior 
interesse para a geologia do petróleo são os entrelaçados e os meandrantes. 
 
Rios Entrelaçados ( braided ) são rios que possuem mais de um canal. 
Formam-se quando há muita variação no volume de fluxo, comuns em regiões 
áridas e com pouca vegetação. Formam depósitos extensos e muito ricos em 
areia e pouca argila. Foram muito frequentes no passado geológico, quando 
ainda não haviam plantas terrestres. 
 
 25 
 
Figura 2.9 - Arenitos de origem fluvial (rios entrelaçados) – Formação Serraria 
Bacia de Sergipe-Alagoas, BR-101, Malhada dos Bois – SE 
 
Rios Meandrantes são os que apresentam canais em forma curva. São 
comuns em declives suaves e terras baixas, com substrato facilmente erodível 
e com presença de vegetação. Apresentam planícies de inundação ricas em 
argila. Uma característica importante é a freqüente migração dos canais. 
 
 
 26 
 
Figura 2.10 – Depósitos meandrantes. As areias depositam-se nas barras 
(“ilhas” e margens dos canais, e as argilas na planície de inundação. 
 
 
Os ambientes fluviais apresentam grande interesse na geologia do petróleo, 
pois originaram importantes reservatórios de petróleo e gás. Os rios 
Entrelaçados originaram depósitos extensos, ricos em arenito e pobres em 
folhelho. Exemplo: Formação Serraria da Bacia de Sergipe-Alagoas. Os rios 
meandrantes originam depósitos mais limitados, sendo os arenitos mais finos e 
ricos em intercalações de folhelhos. 
 
 
 27 
 
Figura 2.11 – Seção geológica estratigráfica de um campo de petróleo, 
mostrando em sua base um importante reservatório de origem fluvial. 
 
2.3.2.4 - Ambiente Eólico 
 
A sedimentação eólica (pelo vento) ocorre em áreas desérticas, mas 
também pode estar presente nas áreas litorâneas, ou associados aos 
depósitos fluviais. 
O vento pode transportar poeira e areia. A deposição de areias pelo vento 
origina estruturas chamadas de dunas eólicas. 
 
 28 
 
Figura 2.12 – Depósitos eólicos (duna) e rocha resultante (arenito eólico) 
 
 
Figura 2.13 – Depósitos eólicos atuais e antigos 
 
 29 
Arenitos eólicos geralmente formam reservatórios (de petróleo e de 
água) de qualidade excelente, devido à boa seleção dos grãos e a pequena 
quantidade de argila. Ocorrem em alguns campos de petróleo da bacia de 
Sergipe-Alagoas (Formação Serraria e Formação Penedo) 
 
2.3.2.5 - Ambientes Lacustres 
 
Lagos são corpos d’água localizados sobre continentes. São importantes 
ambientes de sedimentação. Comumente tem origem tectônica: bacias 
formadas pela movimentação de falhas. Podem ser muito rasos a 
extremamente profundos (ex: Lago Baikal, Rússia, tem profundidade de 1500m 
!). 
No fundo dos lagos se depositam argilas por decantação. No fundo dos lagos 
as águas podem ser muito pobres em oxigênio (redutoras), facilitando a 
preservação da matéria orgânica. 
Nas margens do lago depositam-se areias trazidas por rios que desaguam no 
lago. Podem se formar acumulações de conchas, resultando na formação de 
calcários (coquinas) 
 
Lagos e Tectônica de Placas 
No início de um processo de separação de continentes, antes da 
formação de um oceano, formam-se lagos. Os lagos preenchem o Rift Valley 
(rifte ). Parte dos depósitos da Bacia de Sergipe-Alagoas são lacustres da fase 
rifte, antes da chegada da sedimentação marinha. Atualmente esse proceso 
está ocorrendo no Grande Vale da África (Rifte Africano). 
Depósitos Lacustres são muito importantes para a geologia do petróleo. 
Folhelhos lacustres podem constituir excelentes rochas geradoras. É o caso 
das formações Barra de Itiúba e Coqueiro Seco, na Bacia de Sergipe-Alagoas. 
Já os arenitos e coquinas de margens de lago podem constituir rochas 
reservatório. 
 
 
 30 
 
Figura 2.14 – Sistema de riftes do leste africano. O continente está se partindo 
em duas placas tectônicas. Nas áreas de ruptura formam-se grandes falhas 
que originam lagos. Esses lagos atuais são análogos para os que se formaram 
durante a separação América do Sul e África, e que resultaram em importantes 
depósitos das bacias brasileiras (e da costa atlântica africana). 
 
 
 
 31 
 
Figura 2.15 – Exemplo de um lago formado pela atividade tectônica. O graben 
(bloco rebaixado pela ação das falhas) é uma bacia sedimentar usualmente 
constituída por lago. 
2.3.2.6 - Ambiente Deltaico 
 
Deltas são protuberâncias na linha de costa, produzida pelo acúmulo de 
sedimentos trazidos por um rio. Podem ser LACUSTRES ou MARINHOS, 
dependendo do tipo de corpo d’água que recebe o rio. Podem ser dominados 
por RIOS, MARÉS ou ONDAS. 
Exemplos de deltas recentes são o do Mississipi (EUA) e Nilo (Egito), de 
onde veio a palavra delta (a foz do Nilo, vista do alto, lembra a letra grega 
delta). No Brasil o exemplo mais famoso é o delta da foz do Rio São Francisco, 
aqui em Sergipe, divisa com Alagoas. 
 
 32 
 
Figura 2.16 – Parte do Delta do Mississipi, mostrando as partes integrantes do 
sistema deltaico (Orariu & Bhattacharya 2006). 
 
Figura 2.17 – Delta do Rio São Francisco. Notar na costa alagoana os 
depósitos de areia retrabalhados pelo vento (dunas do Pontal do Peba, na cor 
branca). No lado de Sergipe (Cabeço, em cor verde deivido à vegetação de 
mangue), depositam-se argilas na área dos mangues. O Rio São Francisco traz 
uma grande quantidade de sedimentos depositados na área da foz. 
 33 
 
Figura 2.18 – Depósitos deltaico-lacustres da Formação Feliz Deserto, em 
Neópolis (SE). Em amarelo, delgadas camadas de arenito em meio aos 
folhelhos. Os arenitos representam as areias trazidas por rios e depositadas 
em barras na desembocadura dos rios junto ao lago. 
 
Deltas são importantíssimos na geologia do petróleo, em especial na 
Bacia de Sergipe-Alagoas. Depósitos deltaicos, pelo seu grande volume de 
sedimento, constituem importantes reservatórios de petróleo. Os arenitos 
costumam ser bem selecionados, formando reservatórios de boa qualidade. Na 
Bacia de Sergipe-Alagoas, vários campos de petróleo produzem em 
reservatórios de origem deltaica: Pilar e Furado em Alagoas (deltas lacustres). 
 
 34 
 
 
Figura 2.19 – Seção vertical e horizontal de um modelo 3D de reservatórios 
deltaicos da Formação Barra de Itiúba, Bacia de Sergipe-Alagoas. Laranja = 
arenitos grossos, amarelo = arenitos finos, verde = folhelhos. 
2.3.2.7 - Ambientes Marinhos 
 
O ambiente marinho é formado por vários sub-ambientes: plataforma 
continental, talude e planície abissal. 
A transição entre os ambientes continentais é chamada de ambiente 
costeiro (praias, baías, estuários). 
A fonte de sedimentos são os rios que chegam aos oceanos através dos 
deltas. 
A Plataforma Continental é a parte rasa, próxima ao continente, cujo 
substrato é formado por crosta continental. Recebe sedimentação deltaica 
vinda dos rios, e sedimentos trazidos pelas correntes marinhas. 
Em áreas de pouco ingresso de sedimentos em suspensão e com clima 
quente, podem ser depositados carbonatos, inclusive com formação de recifes. 
Este ambiente recebe o nome de Plataforma Carbonática. 
O Talude é a região íngreme que separa as águas rasas da plataforma 
continental das ãguas profundas da planície abissal. Apesar de ser 
representado com exagero nos desenhos, sua inclinação não é assim tão 
 35 
grande: cerca de 1-5 graus. Mesmo assim é suficiente para que ocorram 
fenômenos como escorregamentos (avalanches de sedimento) e formação de 
cânions submarinos quando há rebaixamentos do nível do mar. 
 
 
Figura 2.20 – Elementos fisiográficos de um ambiente marinho 
 
 36 
Figura 2.21 – Ambientes de uma Plataforma Carbonática 
 
 
Turbiditos 
São depósitos formados por correntes deturbidez (mistura de água + 
sedimentos formando um fluxo denso que desce o talude e deposita o material 
na planície abissal. A fonte de sedimentos são as areias da plataforma 
continental, que são desestabilizadas em geral por rebaixamentos do nível do 
mar. Podem formar extensos depósitos de arenito em água profunda. 
TURBIDITOS SÃO OS PRINCIPAIS RESERVATÓRIOS BRASILEI ROS. Os 
sedimentos finos, depositados por suspensão, são denominados sedimentos 
pelágicos . 
 
 
Figura 2.22 – Formação de depósitos turbidíticos em águas profundas. Os 
principais reservatórios de petróleo em produção no Brasil, especialmente da 
Bacia de Campos, têm essa origem. 
 
Depósitos Marinhos e Petróleo 
As Plataformas carbonáticas podem constituir importantes reservatórios 
de petróleo em rocha calcária. Não são comuns no Brasil, mas são frequentes 
no Oriente Médio e no México. 
 37 
Os turbiditos são os principais reservatórios brasileiros (cerca de 90% da 
produção!). São os principais reservatórios dos campos gigantes da Bacia de 
Campos. Em Sergipe, ocorrem nos campos de Guaricema (o primeiro campo 
offshore descoberto no Brasil) e Piranema (este o primeiro campo nordestino 
de água profunda). 
 38 
 
Exercício II – Prática de Rochas Sedimentares (no l aboratório) 
 
Neste exercício trabalharemos no laboratório de geologia, em equipes 
de 5 alunos. O objetivo é reconhecer as principais rochas sedimentares, 
apontando suas características principais. 
 
 
 39 
 
3. Geologia Estrutural Aplicada 
 
Geologia estrutural é o ramo da geologia que trata da deformação das 
rochas e seus produtos. A deformação é a principal responsável pela formação 
das trapas (armadilhas onde o petróleo é retido). 
As rochas sedimentares originalmente estão dispostas em camadas 
horizontais. Mas deformações posteriores podem fazer com que fiquem 
inclinadas, até mesmo verticais. 
A existência de rochas geradoras e reservatórios é necessária para a 
existência de petróleo em uma bacia. Mas raramente essas rochas acumularão 
petróleo se não houverem estruturas responsáveis pelo seu aprisionamento. 
3.1. - Estruturas nas Rochas 
 
São feições lineares e planares existentes nas rochas. Podem ter origem 
deposicional (ESTRUTURAS SEDIMENTARES) e deformacional (FRATURAS 
e FALHAS). São importantíssimas na geologia do petróleo 
3.1.1 - Estruturas Sedimentares 
 
São originadas pela deposição do sedimento. As principais são a laminação 
(escala milimétrica) e a estratificação (escala decimétrica a métrica). 
Originalmente essas estruturas se apresentam horizontais, mas podem se 
apresentar inclinadas pelas deformações produzidas pela tectônica. 
 
 
 40 
 
 
3.1.2 - Direção e Mergulho de Camadas (atitude) 
 
Direção é a interseção do plano da camada com um plano horizontal. É 
o ângulo que esta interseção faz com o norte. 
Mergulho é o ângulo de inclinação do plano (linha de maior declive e 
perpendicular à direção), em relação à horizontal. 
A direção e mergulho são obtidas a partir do mapeamento de camadas 
em subsuperfície (dados de poços ou sísmica 3D), de perfilagem de poços 
(perfis dipmeter e de imagem) e diretamente de afloramentos (utilizando-se 
bússola). 
 
Aplicação: 
• Na construção de mapas estruturais: uma das ferramentas mais 
básicas da geologia do petróleo. 
• Previsão da profundidade onde encontrar determinada camada. 
• Planejamento de poços. 
 
 
 41 
 
Figura 3.1 – Conceito de direção e mergulho de uma camada 
 42 
 
Exercício III: obtenção da direção e mergulho de um a camada 
 
Neste exercício resolvido mostramos como pode ser obtida a direção e 
mergulho de uma camada através do “método dos 3 pontos”, uma aplicação da 
geometria descritiva na geologia do petróleo. Percebe-se a importância de se 
conhecer alguns conceitos da matemática básica: geometria e trigonometria . 
-> as profundidades estão em valores negativos por ser a cota em 
relação ao nível do mar. Esta é uma convenção utilizada na geologia de 
subsuperfície. 
 
 
 43 
 
 
 
 
 44 
 
 
 
 
 
 45 
 
 46 
 
3.1.3 - Estruturas formadas pela deformação 
 
As principais estruturas que se superpõem, isto é, deformam, as estruturas 
primárias, são: 
• Fraturas 
• Veios 
• Diques 
• Falhas 
• Dobras 
• Domos 
 
3.1.3.1 - Fraturas 
 
São fissuras nas rochas, de tamanho variado, produzidas por: 
• a) resfriamento 
• b) ressecamento 
• c) tensões 
O fraturamento ocorre quando as tensões impostas à rocha são 
maiores do que sua resistência. É resultante da deformação rígida (ou 
rúptil). Podem formar regiões de alta permeabilidade onde fluidos irão 
circular. São os conhecidos reservatórios fraturados. 
 
3.1.2.2 - Falhas 
 
São fraturas onde houve o deslocamento relativo dos blocos. São 
extremamente comuns na natureza e extremamente importantes no mundo do 
petróleo. Nas falhas, a separação entre os blocos é denominada de rejeito. 
De acordo com a movimentação, são classificadas em: 
Falhas Normais – o maior esforço compressivo é vertical (gravidade), 
resultando em rebaixamento do bloco da capa. A maioria das falhas das bacias 
sedimentares brasileiras é normal. 
Falhas Inversas – o maior esforço compressivo é horizontal, resultando no 
cavalgamento do bloco da capa. 
 47 
Falhas Transcorrentes – O esforço máximo e o mínimo são horizontais, e o 
intermediário é vertical, resultando em movimentação horizontal de blocos. 
 
As falhas são diretamente responsáveis pela formação de bacias 
sedimentares como os riftes, constituídos por grabens. Podem também 
compartimentar reservatórios. Seu conhecimento pode inclusive orientar a 
perfuração de poços. 
 
 
 
 
 
Figura 3.2 – Componentes de uma falha normal 
 48 
 
Figura 3.3 – Tipos de falhas segundo a movimentação 
 
 
 
Figura 3.4 – Grabens e horsts formados pela ação de falhas normais. Os 
grabens podem formar bacias sedimentares. Exemplo: Bacia do Recôncavo, 
Bacia de Sergipe-Alagoas (em seu estágio inicial), Graben do Reno, Grande 
Vale da África. 
 49 
 
Figura 3.5 - Falha de Salvador, limita o embasamento (Cidade Alta) da Bacia 
do Recôncavo (Cidade Baixa). A Bacia do Recôncavo é um rift (graben) 
formado no inicio da separação dos continentes América do Sul e África. A 
Bacia do Recôncavo foi a primeira produtora de Petróleo no Brasil. 
 
Figura 3.6 – Aplicação prática da geologia estrutural nos campos de petróleo: 
as falhas controlam as acumulações de óleo (em verde). Para atingir e drenar 
os reservatórios, foram planejados poços direcionais paralelos aos planos de 
falha (Trabalho apresentado no IOR – SPE 2004). 
 50 
 
3.2.1.3 - Dobras 
 
São deformações de natureza plástica, produzidas por esforços. A 
formação de muitas cadeias de montanhas (ex: Cordilheira dos Andes) está 
associada aos dobramentos. Na geologia do petróleo, sua importância está na 
geração de armadilhas (trapas) para a acumulação de petróleo. 
A parte convexa da dobra é denominada de anticlinal. É a parte da 
estrutura mais favorável para a acumulação (trapeamento) de petróleo, desde 
que existam reservatórios e capeadores. A parte côncava é denominada 
sinclinal. Podem ser sítios de rochas geradoras, mas normalmente não são 
áreas interessantes para o trapeamento de petróleo. 
 
 
Figura 3.7 – Esquema de uma dobra, com anticlinal e sinclinal 
 
 
 
Figura 3.8 – Importância das dobras na acumulação de petróleo 
 51 
 
4. Sistemas Petrolíferos 
 
É o conjunto de elementos e processos geológicos necessários para 
gerar e armazenar petróleo, incluindo uma rocha geradora matura, rotas de 
migração, rochas reservatórios, armadilhas e selos. 
Relação genética existente entre uma rocha geradora ativa e as acumulações 
de óleo e gás dela resultantes. 
4.1 - Elementos do Sistema Petrolífero 
 
Rocha geradora é uma rocha rica em matéria orgânica. 
Rota de migração são os caminhos através das rochas que o óleo percorre 
desde a rocha geradora atéa trapa. 
Rocha reservatório é uma rocha na qual o petróleo pode se acumular. 
Precisa ter porosidade (o espaço entre os grãos nos quais o óleo pode 
acumular) e permeabilidade (ligações entre os poros que possibilita ao petróleo 
se mover entre eles). 
Rocha selante (ou capeadora) é uma rocha que barra o movimento do 
petróleo. 
 Trapa é uma configuração estrutural e/ou estratigráfica que focaliza o 
petróleo em uma acumulação. 
 
 52 
 
 
Figura 4.1 – Elementos do Sistema Petrolífero 
 
4.2 - Processos do Sistema Petrolífero 
 
Geração –> o soterramento da rocha geradora até temperaturas e 
pressões suficientes para converter a matéria orgânica nela presente em 
hidrocarbonetos. 
Migração –> O movimento dos hidrocarbonetos desde a expulsão da 
rocha geradora até a armadilha (trapa). 
Acumulação –> Quando o volume de hidrocarbonetos que chega na 
trapa é maior do que as perdas. 
Preservação –> manutenção das características do petróleo durante o 
longo tempo de permanência na trapa. 
Sincronismo –> Os eventos do sistema petrolífero precisam ocorrer 
numa ordem definida para resultarem em acumulações. 
 
 
 
 
 
 53 
4.2.1 - Geração 
 
Querogênio é o polímero resultante da maceração da matéria orgânica. Sua 
composição depende da composição da matéria orgânica inicial, é o precursor 
do petróleo. É insolúvel nos ácidos orgânicos, devido ao seu enorme peso 
molecular. Quando se quebra (geração) transforma-se em betume, que é 
solúvel. 
 
Classificação do Querorênio 
 
• Tipo I: lacustre , associada a óleo, IH > 600, H/C (1.5-1.8), 
algal/amorfa, “oil shales”. 
• Tipo II: marinho , mais óleo, IH (200-600), H/C (1.0-1.3), 
liptinita(pólens, esporos,cutículas), geradora de 90% dos óleos . 
Tipo III: continental , gás, carvão, pouco óleo, IH (25-250), H/C (<1.0), 
lenhosa. 
 
 
Figura 4.2 – Diagrama de maturação da matéria orgânica 
 
 
 54 
4.2.2 - Migração 
 
É o movimento do petróleo de sua fonte até as rochas reservatórios. 
Migração primária ou expulsão: é o movimento do petróleo gerado para 
fora da rocha geradora. 
Migração secundária: é o movimento posterior do petróleo até as rochas 
reservatórios da trapa. 
A migração ocorre das áreas mais baixas para as mais altas porque o 
petróleo é mais leve que a água que preenche os poros das rochas. 
A migração pode ser local ou a grandes distâncias, até centenas de 
quilômetros, através de falhas ou de rochas permo-porosas. 
4.2.3 - Reservatório 
 
Reservatório é uma rocha com capacidade de armazenar fluidos (óleo, 
gás ou água). Normalmente o espaço onde os fluidos estão armazenados são 
os poros. Para que o fluido possa circular no reservatório (isto é, ser 
produzido), é necessário que o reservatório tenha permeabilidade. 
4.2.3.1 - Porosidade 
 
É a percentagem de espaço vazio na rocha que pode conter fluidos. 
Porosidade total refere-se a todos os poros da rocha. 
Porosidade efetiva é o volume total dos poros interconectados, isto é, 
aqueles que permitem o fluxo dos fluidos. Excluem-se os poros isolados. 
Porosidade primária é aquela formada durante a deposição da rocha. 
Porosidade secundária é aquela formada pela alteração das rochas 
após a sedimentação, quando alguns grãos são dissolvidos por ácidos 
naturais. 
 
 55 
 
Figura 4.3 – Arenito poroso visto no microscópio. Observam-se os grãos (cor 
branca) e o espaço poroso (porosidade), na cor azul. A cor azul é devida à 
resina impregnada durante a confecção da lâmina. 
 
4.2.3.2 - Permeabilidade 
 
É a medida da capacidade das rochas de permitir a circulação de fluidos. 
Rochas permeáveis : nelas os fluidos circulam facilmente. Tem muitos 
poros, grandes e conectados. Exemplo: arenitos. 
Rochas impermeáveis : nelas os fluidos não circulam. Tem 
granulometria mais fina, ou variada, com poucos poros, pequenos e sem 
conexões. Exemplo: folhelhos ou argilitos. 
 
4.2.4 – Trapas (Armadilhas) 
 
São situações geométricas em que rochas-armazenadoras 
(reservatórios) de petróleo, ficam em contato com rochas selantes, acima. 
Desta forma, o petróleo, menos denso do que a água e com tendência a subir 
pelas forcas de empuxo, tem este movimento interrompido pela camada 
 56 
selante (capeadora). Normalmente as rochas selantes são folhelhos. Camadas 
de sal também são selos altamente eficientes. 
 
 
Figura 4.4 – Exemplo de trapa formada por uma anticlinal. A camada de 
reservatório contém os fluidos (gás, o fluido mais leve, acima; óleo e água, o 
fluido mais denso, abaixo). Em cinza as rochas selantes impedem que o gás e 
o óleo escapem da estrutura. 
 
 
Figura –4.5 – Tipos de trapas formadas por estruturas (dobras e falhas) 
 57 
 
5. O Método Sísmico 
 
A sísmica é uma das ferramentas fundamentais na exploração de 
petróleo. Normalmente toda perfuração de poço (especialmente poços 
exploratórios) é precedida de um levantamento sísmico. O objetivo do 
levantamento sísmico é apontar as áreas mais favoráveis para a ocorrência de 
petróleo, diminuindo assim o risco de perfuração de poços secos. 
Trata-se de um método indireto de se conhecer a geologia de uma área. 
O método sísmico é baseado na emissão e recepção de ondas acústicas na 
subsuperfície. A reflexão produzida por contrastes de propriedades das 
camadas permite a obtenção de informações. É como se fosse um “ultrassom” 
da Terra, embora com freqüências de onda muito menores do que o ultrassom 
utilizado na medicina. 
 
5.1 – Fundamentos do método 
 
As diversas camadas que constituem as bacias sedimentares 
apresentam propriedades acústicas diferentes (densidade e velocidade de 
propagação da onda acústica), que são função de sua composição e 
propriedades físicas como a porosidade. O produto da velocidade de 
propagação da onda com a densidade é denominado de impedância acústica . 
Quando duas camadas com impedância acústica diferentes estão em contato 
(ou seja, há uma interface), configura-se um refletor, caracterizado por um valor 
de refletividade (Figura 5.1). É este refletor, que será captado em um 
levantamento sísmico. Um conjunto de refletores gera uma imagem sísmica 
que será interpretada e transformada em uma imagem geológica do terreno. 
 
 58 
 
Figura 5.1 – Conceito de impedância acústica e refletividade. 
 
5.2 - Etapas do Método Sísmico 
 
O método sísmico é constituído por várias etapas: Aquisição, 
Processamento e Interpretação. 
5.2.1 - Aquisição 
 
É o trabalho realizado no campo (ou no mar), onde são geradas ondas 
acústicas (através de explosão de dinamite, ar comprimido ou de vibradores), e 
sua reflexão é captada por geofones (ou hidrofones, no caso de aquisição 
marítima). 
 
Sísmica 2D –> é adquirida através de linhas de tiro relativamente espaçadas, 
gerando como resultado seções sísmicas 2D. 
 
Sísmica 3D -> é adquirida uma grande densidade de dados, através de linhas 
de tiro pouco espaçadas. O resultado é um volume sísmico (3D), que tem como 
resultado um nível de detalhe muito maior do que o 2D. 
 
Sismica 4D -> é uma sísmica 3D obtida em épocas (tempos) diferentes com os 
mesmos parâmetros de aquisição, em geral em campos produtores de 
petróleo. Permite identificar modificações nas propriedades do reservatório com 
o tempo de produção. 
 59 
 
VSP (sísmica de poço) –> o geofone é colocado no interior de um poço, 
enquanto a fonte acústica é colocada na superfície. Serve para calibrar o 
modelo de velocidade da área e investigar a geologia nas proximidades do 
poço. 
 
 
 
Figura 5.2 – Aquisição sísmica (A), e seção sísmica resultante (Bend 2008). 
5.2.2 - Processamento Sísmico 
 
O objetivo do processamento é transformar o dado adquirido em um 
volume de dados pronto para a interpretação. O processamento sísmico requer 
uma forte base matemática dos profissionais envolvidos, assim como softwares 
especializados. Consta das seguintes etapas principais: 
 
• - eliminação de ruídos 
• - ordenamento dos dados 
• - empilhamento• - análise de velocidades 
 
 60 
 
 
 
Figuras 5.3 e 5.4 – A configuração geométrica de tiros e geofones num 
levantamento sísmico faz com que um refletor horizontal tenha uma forma de 
hipérbole em uma seção em tempo (maior a distancia entre a fonte e o 
receptor, maior será o tempo da reflexão). Uma das funções do processamento 
é corrigir a curvatura aparente da reflexão. Extarido de Bend (2008). 
 
 61 
5.2.3 – Interpretação sísmica 
 
Trata-se da obtenção de informações geológicas (camadas, falhas, 
dobras, indicação de fluidos) a partir do dado sísmico. 
Consiste em “traduzir” uma imagem sísmica para uma imagem 
geológica. No Exercício IV faremos na prática uma interpretação sísmica. 
O procedimento básico é: 
 
 1 – rastrear refletores, que provavelmente correspondem a limites de 
camadas. 
 2 – Identificar interrupção de refletores, candidatos à falhas ou 
terminações das camadas. 
 3 – Confeccionar mapas das superfícies rastreadas nas seções 
sísmicas. 
 4 – Converter as superfícies interpretadas (em tempo de reflexão) para 
valores em profundidade. 
 
 
Figura 5.5 – Seção sísmica da costa da Austrália. Notar os diversos 
blocos deslocados por falhas falhas. Fonte: AAPG Explorer. 
 62 
 
Figura 5.6 – Mapa Estrutural Sísmico de um refletor. As cores quentes 
(amarelo) indicam menores valores de tempo sísmico (isto é, profundidades 
mais rasas). Portanto, as áreas em amarelo são os pontos mais favoráveis 
para acumulação de petróleo (trapa estrutural). A malha de pontos são os 
pontos de tiro, espaçados de 5 pontos para fins de visualização. 
 
 
5.3 - Resolução Sísmica 
 
A sísmica não resolve tudo, pois possui uma limitação de resolução (o 
tamanho de uma feição que consegue detectar). A resolução sísmica diminui 
com a profundidade, e é ainda menor nas áreas onde a qualidade do dado é 
precária. A resolução depende do conteúdo de freqüências e da velocidade 
média: 
 
 R ~ v/4f 
 
Comparação entre sísmica e poço 
 
• Sísmica : fornece dados onde não há poços. Em campos de petróleo, 
fornece importantes dados entre os poços. 
 
• Poço: dado vertical de alta freqüência (alta resolução), o que não existe 
na sísmica. Se não existir sísmica, o dado entre os poços é interpretado. 
 
• O ideal é trabalhar com informação de sísmica + poços + dados de 
produção. 
 
 63 
 
 
Figura 5.7 – Comparação entre cinco camadas com características diferentes 
(profundidade, velocidade de propagação da onda e freqüência dominante de 
um levantamento sísmico). No caso da Camada E, a resolução é de apenas 
42m. Isto significa que, neste caso, não podemos enxergar o limite de uma 
camada que tenha menos do que 42m. 
 
5.4 - Anomalias de Amplitude e IDH (Indicação Diret a de 
Hidrocarboneto) 
 
• Amplitude -> atributo que mede o deslocamento máximo (positivo ou 
negativo) de um pulso (reflexão). 
• Anomalia de amplitude -> aumento ou redução localizada da 
magnitude de uma reflexão. Pode ser um indicativo de mudanças da 
propriedade da rocha (por exemplo, porosidade) ou de existência de 
hidrocarboneto leve (óleo ou gás). 
• Bright spot -> anomalia de amplitude negativa. Pode estar relacionada 
a acumulação de gás ou óleo. 
• Solução não única : um reservatório espesso de óleo, um reservatório 
delgado de gás, ou um folhelho de baixa densidade, podem resultar em bright 
spots similares. 
 64 
 
Figura 5.8 – Anomalia de amplitude negativa (bright spot) associada à camadas 
de arenito portadoras de hidrocarboneto, no Mar do Norte (Cartwright, 2003). 
 
 
 
 
Figura 5.9 – Utilização de anomalia de amplitude para mapeamento de 
qualidade de um reservatório da Bacia de Campos (Bruhn et al. 2003, trabalho 
apresentado na OTC). 
 
 
 
 
 65 
5.5 - Conversão Tempo-Profundidade 
 
O dado sísmico normalmente é fornecido em (x, y, t), sendo t o tempo de 
ida e volta de propagação da onda desde a superfície até o refletor. É também 
conhecido como tempo duplo (TWTD). 
Na conversão tempo-profundidade, devemos transformar t em d 
(profundidade). 
Como v = d/t , sabendo a velocidade média das camadas até o refletor, 
podemos obter a profundidade (d). 
Como é obtida a velocidade ? Resposta: de perfis sônicos de poços da área 
ou do processamento sísmico (Velans). 
 
Exemplo: 
 
TWTD = 2,0 s (2000 ms) e V= 3000m/s 
 
… é o tempo de ida e volta, então para termos o tempo só de ida, dividimos 
por 2: 
 
Então: TWT = 1,0 s 
 
 
V = d/t -> d=t*v -> prof = 3000 * 1 = 3000m 
 66 
 
Exercício IV – Interpretação de Seção Sísmica 
 
O Golfo do México é uma das mais importantes áreas petrolíferas do mundo. 
Neste exercício interpretaremos uma linha sísmica na Plataforma Continental 
do Texas. 
 
Exercício: 
 
1. Marcar o fundo do mar. 
2. Interpretar os principais refletores – utilize diferentes cores. 
3. Interpretar falhas (interrupções de refletores) 
4. Identificar estruturas (falhas, anticlinais, sinclinais, domos de sal). 
5. Localizar pontos potenciais para a perfuração de poços exploratórios. 
6. Estimar a profundidade do fundo do mar, do refletor de interesse e do poço 
proposto (considere Vm=3000 m/s e Vágua = 1550m/s). 
 
 
 
 67 
 
 
 68 
 
 69 
 
Exercício V – Construção de um mapa estrutural sísm ico 
 
O mapa de pontos corresponde à posição de um refletor sísmico 
potencial camada de um reservatório de petróleo. Os valores estão expressos 
em segundos (tempo duplo - ida e volta – da onda ir e voltar da superfície até o 
refletor). 
A linha em negrito corresponde à seção sísmica interpretada no 
Exercício IV. 
As principais falhas da seção também já estão desenhadas no mapa. 
O mapa de pontos corresponde à posição de um refletor sísmico 
potencial camada de um reservatório de petróleo. Os valores estão expressos 
em segundos (tempo duplo - ida e volta – da onda ir e voltar da superfície até o 
refletor). 
Pede-se: 
 
1 - Desenhar as curvas de nível no mapa de pontos, com intervalo de 
0,1s 
2 - Localizar os altos e baixos estruturais (anticlinais e sinclinais). 
3 - Posicionar um ponto interessante para a locação de um poço. 
4 - Qual a profundidade da zona de interesse, considerando 
velocidade média de 3000m/s ? (velocidade na água = 1550 m/s). 
5 - Qual a profundidade que terá o poço proposto ? Considere lâmina 
d’água de 500m. 
6 - Qual a área da(s) estrutura(s) candidatas a ter acumulação de 
petróleo 
(como aproximação, utilize para cálculo a fórmula da área da elipse): 
 
A= (π * a * b) 
 
 70 
 
 71 
 
6. Prospectos Exploratórios 
 
O prospecto é um documento que resume as justificativas para a 
perfuração de um poço, o projeto do poço, a previsão das camadas que serão 
atravessadas pelo poço e a análise econômica da locação. 
Deve incluir: Mapa estrutural com o ponto da locação, Seção sísmica e 
geológica, coordenadas e profundidade dos objetivos, profundidade final, 
quadro de previsões geológicas e resumo da análise econômica. 
Orientações sobre amostragens, testes de formação e perfilagem a srem 
efetuadas no poço, também constam no prospecto. 
 
6.1 - Nomenclatura de poços 
 
1 – Pioneiro -> é o primeiro poço a ser perfurado em uma estrutura. 
 
2 – Estratigráfico -> é um poço de investigação geológica em uma área, não 
necessariamente com o objetivo de encontrar petróleo. 
 
3 – Extensão -> após um pioneiro ter encontrado petróleo, poços de extensão 
são perfurados na área para delimitar a jazida. 
 
4 – Pioneiro Adjacente -> poço perfurado em uma estrutura vizinha a uma 
acumulação descoberta. 
 
5 – Jazida mais rasa -> Poço visando reservatórios mais rasos em uma 
acumulação já descoberta. 
 
6 – Jazida mais profunda -> Poço visando reservatórios mais profundos, ainda 
não atingidos por poços, em uma acumulação já descoberta. 
 
7 – Desenvolvimento -> Poços para produção em uma concessão. 
 
8 – Injetor -> Poços injetores de água ou de gás em uma concessão. 
 
9 – Especial ->Poços para captação de água, para aquisição de dados, para 
injeção de vapor etc. 
 
 
Nomenclatura Petrobras para poços exploratórios: 1-UNIT-1-SE (nome do 
local) 
 
Nomenclatura ANP: 1-UTSA-1-SE (nome da empresa) 
 
 72 
 
Figura 6.1 – Quadro de Previsões geológicas – parte integrante do prospecto 
 
6.2 - Análise Econômica 
 
Um projeto exploratório deve ser viável economicamente, isto é, a 
produção de petróleo a ser descoberto deve ser suficiente para cobrir o 
investimento feito, os custos operacionais, impostos e também o risco 
envolvido (poços secos, por exemplo). 
Normalmente as companhias de petróleo utilizam programas de análise 
probabilística, a partir de uma série de dados de entrada baseadas no 
conhecimento geológico da área e na experiência profissional dos técnicos 
envolvidos no projeto. O resultado da análise fornece indicadores econômicos 
como o VPL (valor presente líquido), tempo de retorno (em quanto tempo de 
produção o projeto se pagará), etc. 
Os parâmetros que mais influenciam na economicidade de um projeto 
exploratório é o volume da jazida, o risco, o preço do petróleo e os custos. 
Faremos abaixo um exemplo bastante simplificado de análise econômica 
(que pode ser rapidamente feito com a utilização de uma planilha Excel). 
 
 73 
A partir do mapeamento sísmico, podemos estimar o volume de rocha 
reservatório da estrutura mapeada, a partir da área de fechamento (A) e de 
uma espessura estimada (h). A espessura (h) é de difícil resolução em sísmica, 
daí a importância de se conhecer, a partir de áreas próximas ou análogos, o 
reservatório objetivo. No caso de uma área de 10 km2 (um campo de petróleo 
de tamanho médio) e espessura de reservatório de 10m, teremos um volume 
de rocha de: 
 
Vr = A * h 
 
Vr = 10m * 10.000.000m2 
 
Vr = 100.000.000m3 
 
Acontece que o petróleo se encontra no espaço poroso dessa rocha 
reservatório, portanto, para saber o volume poroso (Vp), devemos multiplicar o 
volume de rocha pela porosidade (phi), em valores decimais. Para o caso de 
uma porosidade esperada de 15%: 
 
Vp = Vr * phi 
 
Vp = 100.000.000 m3 * 0,15 
 
Vp = 15.000.000 m3 
 
Acontece ainda que não existe petróleo puro preenchendo os poros. 
Sempre há uma certa quantidade de água, a chamada saturação de água (Sw). 
O volume de óleo (Vo) é obtido pela multiplicação do volume poroso (Vp) pela 
saturação de óleo (So = 1 – Sw). Para uma saturação de óleo de 65%, 
teremos: 
 
Vo = Vp * So 
 
Vo = 15.000.000 m3 * 0,65 
 
Vo = 9.750.000 m3 
 
Para termos o volume do óleo medido em condições de superfície, 
devemos considerar o Fator Volume de Formação, que é o encolhimento do 
óleo devido ã liberação do gás em solução quando a pressão cai abaixo da 
pressão de saturação. Consideraremos um Bo=1,3 m3/m3.É claro que esse gás 
 74 
também será aproveitado e valorado. Mas para uma simplificação, 
consideraremos aqui somente o volume de óleo. O Volume de óleo do 
reservatório, mas nas condições de superfície é denominado Volume de Óleo 
Original In Plane (VOIP): 
 
VOIP = Vo / Bo 
 
VOIP = 9.750.000 m3 / 1,3 
 
VOIP = 7.500.000 m3 
 
Para saber o quanto de petróleo o reservatório produzirá (Volume 
Recuperável - Vrec, multiplicamos este valor pelo Fator de Recuperação 
estimado (FR), estimado em 20% neste exemplo. O FR varia bastante, a 
depender da qualidade da rocha e do petróleo, além da tecnologia empregada. 
A maior parte do petróleo ficará preso no reservatório. 
 
Vrec = VOIP * FR 
 
Vrec = 7.500.000 m3 * 0,2 
 
Vrec = 1.500.000 m3 
 
Na fase exploratória da pesquisa de petróleo, ainda não sabemos se 
este petróleo realmente existe ! Notar também que muitas variáveis 
(espessura, porosidade, FR) estão estimadas com um elevado grau de 
incerteza. Devemos então ponderar o volume estimado da acumulação com 
um fator de risco (ou de chance), baseado no conhecimento de sistemas 
petrolíferos. Sabe-se que, em todo mundo, somente uma fração de poços 
exploratórios perfurados (cerca de 10-20%) são bem sucedidos. Os restantes 
são secos. Com a melhora da tecnologia de imageamento sísmico e 
conhecimento das bacias, esse percentual tem sido aumentado. No exemplo 
estudado, são estimados alguns fatores de chance do sistema petrolífero: 
 
• Geração: F.C. = 100% 
• Migração: F.C. = 50% 
• Trapa (geometria) : F.C. = 100% 
• Reservatório = 70% 
• Sincronismo = 80% 
 
O Fator de Chance total (Fc) é o produto de cada fator acima. 
 75 
Fc = geração * migração * Trapa * Reservatório * Si ncronismo 
 
Fc = 1,0 * 0,5 * 1,0 * 0,7 * 0,3 
 
Fc = 0,105 
 
 
Ou seja, temos 10,5% de chance de encontramos petróleo nesta 
estrutura. Devemos então ponderar o Volume de petróleo recuperável (Vrec) 
pelo fator de chance, para obter o Volume Riscado (Vrisc). 
 
Vrisc = Vrec * Fc 
 
Vrisc = 1.500.000m 3 * 0,105 
 
Vrisc = 157.500m 3 
 
Sentiram o drama ? De um volume de rocha mapeada de 10.000.000 
m3, provavelmente só conseguiremos retirar 157.000 m3. É por isso que a 
atividade de petróleo é um negócio de risco. 
É comum expressar os volumes de petróleo na unidade inglesa (barril – 
bbl), principalmente em análises econômicas e transações comerciais. Para 
converter m3 em barril, multiplicamos por 6,28. 
 
Vrisc (bbl) = 157.500 m 3 * 6,28 
Vrisc (bbl) = 985.960 bbl 
 
Em janeiro de 2009 o preço do petróleo estava em 50 dólares o barril. 
Descontando o custo operacional de produção e impostos, a empresa fica com 
cerca de 20 dólarers, neste exemplo: 
 
Valor = U$ 985.960 * 20 
Valor = U$ 19.719.200 
 
Ou seja, o investimento (perfuração do poço, instalações) deve ser 
menor do que este valor para que o projeto seja viável. Na realidade, uma 
análise econômica mais precisa envolve a curva de produção e dos preços e 
 76 
até da taxa de juros ao longo do tempo, a fim de se obter o VPL (valor presente 
líquido) do projeto. 
• 
 
 
Figura 6.2 – Exemplo de análise econômica simplificada em uma planilha 
Excel. 
EXEMPLO DE ANÁLISE ECONÔMICA SIMPLIFICADA
Área (km2) 5,00
Espessura do Reservatório (m) 10,00
Volume de Rocha (m3) 50.000.000,00
Porosidade (%) 15,00
Volume Poroso (m3) 7.500.000,00
Saturação de óleo (%) 65,00
Volume de óleo no Reservatório (m3) 4.875.000,00
Fator Volume de Formação Óleo - Bo (m3/m3) 1,30
Óleo in Place - VOIP (m3) 3.750.000,00
Fatores de chance (%)
Geração 50
Reservatório 50
Geometria (trapa) 100
Sincronia 80
Fator de Chance Total 20
Fator de Recuperação - FR (%) 20,00
Volume de Óleo Recuperável (m3) 750.000,00
Volume de Óleo Recuperável (bbl) 4.717.500,00
Volume de Óleo Recuperável COM RISCO (bbl) 943.500,00
Preço do óleo (U$/bbl) 120,00
Custo operacional (U$/bbl) 20,00
Impostos, Royalties (%) 50,00
Preço de realização do óleo (U$) 40,00
Valor da Acumulação (U$) 37.740.000,00
Investimento (U$) 20.000.000,00
 77 
Exercício VI – Elaboração de um Prospecto Explorató rio 
 
A interpretação sísmica realizada nos exercícios IV e V originou uma locação 
exploratória. Os resultados da interpretação serão utilizados na confecção do 
prospecto, que deverá conter: 
 
• 1. Mapa de Localização 
• 2. Justificativa: falar da geologia da área, das estruturas que motivaram 
o projeto do poço, potenciais reservatórios. 
• 3. Mapa estrutural com a posição do poço (do Exercício IV) 
• 4. Seção sísmica com a posição do poço (do Exercício V) 
• 5. Quadro de Previsões Geológicas 
• 6. Análise Econômica 
 
 78 
 
 
 79 
7. Bacias Sedimentares Brasileiras 
 
Cerca de 50% do território brasileiro é coberto por bacias sedimentares, 
nem todas petrolíferas (Figura 7.1). 
 
Figura 7.1 – Bacias Brasileiras (em verde) 
7.1 - Tectônica de Placas e Bacias Sedimentares 
 
A origem das bacias sedimentares está diretamente associada à 
tectônica de placas (Figura 7.2). A própria classificação das bacias é baseada 
nesta teoria. 
 
 80 
 
Figura 7.2 – Esquema de separação de placas, inicialmente com formação de 
bacias riftes (grabens limitados por falhas),passando a bacias de margem 
passiva. 
 
7.2 - Bacias Intracratônicas 
 
• Grandes dimensões (milhões de km2), em forma de “prato” localizadas 
sobre áreas estáveis (crátons) 
• Poucas falhas 
• Camadas tabulares, com grande continuidade 
• Subsidência lenta 
• Exemplos: Bacia do Paraná, Bacia do Solimões, Bacia do Parnaíba. 
• Pouco favoráveis para petróleo, mas ocorre (Bacia do Solimões). 
 
Exemplos: 
 
• Bacia do Paraná (SP-PR*-SC-RS-MS,ARG,URU,PAR) 
• Bacia do Solimões (AM**-PA) 
• Bacia do Parnaíba (MA-PI) 
• Bacia dos Parecis (MT) 
 
*gás e folhelho (“xisto”) betuminoso 
** óleo e gás 
 81 
 
Figura 7.3 – Seções geológicas de Bacias intracratônicas (Petri & Fulfaro 
1983). 
 
7.3 - Bacias Rifte 
 
• Dimensões da ordem de 300 x 50 km. 
• Forma alongada. 
• Limitada por falhas (são grandes grabens), em geral assimétricos (uma 
falha principal em uma das bordas, e falhas menos expressivas na 
margem oposta). 
• Domínio de falhas normais. 
• Subsidência rápida. 
• Muito favoráveis à ocorrência de petróleo. 
• Exemplo: Bacia de Reconcavo (BA), Bacia de Sergipe-Alagoas na fase 
inicial, Bacia de Taubaté, Riftes Africanos. 
 
 
 82 
 
 
Figura 7.4 – Rifte do Recôncavo-Tucano-Jatobá, formado no início da 
separação dos continentes América do Sul e África. A bacia do Recôncavo foi a 
primeira a produzir petróleo no Brasil. 
(http://www.phoenix.org.br/images/Tuc_mapa.gif). 
 
7.4 - Bacias de Margem Passiva 
 
• Ocorrem em margens continentais longe de limites de placas. 
• Paralelas à linha de costa. É comum apresentarem apresentam parte 
onshore e parte offshore. 
• Subsidência pode ser rápida devido ao resfriamento da crosta. 
• Falhas normais e domos de sal são estruturas frequentes. 
• Com as descobertas na plataforma continental brasileira, passaram a 
ser áreas de grande interesse petrolífero. 
• Exemplos: 
 
• Bacia de Pelotas (RS) 
• Bacia de Santos (SC-PR-SP) 
• Bacia de Campos (RJ-ES) 
• Bacia do Espírito Santo (ES) 
• Bacia de Almada(BA) 
• Bacia de Sergipe-Alagoas (SE-AL) 
• Bacia de Pernambuco-Paraíba (PE-PB) 
• Bacia Potiguar (RN-CE) 
• Bacia de Barreirinhas (PA) 
 
 83 
• Obs: As bacias do Recôncavo/Tucano/Jatobá são riftes que não 
evoluíram para margem passiva. 
 
As bacias marginais apresentam uma estratigrafia (empilhamento de 
camadas) semelhante, produto de sua evolução. Destaca-se uma camada 
espessa de sal, depositada numa época de mar restrito e clima árido, que 
produziu a deposição de evaporitos. As rochas que estão abaixo dessa 
camada de sal são os famosos “reservatórios pré-sal”. Em Sergipe, o “pré-sal” 
é o próprio reservatório do Campo de Carmópolis, que já produz petróleo há 
mais de 50 anos, a cerca de 800m de profundidade. Mas nas Bacias de Santos 
e Campos, está a mais de 5000m de profundidade. 
 
 
 
 
Figura 7.5 – Resumo da estratigrafia (camadas) das bacias marginais 
brasileiras e africanas do Atlântico Sul. 
 
 84 
 
 
Figura 7.6 – Coluna estratigráfica da Bacia de Sergipe-Alagoas (Sub-bacia de 
Alagoas) (Campos Neto et al, 2007). 
 
 85 
 
Figura 7.7 – Seção Geológica da Sub-Bacia de Alagoas. 
 
 
Figura 7.8 – Seção Sísmica da Bacia de Santos. Notar os domos de sal. Fonte: 
AAPG Explorer, 2009. 
 
 86 
7.5 - Recursos Petrolíferos do Brasil 
 
O petróleo ocorre nas bacias de Campos, Santos, Espírito Santo, 
Recôncavo, Sergipe-Alagoas, Potiguar e Solimões. 
As primeiras descobertas no Recôncavo (Candeias) e em Sergipe-
Alagoas (Tabuleiro dos Martins), na década de 1950. 
Os maiores volumes na Bacia de Campos (Campos Gigantes de Marlim, 
Albacora, Roncador), descobertos nas décadas de 1980-1990, em arenitos 
turbidíticos. 
A mais nova fronteira são as águas profundas (pré-sal) das Bacias de 
Santos e Campos (Estruturas Tupi, Júpiter, Pão de Açúcar). 
 
 
 
Figura 7.9 – Campos petrolíferos da Bacia de Campos (Fonte:ANP). 
 
 87 
 
Figura 7.10 – Evolução das reservas de petróleo no Brasil, fruto principalmente 
da atividade exploratória (Fonte: ANP). 
7.6 - Recursos Petrolíferos de Sergipe (e Alagoas) 
 
O menor estado brasileiro tem um relativo destaque no setor mineral e 
energético. Cerca de 40% do PIB provém do setor de petróleo. As 
acumulações de petróleo e gás estão todas na Bacia de Sergipe-Alagoas. 
A maioria dos campos de petróleo em Sergipe está localizada numa 
estrutura chamada de Alto de Aracaju: Carmópolis, Riachuelo, Siririzinho 
(Reservatórios na Formação Muribeca, Membro Carmópolis). O Campo de 
Carmópolis é o maior campo gigante onshore do Brasil. 
Em águas rasas, na costa próxima a Aracaju estão os campos de 
Camorim (Reservatórios na Formação Muribeca, Membro Carmópolis), 
Guaricema e Dourado (Reservatórios da Formação Calumbi). Guaricema foi a 
primeira descoberta offshore do Brasil. 
O campo de Piranema (Reservatórios turbidíticos da Formação 
Calumbi) foi o primeiro produtor em água profunda na Região Nordeste). 
Em Alagoas (onshore), destacam-se os campos de Pilar e Furado 
(produtores em arenitos deltaicos da fase rifte da evolução da bacia de 
Sergipe-Alagoas). 
 
 
 88 
 
 
Figura 7.11 – A Bacia de Sergipe-Alagoas, com a localização dos principais 
campos de petróleo (Fonte: CPRM). 
 
 89 
 
Figura 7.12 – Seção geológica esquemática pela Bacia de Sergipe-Alagoas, 
desde Aracaju até Maceió. 
 
 
Figura 7.13 – Seção geológica do Campo de Carmópolis (Mohriak et al. 1997). 
 
 90 
8. Noções de Petrofísica 
 
Petrofísica é o estudo das propriedades físicas da rocha, realizado com 
medidas diretas e indiretas. Tem aplicação na estimativa da capacidade de 
armazenamento (volumes) e da qualidade dos reservatórios. Seu estudo tem 
grande interface com a ENGENHARIA DE RESERVATÓRIOS e com a 
GEOFÍSICA. 
 
Principais Propriedades Petrofísicas 
 
• Porosidade 
• Permeabilidade 
• Compressibilidade 
• Saturação de fluidos 
• Argilosidade 
• Molhabilidade 
• Permeabilidade relativa 
• Pressão capilar 
 
8.1 - Porosidade 
 
É a quantidade de poros em um reservatório. Costuma ser expressa em 
percentagem (%) na comunicação oral ou em relatórios, mas para cálculos 
matemáticos, seu valor é decimal (0 a 1). A porosidade original de um arenito, 
logo após a sua deposição, é em torno de 35% (0,35%), mas com a 
compactação, esse valor pode ser bastante reduzido. Porosidades comuns em 
reservatórios variam de 10 a 25%. Normalmente o limite mínimo para 
reservatórios de óleo é 8% e para gás é 6%. Abaixo desses valores, 
normalmente o reservatório não produz. 
 
• Porosidade Total -> relação entre o volume total de poros e o volume 
total da rocha. 
 
 PhiT = VpT / VT 
 
• Porosidade Efetiva -> relação entre o volume total de poros 
INTERCONECTADOS e o volume total da rocha. É a porosidade que 
realmente interessa nos reservatórios. 
 
 PhiE = VpE / VT 
 
 91 
Tipos de Porosidade 
 
• Intergranular 
• Microporosidade (< 2 micra) 
• Dissolução (secundária) 
• Fratura 
 
Medidas de Porosidade 
 
A medida da porosidade pode ser obtida de duas formas: 
• Perfilagem -> fornece medidas contínuas, de 0,2 em 0,2m. Baseada em 
perfis densidade, neutrão e sônico. 
• Testemunhos -> medida feita em laboratório, a partir de plugs de 
testemunhos. É uma medida direta, porem puntual e demorada. 
• Normalmente se utiliza a medida obtida da perfilagem, mas calibrada 
com os testemunhos. 
 
 
 
Figura 8.1 – Tipos de Porosidade 
 
 
 
 
 
 
 92 
8.2 – Permeabilidade 
 
É a propriedade do meio poroso que se caracteriza pela facilidade com 
que um fluido pode atravessar esse meio quando lhe é aplicado um gradiente 
de pressão. É uma medida de condutividade ao fluido, do meio poroso (Henry 
Darcy, 1856) 
Unidade: 1 darcy (fluxo de 1cm3/s de um fluido com viscosidade de 1cp 
atraves de uma seção de 1 cm2 quando submetido a um dP de 1 atm/cm3. 
Como 1 darcy é um valor muito alto, a permeabilidade é mais frequentemente 
reportada em milidarcy (mD, a milésima parte do darcy). 
 
Q = K . A . dP(fluxo linear) 
 µµµµ . L 
 
Q = vazão , A = área da seção transversal, dP = diferencial de pressão, µ – viscosidade 
do fluido, L – comprimento, K – permeabilidade 
 
 
Fatores que controlam a permeabilidade 
- Geometria do meio poroso (porosidade, granulometria, orientação, 
empacotamento, cimentação, teor de argila, seleção). 
- Dissolução, dolomitização, fraturas (em carbonatos). 
- Acamamento (Kh > Kv) 
 
Valores de Permeabilidade 
 
• Baixíssima < 1 mD 
• Baixa 1-10 mD 
• Regular 10-100 mD 
• Boa 100-1000 mD 
• Excelente >1000 mD 
 
Relação entre porosidade e permeabilidade 
 
• Normalmente a permeabilidade cresce com a porosidade, mas essa 
relação nem sempre ocorre. É comum a relação linear entre porosidade 
o logaritmo da permeabilidade. 
• Porosidade alta x permeabilidade baixa -> rochas de granulometria 
muito fina e argilosas, folhelhos, rochas com poros não conectados 
• Porosidade baixa x permeabilidade alta -> reservatórios fraturados 
 
 
 
 93 
Obtenção da Permeabilidade 
 
• Plugs de testemunhos (medida puntual mas direta). 
• Regressões utilizando perfis 
• Teste de formação (medida indireta) 
• Minipermeametria em testemunhos 
 
 
Figura 8.2 – Escoamento de um fluido em meio poroso. Para oque o fluido 
escoe é necessária a permeabilidade. 
 
 
 
Figura 8.3 – Relação entre porosidade e a permeabilidade (notar escala 
logarítmica no eixo da permeabilidade). Existe uma relação, mas muitos pontos 
caem fora da reta (fonte:Dutton et al. 2003). A partir dessa relação é possível 
estimar a permeabilidade a partir da porosidade (uma medida de mais fácil 
obtenção). 
 
 
 94 
8.3 - Saturação de fluidos 
 
É a medida das quantidades relativas dos fluidos que ocupam o espaço 
poroso de um reservatório, expresso em percentagem para fins de 
comunicação, ou decimal para fins de cálculos. 
 
• Sw + So + Sg = 1 
 
Sw – saturação de água 
So – Saturação de óleo 
Sg – saturação de gás 
 
Sempre existe uma quantidade de água no espaço poroso, mesmo em 
reservatórios com óleo. Na prática, adotamos Sw=50% como um valor limite 
para reservatório produtor de óleo. Acima desse valor de saturação de água, 
mesmo tendo óleo, o reservatório só produz água. 
A saturação de água é obtida principalmente a partir da perfilagem, e 
calibrada com ensaios de laboratório. 
 
8.4 - Permeabilidade Relativa 
 
É a permeabilidade ao fluxo de um determinado fluido (Ko), na presença 
de um segundo fluido no meio poroso. Tem ENORME impacto na recuperação 
do petróleo. É comum as permeabilidades relativas serem expressas na forma 
de curva, já que dependem da saturação dos fluidos envolvidos. 
 
A Permeabilidade relativa depende da: 
- Saturação de fluidos 
- Molhabilidade 
- Geometria dos poros 
 
Saturação de água irretutível (Swi ) é a fração de água não móvel no 
reservatório. Em geral Swi varia de 10 a 25%. 
 
Saturação de óleo residual (Sor ) é a quantidade de óleo não móvel 
(que não será produzido). Em geral Sor varia de 20-40%. 
 
 95 
 
Molhabilidade 
Tendência que um determinado fluido tem de se espalhar em uma 
superfície sólida em presença de outro fluido não miscível. É função, 
principalmente, da rugosidade do poro (tortuosidade). Influencia na pressão 
capilar, na permeabilidade relativa e nas medidas de resistividade dos perfis. 
Impacto na recuperação do reservatório (primária, secundária e 
terciária). 
 
Rocha Molhável à água : 
- Swi elevada (>20%) 
- Krw em Sor baixa (< 40%) 
- Cruzamento Krw x Kro em Sw > 50% 
 
Rocha Molhável ao óleo: 
- Swi baixa (~15%) 
- Sor alta (40%) -> baixo FR 
- Cruzamento das curvas em Sw < 50% 
- Frequente em reservatórios carbonáticos. 
 
Molhabilidade e Eficiência de Recuperação 
• Produção Inicial -> água em fase descontínua (Swi) e óleo 
fase contínua: produção de óleo 
• Transição -> produção de óleo + água 
• Final -> água em fase contínua e óleo em fase descontínua 
(Sor): produção de água. 
 
 
 96 
 
 
Figura 8.4 – Relação entre saturação de fluidos e permeabilidade relativa. A 
presença de mais de um fluido modifica o potencial de outro fluido escoar. 
Quatro exemplos de saturação são identificados (pontos a, b, c, and d), 
correspondentes às saturações de 1.0, 0.9, 0.6, e 0.2 respectivamente (Fonte: 
Leetaru 2008). 
 
8.5 - Pressão Capilar 
 
 É a diferença de pressão na interface de contato de dois fluidos 
imiscíveis, dos quais um deles molha preferencialmente a rocha. 
A pressão capilar normalmente está ligada (inversamente proporcional) 
ao tamanho das gargantas de poros. 
A pressão capilar é o principal mecanismo de retenção de petróleo em 
uma trapa de petróleo. O petróleo fica retido na trapa porque a pressão capilar 
da rocha capeadora é muito grande, não permitindo o deslocamento do óleo. 
 97 
 
Po – Pw = (rw – ro) g h = Pc 
 
 
Figura 8.5 – Obtenção da pressão capilar através da injeção de mercúrio em 
amostras de rocha. Em A, a baixa Pc permite que uma elevada saturação de 
mercúrio seja rapidamente alcançada, o que não acontece em B, onde 
pressões muito elevadas são requeridas para o mercúrio ocupar os poros. 
 
8.6 - Compressibilidade 
 
É a razão entre a variação fracional de volume (da água, do óleo ou da 
formação) e a variação de pressão. A compressibilidade desempenha um papel 
importante durante a vida produtiva do reservatório. 
Compressibilidade da Formação: razão entre a variação do volume de 
poros e a pressão. 
Um exemplo de como a pressão age na rocha: com a produção de um 
reservatório, a pressão cai. Isto faz com que o volume dos fluidos 
(principalmente do gás e do óleo) aumente, ocupando o espaço do fluido que 
saiu do reservatório. É por isso (devido à compresibilidade) é que não ficam 
“vazios” na rocha com a produção de petróleo, respondendo à freqüente 
pergunta “não tem perigo do terreno afundar ?”. 
 98 
 
Cf = (dVp/Vp) / dP 
 
 
8.7 - Argilominerais e Argilosidade 
 
É a quantidade de argila presente nas rochas reservatório. Em geral 
prejucicam a qualidade do mesmo, já que podem tamponar os poros. A 
argilosidade pode ser medida diretamente (difratometria de raios X , 
microscópio eletrônico) ou indiretamente (perfilagem). 
 
Influência das Argilas: 
• Clorita -> sensível aos ácidos, produz (falso) aumento de 
Sw nos cálculos de perfis. 
• Esmectitas -> sensível à água doce (dano), aumento de Sw 
em perfis. 
• Ilita -> migração de finos (dano de formação), aumento de 
Sw em perfis. 
• Caulinita -> migração de finos (dano de formação), 
aumento de Sw 
 
8.8 – Fluidos dos Reservatórios 
 
Os fluidos, apesar de diretamente não fazerem parte do assunto (na 
disciplina Reservatórios são considerados um assunto a parte – “Propriedades 
dos Fluidos”), têm íntima relação com a petrofísica, já que residem e transitam 
no sistema poroso. Originalmente, as rochas tem como fluido a água. Somente 
em condições excepcionais, esta água é substituída por óleo ou gás, dando 
origem às valiosas acumulações de petróleo. 
8.8.1 – Óleo 
 
Alguns conceitos: 
 
Petróleo -> mistura constituída predominantemente de hidrocarbonetos, 
no estado sólido, líquido ou gasoso. 
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Óleo -> petróleo no estado líquido nas condições de reservatório, e que 
permanece líquida nas condições de superfície 
Classificam-se em parafínicos (melhores) e asfaltênicos. 
 
API do óleo = (141,5 / SG)-131,5 
 
 SG -> densidade específica (0,76-1,0) 
 
 
 Óleo leve API > 31 
 Óleo médio 22-30,9 API 
 Óleo pesado 10,1-21,9 API 
 Óleo Extrapesado < 10 API 
 
Bo -> Fator volume de formação do óleo . É a razão entre o volume de 
óleo nas condições de reservatório e as condições de superfície. Como o óleo 
perde gás quando chega à superfície (devido à perda de pressão), o Bo é 
sempre maior do que 1 (costuma variar de 1 a 2). 
8.8.2 – Gás 
 
Gás Natural -> petróleo