Introdução à Geologia do Petróleo

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Autor: Luiz José Passos 
INTRODUÇÃO À GEOLOGIA DO PETRÓLEO 
 
 
 
ÍNDICE 
 
 
1 Origem do Petróleo 2 
1.1 Teoria Inorgânica 2 
1.2 Teoria Orgânica 2 
2 Composição e Propriedades do Petróleo 3 
2.1 Querogênio: Composição e Classificação 4 
3 Transformação da Matéria Orgânica 6 
4 Requisitos para Acumulação de Petróleo 7 
4.1 Rochas Geradoras 9 
4.1.1 Fatores que Controlam a Produção da Matéria Orgânica 11 
4.1.2 Fatores que Controlam a Preservação da Matéria Orgânica 12 
4.1.3 Rochas Geradoras de Petróleo 13 
4.1.4 Quantidade de Matéria Orgânica 14 
4.1.5 Qualidade da Matéria Orgânica 15 
4.1.6 Maturação da Matéria Orgânica 16 
4.2 Rochas-Reservatório 16 
5.2.1 Porosidade 17 
5.2.2 Permeabilidade 20 
4.3 Rochas Capeadoras 21 
4.4 Trapas 25 
4.4.1 Trapas Estruturais 25 
4.4.2 Trapas Estratigráficas 26 
4.4.2.1 Trapas Estratigráficas Primárias 27 
4.4.2.2 Trapas Estratigráficas Secundárias 27 
4.4.3 Trapas Combinadas 28 
4.5 Relações Temporais 30 
5 Migração de Petróleo 31 
5.1 Migração Primária 32 
5.2 Migração Secundária 33 
6 Bibliografia 34 
 
 
 
 
Aimberê Carlos Chinappi Flores e Nadja Sanches Ficher 
INTRODUÇÃO À GEOLOGIA DO PETRÓLEO 
1. ORIGEM DO PETRÓLEO 
A origem do petróleo é um dos mistérios mais bem guardados pela natureza, 
existindo duas linhas teóricas para a explicação de sua gênese. 
1.1 TEORIA INORGÂNICA 
Postula uma origem sem intervenção de organismos vivos. A teoria de Porfirev 
enuncia que, sob altas pressões e temperaturas na parte superior do manto, 
formam-se rochas ultramáficas que contêm óxidos de ferro, compostos voláteis 
(H2O, CO) e compostos orgânicos equivalentes ao petróleo que podem existir em 
equilíbrio com o meio circulante. 
Os principais argumentos para suportar esta teoria são: 
 
 acumulações comerciais de hidrocarbonetos em rochas cristalinas; 
 presença de hidrocarbonetos em gases vulcânicos; 
 presença de hidrocarbonetos em meteoritos; 
 existência de campos gigantes; 
 existência de falhas profundas. 
1.2 TEORIA ORGÂNICA 
Postula a intervenção de organismos vivos na formação do petróleo. A matéria 
orgânica depositada com os sedimentos é convertida, por processos bioquímicos 
durante o soterramento, num polímero complexo denominado querogênio, que, por 
sua vez, é transformado em hidrocarbonetos por craqueamento térmico a grandes 
profundidades, sob pressões e temperaturas adequadas. 
As evidências que suportam esta teoria são: 
• mais de 99% das acumulações de petróleo encontram-se em rochas 
sedimentares; 
2 
Introdução à Geologia do Petróleo 
• possibilidade de produzir hidrocarbonetos em laboratório, a partir de matéria 
orgânica; 
• a sintetização de hidrocarbonetos a partir de rochas ricas em matéria 
orgânica; 
• disseminação de hidrocarbonetos em rochas geradoras; 
• indicação de origem bioquímica para alguns compostos do petróleo; 
• petróleo possui a propriedade de ser oticamente ativo, fato inerente aos 
compostos orgânicos; 
• a razão isotópica C12/Cl3 nos hidrocarbonetos é mais próxima daquela 
encontrada na matéria orgânica do que da encontrada na atmosfera ou nos 
carbonatos; 
• petróleo só ocorre em reservatórios que estão, de alguma forma, em contato 
com folhelhos ou carbonatos ricos em matéria orgânica (rochas geradoras). 
Atualmente, no mundo ocidental, a teoria orgânica é a que possui maior 
aceitação entre os geólogos e outros cientistas. 
2. COMPOSIÇÃO E PROPRIEDADES DO 
PETRÓLEO 
O petróleo é formado por uma mistura complexa de hidrocarbonetos e 
heterocompostos (não hidrocarbonetos). 
Hidrocarbonetos são compostos formados exclusivamente de hidrogênio e 
carbono. A maioria dos petróleos contém mais de 90% de hidrocarbonetos. 
Parafinas são hidrocarbonetos em que os átomos de carbono estão ligados 
entre si por uma valência simples. No petróleo são encontradas parafinas normais, 
isoparafinas (ramificadas) e cicloparafinas ou naftenos (cadeia fechada). 
As parafinas normais podem conter desde 1 até mais de 70 átomos de 
carbono, porém as com mais de 33 átomos ocorrem em pequena proporção. 
As isoparafinas mais importantes do petróleo são os isoprenóides (pristano, 
fitano, farnesano, etc.). 
O ciclopentano e o ciclohexano são os naftenos mais importantes do petróleo. 
Os únicos hidrocarbonetos não saturados encontrados no petróleo são os 
aromáticos, assim denominados porque muitos de seus membros possuem um forte 
odor. O benzeno e seus derivados (tolueno, xileno, etc.) são os mais importantes. 
A proporção de hidrocarbonetos aromáticos nos petróleos é normalmente 
baixa, em torno de 10%, porém pode atingir até 40%, como no caso dos petróleos 
de Bornéu. 
Não hidrocarbonetos entram na composição do petróleo em proporções 
variáveis. Todos os petróleos contêm asfaltos, compostos de enxofre, compostos 
oxigenados, compostos nitrogenados e elementos metálicos. 
3 
Aimberê Carlos Chinappi Flores e Nadja Sanches Ficher 
O asfalto entra na composição do petróleo em proporções que variam entre 
menos do que 5% até pouco mais de 40%. Pouco se conhece da composição 
química dos asfaltos, porém três classes de substâncias foram identificadas por 
suas propriedades físicas: asfaltenos, resinas e ácidos asfaltogênicos (Figura 1). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Minerais Rocha total 
?
Matéria orgânica total 
?
Querogênio 
(insolúvel) 
A
HC 
aromático 
HC 
saturado 
sfaltenos + 
Resinas 
Fração betuminosa 
(solúvel em solventes orgânicos) ? 
Figura 2 - Composição da matéria orgânica em rochas sedimentares. Adaptado de Alves et al., 1986. 
 
O conteúdo de enxofre no petróleo varia desde frações centesimais até mais 
de 5%. Os petróleos de maior densidade normalmente são mais ricos em enxofre. 
Os compostos de enxofre mais comuns são: mercaptans, tiofenos e compostos 
inorgânicos (ex. H2S ). 
O teor de oxigênio nos petróleos é geralmente inferior a 2% e seus 
compostos principais são ácidos carboxílicos e fenóis. 
Elementos metálicos são normalmente encontrados no petróleo associados 
às porfirinas. Pelo menos quinze já foram identificados, sendo os principais: cálcio, 
sódio, magnésio, ferro, vanádio, alumínio, lítio, telúrio, bário, estrôncio, manganês e 
cobre. 
2.1 QUEROGÊNIO: COMPOSIÇÃO E CLASSIFICAÇÃO 
4 
Introdução à Geologia do Petróleo 
O querogênio é a fração da matéria orgânica insolúvel em solventes orgânicos, 
presente nas rochas sedimentares. A porção solúvel é denominada de betume. 
Três tipos principais, caracterizados no diagrama de Van Krevelen (H/C, O/C) por 
seus respectivos estágios de evolução, parecem englobar a maioria dos querogênios existentes 
(Figura 2). 
No querogênio do tipo I, a razão H/C é originalmente alta e o potencial para geração 
de óleo e gás também é elevado. Este tipo de querogênio é derivado principalmente da 
matéria orgânica algal lacustre (contém 10 a 70% de lipídios) e da matéria orgânica 
enriquecida em lipídios por ação microbiana. 
No querogênio do tipo II, a razão H/C e o potencial de geração de óleo e gás são mais 
baixos do que os observados no querogênio do tipo I, embora ainda sejam bastante 
significativos. É usualmente relacionado com a matéria orgânica marinha depositada em 
ambientes redutores. 
No querogênío do tipo III, a razão H/C é baixa e o potencial de geração de óleo é 
insignificante, mas pode ainda gerar gás quando submetido a temperaturas muito elevadas. A 
matéria orgânica é principalmente derivada de plantas terrestres superiores, composta 
basicamente por celulose e lignina que são extremamente deficientes em hídrogênio. 
 
 
DIAGRAMA DE VAN KREVELEN 
 
I - Derivado de matéria orgânica amorfa (algas 
planctônicas); + 50% lipídios; elevado 
potencial para gerar HC líquido. 
II - Derivado de matéria orgânica herbácea 
(polens, esporos); + 40% lipídios; 
regular/bom potencial para gerar HC 
líquido. 
III - Derivado de matéria orgânica lenhosa 
(vegetais superiores); potencial 
desprezível para gerar óleo; grandes 
profundidades. Possui altopotencial 
gerador de gás. 
As setas indicam diminuição do 
percentual de hidrogênio na matéria 
orgânica. 
 
Figura 2 – Diagrama de Van Krevelen. Fonte: Santos, 
1984. 
 
5 
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6 
 
3. TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA 
 
Os três principais estágios da transformação da matéria orgânica (Figura 3) 
nos sedimentos são: 
 
 diagênese; 
 catagênese; 
 metagênese. 
 
 
Figura 3 A transformação termoquímica da matéria orgânica e a geração do 
petróleo. Fonte: (Adaptado de Tissot & Welt, 1978) 
 
A diagênese começa em sedimentos recentemente depositados, onde a 
atividade microbiana é um dos principais agentes de transformação. Rearranjos 
químicos ocorrem a pequenas profundidades. No final desta fase, a matéria orgânica 
consiste principalmente de querogênio. Do ponto de vista da exploração do petróleo, 
as rochas geradoras são consideradas imaturas. 
A catagênese resulta do aumento da temperatura, durante a história de 
soterramento dos sedimentos. A degradação termal do querogênio é responsável 
pela geração da maioria dos hidrocarbonetos. É a principal fase de formação de óleo 
e gás úmido. As rochas geradoras são consideradas maturas. 
A metagênese é alcançada a grandes profundidades, onde há destruição dos 
hidrocarbonetos líquidos, sendo preservado apenas o gás seco. As rochas 
Introdução à Geologia do Petróleo 
7 
geradoras são consideradas senis ou supermaturas. Este estágio começa mais 
cedo que o metamorfismo da fase mineral. 
4. REQUISITOS PARA ACUMULAÇÃO DE 
PETRÓLEO 
Para que se forme uma acumulação petrolífera são necessários cinco 
requisitos básicos (Figuras 4 e 5): 
 presença de rochas geradoras; 
 presença de rochas-reservatório; 
 presença de rochas capeadoras; 
 trapas; 
 relações temporais adequadas. 
 
Figura 4 - Condições necessárias para acumulação de petróleo numa bacia 
sedimentar. Fonte: Alves et al., 1986. 
 
 
Aimberê Carlos Chinappi Flores e Nadja Sanches Ficher 
8 
 
Figura 6 - Os fatores geológicos necessários para a ocorrência de acumulações 
de petróleo. Fonte: Alves et al., 1986. 
 
 
Figura 7: Relação entre elementos tectônicos e estratigráficos com acumulação de petróleo 
 
 
Introdução à Geologia do Petróleo 
9 
4.1 ROCHAS GERADORAS 
São rochas de granulação fina (folhelhos e calcários), cuja matéria orgânica, 
sob condições termoquímicas adequadas, se transforma em petróleo. 
A identificação de rochas geradoras constitui um dos objetivos da Geoquímica 
do Petróleo e da Organopalinologia. 
A teoria orgânica moderna postula que o petróleo se origina da matéria 
orgânica depositada juntamente com os sedimentos numa bacia sedimentar. Como 
essa matéria orgânica é produzida e quais as condições para a sua preservação nas 
rochas sedimentares? 
O petróleo, do mesmo modo que o carvão, jamais teria existido caso não 
ocorresse a fotossíntese nos vegetais que viveram no passado. 
A fotossíntese é um processo biológico que se deve à ação da clorofila 
(Figura 9). Este pigmento é encontrado em organelas microscópicas de certas 
células vegetais. Embora o processo da fotossíntese ainda não seja perfeitamente 
conhecido, sabe-se que seu ponto de partida é a excitação da clorofila pela ação da 
luz. 
A energia das moléculas de clorofila é utilizada para sintetizar 
monossacarídeos (açúcares simples, ex.: glucose) e polissacarídeos (ex.: celulose), 
fundamentais para as sínteses mais complexas de matéria orgânica nas células 
vegetais. 
A fotossíntese pode ser representada pela equação: 
12 H20 + 6 CO2 + 674 kcal C6H1206 + 6 02 + H20 
Assinala-se que somente plantas clorofiladas podem sintetizar matéria viva 
(orgânica) a partir de matéria inerte (inorgânica). Os animais (seres heterotróficos) 
necessitam de alimentos já elaborados pelas plantas clorofiladas (seres 
autotróficos). 
clorofila 
Aimberê Carlos Chinappi Flores e Nadja Sanches Ficher 
10 
 
Figura 9 - Fotossíntese e processos que envolvem o elemento carbono. A 
maior parte do carbono da Terra está concentrada nos sedimentos, sendo que 
18% é orgânico e 82% estão nos carbonatos. A maior parte do carbono 
orgânico produzido é rapidamente oxidado para CO2 e reciclado para a 
atmosfera e hidrosfera. Adaptado de Tissot & Welt 1978. 
 
O mar é a principal fonte de matéria orgânica, que aí é sintetizada 
principalmente por algas microscópicas do tipo diatomáceas e dinoflageladas (Figura 
10). 
As algas do grupo das diatomáceas são, atualmente, as responsáveis pela 
maior parte da fotossíntese realizada na Terra, fato que as torna as maiores 
produtoras de matéria orgânica neste planeta - matéria orgânica potencialmente 
geradora de petróleo. Essas algas são encontradas, atualmente, em todas as 
regiões do globo terrestre: no mar, nos lagos, nos rios e nos solos úmidos. 
As algas diatomáceas contêm 5 a 10% de lipídios, matéria-prima a partir da 
qual a maior parte do petróleo é originado. 
Introdução à Geologia do Petróleo 
11 
 DIATOMÁCEAS
DINOFLAGELADAS
 
Figura 10 - Algas microscópicas típicas: A - diatomáceas e B - 
dinoflageladas. Fonte: Ferreira, 1989. 
 
Os animais marinhos, inclusive os planctônicos, são pouco importantes do 
ponto de vista de produção de matéria orgânica potencialmente geradora de 
petróleo. Esses organismos são decompostos com facilidade, antes de serem 
incorporados aos sedimentos, não participando significativamente na gênese do 
petróleo. 
As plantas terrestres também não contribuem de maneira notável para a 
gênese do petróleo. Calcula-se que, atualmente, a matéria orgânica trazida pelos 
rios representa menos que 1% das substâncias orgânicas dos oceanos. Aliás, é fato 
bem conhecido que quantidades substanciais de petróleo foram geradas, no 
passado, antes do aparecimento das plantas terrestres. São encontradas grandes 
acumulações de petróleo em rochas devonianas e mesmo mais antigas, muito 
embora as primeiras plantas terrestres só tenham surgido no final do Devoniano. 
4.1.1 FATORES QUE CONTROLAM A PRODUÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA 
Nas áreas continentais, o fator mais importante no processo de produção de 
matéria orgânica é o clima. Nas regiões desérticas, a produtividade é mínima, ao 
passo que, nas regiões de clima favorável, onde se desenvolvem florestas 
exuberantes, a produtividade é máxima. 
Nos mares, a produtividade orgânica é controlada pela luz, pela temperatura e 
pelo teor de nutrientes dissolvidos na água. 
Aimberê Carlos Chinappi Flores e Nadja Sanches Ficher 
12 
A produção de matéria orgânica primária está restrita à zona eufótica (zona 
em que há penetração da luz solar), isto é, até a profundidade de aproximadamente 
100 metros. 
O clima, principalmente no que se refere à temperatura, tem efeito 
significativo na produção de matéria orgânica nos mares. As regiões polares 
apresentam baixa produtividade, bem como as regiões equatoriais. O máximo de 
produtividade é encontrado nas regiões de clima temperado. 
O fitoplâncton, para se desenvolver, necessita de nutrientes (nitrogênio, 
fósforo, sílica, ferro, etc.). A concentração destes elementos, sob a forma de sais 
dissolvidos, é, em geral, muito baixa nas águas superficiais, pois a atividade 
biológica que aí se desenvolve é muito intensa. 
Os grandes rios também podem levar para os oceanos uma quantidade 
significativa de nutrientes nas imediações dos seus estuários. 
4.1.2 FATORES QUE CONTROLAM A PRESERVAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA 
Condições para a preservação de quantidades significativas de matéria 
orgânica só existem no meio aquático. O ar atmosférico é um fluido altamente 
oxidante, já que contém cerca de 21% de oxigênio. Ele difunde-se facilmente nos 
sedimentos continentais, destruindo rapidamente a matéria orgânica que neles 
porventura exista. 
Por outro lado, o conteúdo de oxigênio nas águas é muito baixo (menor que 
1%) e a água circula mais lentamente através dos sedimentos do que o ar, 
permitindo, assim, uma melhor preservaçãoda matéria orgânica. Os sedimentos 
marinhos e lacustres são, por isso, os únicos aptos a se tornarem rochas 
potencialmente geradoras de petróleo. 
Uma percentagem elevada da matéria orgânica produzida na zona eufótica é 
destruída antes mesmo de atingir o fundo da bacia de sedimentação. Se a 
profundidade for muito grande, praticamente nenhuma matéria orgânica atinge o 
fundo. Por outro lado, a profundidade do mar na área de sedimentação da matéria 
orgânica não deve ser muito pequena. As águas superficiais são muito ricas em 
oxigênio, normalmente supersaturadas. 
Introdução à Geologia do Petróleo 
13 
A zona mais favorável para a preservação da matéria orgânica está, 
geralmente, entre 200 e 800 metros de profundidade. É entre estes limites de 
profundidade que se encontra a zona de concentração mínima de oxigênio. A baixa 
concentração de oxigênio nessa zona deve-se aos fenômenos respiratórios que aí 
se processam e às fermentações oxidativas, ambos consumidores de oxigênio. As 
águas profundas são ricas em oxigênio devido às correntes submarinas que trazem 
águas saturadas em oxigênio das regiões polares. A maior riqueza em oxigênio nas 
águas profundas do Atlântico deve-se ao fato de que suas águas provêem de ambos 
os pólos. 
Em certas áreas de circulação restrita, as águas profundas podem tornar-se 
totalmente depletadas em oxigênio, isto é, tornam-se anóxicas. Como exemplos, 
podemos citar o Mar Negro, o Golfo de Caríaco (Mar das Caraíbas), algumas bacias 
oceânicas profundas e muitos fiordes da Noruega e da Colúmbia Britânica. 
Na ausência de oxigênio, organismos anaeróbicos (que podem viver na 
ausência de oxigênio) atacam os nitratos e os sulfatos para obter o oxigênio que 
necessitam para os seus processos metabólicos, liberando amônia, nitrogênio e gás 
sulfídrico. 
A decomposição da matéria orgânica ocorre muito lentamente em condições 
anóxicas, o que permite a formação de rochas particularmente ricas em matéria 
orgânica. No Mar Negro, as águas abaixo de 200 metros não contêm oxigênio e os 
sedimentos do fundo são muito ricos em matéria orgânica. 
Nos lagos, condições anóxicas muito favoráveis à preservação da matéria 
orgânica são freqüentemente encontradas. Os sedimentos lacustres podem conter 
10% ou mais de matéria orgânica. 
4.1.3 ROCHAS GERADORAS DE PETRÓLEO 
Partindo do princípio estabelecido por James Hutton de que "o presente é a 
chave do passado", discutimos nos itens anteriores as condições atuais de produção 
e preservação da matéria orgânica incorporada aos sedimentos. Condições idênticas 
devem ter existido no passado, acarretando a formação de rochas potencialmente 
geradoras de petróleo. 
Aimberê Carlos Chinappi Flores e Nadja Sanches Ficher 
14 
Para ser classificada como geradora (Figuras 11 e 12), uma rocha deve 
conter matéria orgânica em quantidade suficiente e esta matéria deve ser adequada 
à geração de hidrocarbonetos. Além disso, a rocha deve ter sido submetida a 
condições termoquímicas adequadas ao processo de transformação da matéria 
orgânica em petróleo. A temperatura mínima é estimada em 65 oC e a temperatura 
máxima em 160 oC, pois a esta temperatura, num tempo geológico, todo o petróleo 
líquido é destruído. 
Deve ser observado que o processo de migração do petróleo produzido nas 
rochas geradoras, para as rochas armazenadoras, é muito ineficiente. Somente 1% 
do petróleo gerado em determinada rocha contribui para o total conhecido numa 
acumulação petrolífera. 
Deve ser lembrado que apenas uma pequena parte da matéria orgânica da 
rocha geradora transforma-se em petróleo (2 a 5%). Outro dado interessante é que, 
do petróleo acumulado nos reservatórios geológicos, o homem só pode aproveitar 
20 a 30% por recuperação primária, sendo que, em alguns casos, a recuperação é 
inferior a 10%. 
 
 
 
Figuras 11 – Testemunho de uma rocha geradora de 
petróleo da Formação Candeias (folhelho rico em 
matéria orgânica), Bacia do Recôncavo. 
 
Figura 12 – Rocha potencialmente geradora de 
petróleo observada ao microscópio (folhelho). Fonte: 
Adans, 1984. 
 
 
4.1.4 QUANTIDADE DE MATÉRIA ORGÂNICA 
 
É intuitivo que, sob condições idênticas, uma rocha mais rica em matéria 
orgânica gerará quantidade maior de petróleo que outra onde os teores de matéria 
orgânica são menores. Entretanto, foi observado pelos geoquímicos que uma rocha, 
Introdução à Geologia do Petróleo 
15 
para ceder aos reservatórios o óleo eventualmente gerado, deve conter um teor 
mínimo de matéria orgânica. Qual é esse mínimo? 
Acredita-se que foi Ronov (1958), num trabalho que se tomou clássico em 
Geoquímica do Petróleo, quem primeiro chamou a atenção para este fato. Afirma 
este autor que os folhelhos das regiões petrolíferas contêm, em média, 1,37% de 
carbono orgânico e que os folhelhos das regiões não petrolíferas apenas 0,42%. 
Esses resultados, de acordo com Ronov, indicam que existe um mínimo de matéria 
orgânica abaixo do qual não se formam acumulações comerciais de petróleo. Este 
mínimo situar-se-ia entre 1,4 e 0,4%. Na opinião de Ronov, o teor mínimo encontra-
se mais próximo de 1,4% do que de 0,4%. 
Atualmente, acredita-se que uma rocha, para ser classificada como geradora, 
deve conter, pelo menos, 1% de carbono orgânico. As boas geradoras, entretanto, 
devem apresentar um teor muito mais elevado. 
4.1.5 QUALIDADE DA MATÉRIA ORGÂNICA 
 
A maior parte do petróleo resulta do craqueamento do querogênio, polímero 
poliaromático de alto peso molecular, originário da matéria orgânica depositada 
juntamente com os sedimentos, numa bacia sedimentar. 
Ao microscópio observam-se três tipos de matéria orgânica: amorfa, 
herbácea e lenhosa. 
A matéria orgânica amorfa apresenta-se na forma subcoloidal. Resulta da 
decomposição de algas microscópicas e de bactérias, cujos restos podem ser 
identificados em lâminas delgadas. É a matéria orgânica mais adequada para a 
geração de óleo e gás. Possui elevado teor de hidrogênio e baixo teor de oxigênio. 
Na matéria orgânica herbácea, distinguem-se cutículas vegetais, polens, 
esporos, etc. Este material, proveniente de vegetais superiores, também dá origem a 
óleo e gás, porém óleos com abundância de parafinas pesadas. Contém menor teor 
de hidrogênio e maior teor de oxigênio que a matéria amorfa. 
Na matéria orgânica lenhosa, são identificadas, em lâminas delgadas, 
partículas com aspecto lenhoso, muitas vezes com vasos condutores de seiva bem 
Aimberê Carlos Chinappi Flores e Nadja Sanches Ficher 
16 
preservados. Este tipo de matéria gera somente gás, mas apenas sob condições 
severas de temperatura. Tem baixo teor de hidrogênio e alto teor de oxigênio. 
A conversão da matéria orgânica (querogênio) em petróleo é quase que 
diretamente proporcional ao seu conteúdo de hidrogênio. A melhor matéria orgânica 
contém mais de 10% de hidrogênio, sendo o teor mínimo, de acordo com Momper 
(1978), em torno de 7%. 
4.1.6 MATURAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA 
 
Quanto à maturação, as rochas potencialmente geradoras de petróleo podem 
ser classificadas como: 
• Rochas Imaturas - as condições termoquímicas foram inadequadas à 
geração de quantidades significativas de petróleo. As rochas imaturas 
podem gerar gás seco (metano, de origem bioquímica) e pequenas 
quantidades de óleo imaturo. Eventualmente, podem conter 
hidrocarbonetos migrados de horizontes mais profundos. 
• Rochas Maturas - as condições termoquímicas foram adequadas à 
geração de quantidades substanciais de petróleo. 
• Rochas Senis - a paleotemperatura máxima foi excessiva, tendo 
destruído o petróleo líquido eventualmente gerado. Somente acumulações 
de gás (principalmente metano) podem ser esperadas de rochas senis. 
4.2 ROCHAS-RESERVATÓRIO 
Dá-se o nome de rocha-reservatório a qualquer rocha porosa e permeável capaz de 
armazenar o petróleo expulso das rochas geradoras durante o processo de 
compactação. Pode ser ígnea, metamórfica ou sedimentar. 
A maior parte do petróleoaté hoje descoberto encontra-se em arenitos 
(Figuras 13 e 14) e calcários (Figura 15). Isto deve-se ao fato de que estas rochas 
porosas e permeáveis são as mais comuns nas bacias sedimentares. 
Para que uma rocha seja classificada como boa rocha-reservatório, é 
necessário que possua porosidade e permeabilidade adequadas. 
Introdução à Geologia do Petróleo 
17 
 
 
Figura 13 – Testemunho de uma rocha-reservatório 
(arenito portador de petróleo), Bacia do Recôncavo. 
 
Figura 14 – Arenito observado ao microscópio. Fonte: 
Adans, 1984. 
 
O Campo de Ghawar, na Arábia Saudita, que é o maior campo petrolífero do 
mundo, produz de calcários. O Campo de Burgan, no Kuwait, o segundo em 
reservas de óleo, produz de arenitos do Cretáceo. 
 
 
Figura 15 - Calcarenito observado ao 
microscópio. Fonte: Adans, 1984. 
 
 
 
4.2.1 POROSIDADE 
Aimberê Carlos Chinappi Flores e Nadja Sanches Ficher 
18 
É a percentagem de vazios (espaços porosos) das rochas (Figura 16). 
Quando todos os poros são levados em consideração, tem-se a porosidade 
absoluta. 
Se apenas os poros conectados entre si são considerados, tem-se a 
porosidade efetiva. Todas as rochas-reservatório têm uma certa proporção de poros 
não conectados. 
POROSIDADE (Ø) = (Volume de poros / Volume da Amostra) x 
100 
A porosidade dos reservatórios varia tanto vertical como horizontalmente. 
A maioria dos reservatórios apresenta porosidade entre 10 e 20%. Uma rocha 
menos porosa pode ser explorada, desde que sua espessura seja grande. 
A porosidade deve ter continuidade lateral, para que o volume de óleo 
armazenado seja comercialmente explotável. Alguns arenitos apresentam boa 
porosidade em caráter regional, outros têm porosidade extremamente variada. 
 
Figura 16 - Distribuição dos fluidos nos poros de uma rocha-reservatório. Do volume 
total do óleo existente somente um pequeno percentual é recuperável, neste caso 30%. 
Fonte: Alves et al., 1986. 
 
 
A classificação das rochas-reservatório quanto à porosidade, pode ser visualizada na 
tabela 4: 
Introdução à Geologia do Petróleo 
 
Tabela 4 – Classificação das rochas reservatório quanto à porosidade. 
Porosidade (%) 
Fechada 0 - 9 
Regular 9 - 15 
Boa 15 - 20 
Excelente 20 - 25 
Denomina-se porosidade primária aquela controlada pelo ambiente de 
sedimentação. Ou seja, o material detrítico ou orgânico pode acumular-se de tal 
forma que espaços vazios (poros) são deixados entre os grãos de areia ou 
fragmentos de conchas, por exemplo. 
A porosidade primária é a porosidade mais importante em arenitos. Por outro 
lado, a porosidade secundária desenvolve-se como resultado de algum processo 
geológico após a rocha-reservatório ter sido litificada (consolidada). A porosidade 
secundária desempenha importante papel em calcários. O tamanho dos poros varia 
desde milimétricos até cavernas, no caso de porosidade secundária desenvolvida 
pela dissolução da rocha carbonática original. 
Compactação, cimentação e recristalização são processos geológicos que 
diminuem ou até mesmo destroem a porosidade das rochas-reservatório. 
Grãos soltos de areia transformam-se em arenitos através da compactação e 
cimentação. Caso a cimentação seja completa, toda a porosidade é destruída. Na 
maioria dos casos, entretanto, a porosidade deixada é suficiente para acumular 
volumes consideráveis de água, óleo ou gás. 
A porosidade pode ser estimada visualmente ou com o auxílio de lupas ou 
microscópios. Valores quantitativos são obtidos através de perfis ou através de 
ensaios petrofísicos em testemunhos. 
A disposição (Figura 17), a classificação, o arredondamento dos grãos e a 
proporção de cimento e matriz são os principais fatores que afetam a porosidade. 
 
 
19 
 
Aimberê Carlos Chinappi Flores e Nadja Sanches Ficher 
20 
 
 
 
Figura 17 - A disposição dos grãos afeta sensivelmente a porosidade. 
 
As rochas-reservatório são estudadas em laboratórios de petrofísica, 
principalmente através de testemunho. São obtidos dados quantitativos não só da 
porosidade e da permeabilidade, mas também da saturação dos fluidos presentes. 
4.2.2 PERMEABILIDADE 
É a medida da capacidade de uma rocha de permitir fluxo de fluidos. É 
normalmente expressa em Darcy (D). Como esta unidade é muito grande, na prática 
utiliza-se o milidarcy (mD). Diz-se que uma rocha tem permeabilidade (k) de 1 Darcy 
quando transmite um fluido de 1 cp (centipoise) de viscosidade através de uma 
seção de 1 cm2, à razão de 1 cm3 por segundo, sob um gradiente de pressão de 
uma atmosfera. 
A permeabilidade é determinada em aparelhos denominados 
permeabilímetros. 
A classificação das rochas-reservatório quanto à permeabilidade pode ser 
visualizada na tabela 5: 
Tabela 5 – Classificação das rochas reservatório quanto à permeabilidade. 
Permeabilidade (mD) 
Baixa Menor que 1 
Regular 1 – 10 
Boa 10 – 100 
Muito boa 100 – 1000 
Excelente Maior que 1000 
Normalmente, a permeabilidade encontrada nos reservatórios varia entre 5 e 
1000 mD. Verifica-se, na figura 18, que rochas com a mesma porosidade podem ter 
permeabilidades bastante diferentes. 
Uma rocha pode ser muito porosa, porém não permeável, como é o caso dos 
folhelhos. 
O fraturamento da rocha pode aumentar consideravelmente sua 
permeabilidade. 
 
Introdução à Geologia do Petróleo 
21 
 
 
 
 
 
Figura 18 – Foto de rochas-reservatório ao microscópio mostrando uma grande variação da permeabilidade 
para porosidades semelhantes. Fonte: Schlumberger/CMR. 
 
A maioria dos campos petrolíferos brasileiros produz de arenitos: campos de 
Miranga, Água Grande, Araçás e Buracica na Bacia do Recôncavo; Roncador, 
Marlim, Albacora e Vermelho na Bacia de Campos e Canto do Amaro, Estreito, 
Fazenda Belém na Bacia Potiguar. 
Rochas com baixa ou nenhuma permeabilidade original podem, através de 
fraturamento hidráulico, tornar-se boas produtoras de petróleo. Nos Estados Unidos 
(Kentucky), existe um campo com 3.800 poços produtores em folhelhos fraturados. 
No Campo de Candeias, no Recôncavo Baiano, também há produção em folhelhos 
fraturados, estando neste campo o poço com maior produção acumulada de petróleo 
da Bahia. Na Califórnia (EUA), existe um campo que produz em sílex fraturado. No 
México, Irã e Iraque também existem campos produtores em calcários fraturados. 
Rochas do embasamento cristalino, em diversas partes do mundo, também 
funcionam como rochas-reservatório quando fraturadas. Podemos citar os campos 
de Rice Country (Texas) e Carmópolis (Sergipe). 
4.3 ROCHAS CAPEADORAS 
A rocha-reservatório é um recipiente onde o petróleo se acumula. Um 
reservatório qualquer só pode conter fluidos se suas paredes forem relativamente 
impermeáveis. 
Aimberê Carlos Chinappi Flores e Nadja Sanches Ficher 
22 
No caso dos reservatórios geológicos, as paredes do recipiente são as rochas 
ditas capeadoras (Figura 19). 
 
Figura 19 - Seção esquemática de uma acumulação de petróleo, 
numa trapa estrutural. 
Uma boa rocha capeadora deve ser mais ou menos plástica, pois as rochas 
mais rígidas são mais fraturáveis, deixando escapar o petróleo. Os calcários, quando 
puros, são muito quebradiços e, portanto, inadequados como rochas capeadoras. 
Quando impuros, entretanto, podem ter esta função (Figura 20). No Campo de 
Burgan, no Kuwait, as rochas capeadoras são calcários impuros e folhelhos. 
Camadas de anidrita (Figura 21) são excelentes capeadores. A anidrita é 
impermeável e plástica. Como exemplo, cita-se o Campo de Kirkuk, no Iraque. 
Nenhum material é completamente impermeável. O capeamento, 
freqüentemente, é imperfeito, o que acarreta a presença de exsudações na 
superfície. 
 
 
Introdução à Geologia do Petróleo 
 
Figura 20 – Dolomito. Fonte: Adans, 1984. 
 
Figura 21 – Cristais de gipsita e anidrita de fina 
granulação. Fonte: Adans, 1984. 
 
Alguns arenitos (Figura 24) e siltitos têm permeabilidade tão baixa que podem 
funcionar como rochas capeadoras. Entretanto, fraturam-secom facilidade devido aos 
movimentos da crosta terrestre. Conglomerados também são excelentes rochas capeadoras 
(Figura 25). 
 
 
Figura 22 – Testemunho de arenito com camadas 
impermeáveis, Bacia do Recôncavo. 
 
Figura 23 – Conglomerado. Fonte: Adans, 1984. 
 
 
Existe um grande número de diápiros de sal no mundo, sendo que no Golfo 
do México ocorrem notáveis campos produtores de petróleo a eles associados 
(Figura 24). 
23 
Aimberê Carlos Chinappi Flores e Nadja Sanches Ficher 
24 
Diápiros são corpos cilíndricos de sal, circulares ou elípticos em planta, com 
diâmetro variando entre 800 a 6.500 metros. 
Os mais rasos estão invariavelmente cobertos por uma cap rock. A cap rock é 
um corpo discóide, com espessura variando entre 100 e 300 metros. 
Cerca de 28 minerais e variedades foram descritos nas cap rocks dos diápiros 
do Golfo do México, porém os mais importantes são a anidrita, a gipsita, a calcita e o 
enxofre. 
Os diápiros dão origem a uma grande variedade de trapas: 
• nas cap rocks; 
• em rochas sedimentares nos flancos da intrusão; 
• nas rochas arqueadas acima da intrusão. 
 
Figura 24 - Domos de sal perfurantes evidenciados por levantamento sísmico em área offshore, 
Galveston, Texas. Fonte: TGS/GECO. 
No Brasil, já foram encontrados domos de sal em diversas bacias: Campos, 
Espírito Santo, Camamu, Sergipe-Alagoas, etc. 
Na figura 25 temos um resumo das relações entre o tipo de rocha e sua 
função numa acumulação de petróleo. 
 
 
 
 
 
 
FOLHELHOS GERADORES E SELANTES * 
ARENITOS RESERVATÓRIOS 
CALCÁRIOS 
GERADORES E SELANTES * 
RESERVATÓRIOS 
Introdução à Geologia do Petróleo 
25 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 25 - Relação rochas x função em uma acumulação de petróleo. Fonte: Alves et al., 1986. 
 
 
4.4 TRAPAS 
 
São situações estruturais ou estratigráficas que propiciam condições para a 
existência de acumulações petrolíferas. 
De um modo geral, as trapas podem ser classificadas, segundo Levorsen 
(1958), em três tipos principais: estruturais, estratigráficas e combinadas. 
4.4.1 TRAPAS ESTRUTURAIS 
 
São trapas formadas por alguma deformação local, como resultado de 
falhamentos e de dobramentos (Figura 25), sendo as mais evidentes nos 
mapeamentos geológicos de superfície e as mais rapidamente localizadas em 
subsuperfície. Pode-se identificar uma trapa estrutural por geologia de superfície, 
perfurações estruturais, geologia de subsuperfície, por métodos geofísicos ou por 
combinação destes métodos. 
A estrutura geralmente estende-se verticalmente por uma espessura 
considerável, acarretando trapas em todos os reservatórios por ela afetados. 
Um bom exemplo é o Campo de Santa Fé Springs, na Califórnia. Trata-se de 
um domo estrutural contendo vinte e um reservatórios com óleo. 
 
Aimberê Carlos Chinappi Flores e Nadja Sanches Ficher 
26 
 
Figura 25 - Tipos mais comuns de trapas estruturais. Alves et al., 1986. 
 
 
4.4.2 TRAPAS ESTRATIGRÁFICAS 
 
São as trapas formadas por alguma variação na estratigrafia, na litologia ou 
em ambas (Figura 26). Podem ser primárias ou secundárias. 
 
Introdução à Geologia do Petróleo 
27 
Figura 26 - Trapas estratigráficas e trapas associadas a discordâncias paleogeomórficas. Fonte: Modificado de 
Alves et al., 1986. 
4.4.2.1 Trapas Estratigráficas Primárias 
 
São produtos diretos do ambiente de sedimentação. São também 
denominadas trapas deposicionais ou trapas diagenéticas. 
Como exemplos, podemos citar as lentes de arenito em seções espessas de 
folhelhos (Figura 27), zonas porosas em carbonatos, etc. Barras de areia e 
preenchimentos de antigos canais ou rios por areia também dão origem a trapas 
estratigráficas. Campos petrolíferos são comuns nestes ambientes. 
 
 
Figura 27 - Trapas estratigráficas primárias. Fonte: Ferreira, 1989. 
 
Zonas porosas locais em carbonatos dão origem a excelentes trapas deste 
tipo. Os recifes geralmente são ótimos reservatórios de petróleo. Como exemplo 
podemos citar o poço Potrero del Llano, no Distrito de Golden Lane, no México, que 
apresentou produção inicial de 100.000 barris/dia. 
4.4.2.2 Trapas Estratigráficas Secundárias 
 
São as que desenvolveram-se após a deposição e diagênese da rocha reservatório 
(Figura 28). Estas trapas estão freqüentemente associadas a discordâncias. 
 
Aimberê Carlos Chinappi Flores e Nadja Sanches Ficher 
28 
 
Figura 28 - Trapas estratigráficas secundárias. Fonte: Ferreira, 1989. 
Diversos tipos de trapas podem ser formadas sobre ou sob planos de discordância 
(Figura 29). 
 
 
Figura 32 – Trapas paleogeomórficas (trapas estratigráficas secundárias associadas a 
discordâncias). Fonte: Alves et al., 1986. 
 
Às vezes é difícil identificar discordância a partir de dados obtidos em poços. 
Os perfis elétricos, radiativos e de mergulho (dipmeter), juntamente com as 
descrições litológicas e as seções sísmicas, permitem seu mapeamento com alguma 
precisão. 
4.4.3 TRAPAS COMBINADAS 
São as trapas formadas pela combinação de fatores estruturais e 
estratigráficos em proporção aproximadamente igual. 
Trapas combinadas típicas são formadas quando uma falha corta um arenito 
próximo à sua mudança de fácies para folhelho (Figura 30) ou quando este mesmo 
arenito é dobrado. 
Introdução à Geologia do Petróleo 
29 
 
Figura 30 - Trapa combinada. Fonte: Ferreira, 1989. 
O Campo de Poza Rica, no México, é um bom exemplo. Um anticlinal afeta os 
limites de permeabilidade do Calcário Tamabra (mudança de dolomita permeável 
para calcário denso e impermeável). 
Quase todos os grandes campos do mundo estão associados a anticlinais. 
Estas dobras da crosta terrestre podem ter várias origens: efeito de um relevo 
soterrado, diápiros de sal, esforços de compressão, etc. 
Os dois maiores campos de petróleo conhecidos, Ghawar (Arábia Saudita) e 
Burgan (Kuwait), produzem de anticlinais alongados. 
As mesmas forças que acarretam dobras na crosta terrestre podem dar 
origem a falhas. 
Os planos de falha, na maioria das vezes, constituem barreiras à migração, 
dando origem a trapas petrolíferas. Em alguns casos, podem funcionar como 
condutos, permitindo uma migração para reservatórios mais rasos ou mesmo para 
superfície originando exsudações. 
A maioria dos campos da Bacia do Recôncavo estão associados a falhas 
normais (Araçás, Água Grande e Dom João). 
 
 
 
Aimberê Carlos Chinappi Flores e Nadja Sanches Ficher 
30 
4.5 RELAÇÕES TEMPORAIS 
 
Uma acumulação comercial de petróleo só ocorre após uma seqüência 
predeterminada de eventos. Por exemplo, se uma trapa se formar após a migração 
do petróleo, ela será seca. Conseqüentemente, uma trapa formada muito tarde na 
história de uma bacia não é atrativa do ponto de vista exploratório. 
 
 
Figura 31 – Exemplo de uma seção geológica passando por uma acumulação de petróleo. 
 
 
 
Introdução à Geologia do Petróleo Introdução à Geologia do Petróleo 
31 
 
31 
Aimberê Carlos Chinappi Flores e Nadja Sanches Ficher 
5. MIGRAÇÃO DE PETRÓLEO 
A saída dos hidrocarbonetos a partir do querogênio e o seu transporte dentro 
e através dos capilares e poros estreitos de uma rocha geradora constitui o 
mecanismo denominado de migração primária. O movimento do petróleo, depois 
da sua expulsão da rocha geradora, através de fraturas, falhas, discordâncias e das 
rochas permeáveis, constitui a migração secundária (Figura 35). 
 
 
Figura 35 - Representação esquemática das migrações primária e secundária em 
estágios inicial e avançado de evolução de bacia. Fonte: Tissot & Welt, 1978. 
 
 
5.1 MIGRAÇÃO PRIMÁRIA 
 
Do ponto de vista teórico, a migração primária pode ocorrer através de 
gotículas de óleo ou bolhas de gás, soluções micelares ou coloidais ou, ainda, 
através de soluções moleculares. 
Considerações físico-químicas, geoquímicas e geológicas postulam ser 
altamente improvável que gotículas, bolhas, soluções micelares e coloidais 
constituam um meio efetivo de transporte durante a migraçãoprimária. 
32 
Introdução à Geologia do Petróleo 
O aspecto mais importante na migração primária é o movimento da fase 
hidrocarboneto, induzido por pressão. A geração de hidrocarbonetos, a partir da 
atuação da temperatura sobre o querogênio, aumenta continuamente o volume de 
querogênio, com a criação de centros de alta pressão dentro das rochas geradoras. 
Aumento de pressão, microfraturas, subseqüente liberação de pressão, 
expansão dos fluidos e, finalmente, transporte, são processos descontínuos que 
devem se repetir muitas vezes nas rochas geradoras, a fim de produzir a movimentação de 
uma quantidade significativa de óleo ou gás. O movimento da fase hidrocarboneto pode 
funcionar em todas as espécies de rochas geradoras, independentemente da litologia. 
5.2 MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA 
 
É controlada por quatro parâmetros: flutuação de óleo e gás na água que satura os 
poros das rocha, diferencial de pressão, diferencial de concentração e fluxo hidrodinâmico. 
Enquanto os fluidos aquosos nos poros das rochas em subsuperfície estiverem 
estacionários, a única força condutora para a migração secundária é a flutuação. 
Os glóbulos de óleo ou bolhas de gás sofrem distorções antes de serem espremidos 
através dos poros das rochas. A tensão interfacial entre o óleo ou gás e a água oferece uma 
forte resistência a essa distorção. A pressão capilar é a força que faz com que as gotas de 
petróleo e as bolhas de gás preencham os espaços porosos da rocha. Sempre que as pressões 
capilares são muito altas ou os poros das rochas são muito reduzidos, o óleo em migração é 
trapeado. O petróleo trapeado num reservatório representa um estágio de equilíbrio entre as 
forças condutoras que movimentam o petróleo e as pressões capilares que resistem a este 
movimento. 
O estágio final da formação de acumulações de petróleo é a concentração (segregação) 
nas porções mais elevadas disponíveis na trapa. A rocha capeadora ou barreira de 
permeabilidade é que paralisa a movimentação do petróleo, em virtude de um decréscimo 
geral no diâmetro dos poros, exercendo, por isso, pressões capilares maiores que as forças 
condutoras. Estima-se que as distâncias cobertas pela migração secundária sejam da ordem de 
10 a 100 quilômetros. 
33 
Aimberê Carlos Chinappi Flores e Nadja Sanches Ficher 
6. BIBLIOGRAFIA 
 
 
ADAMS, A. E.; MACKENZIE, W. S.; GUILFORD, C. 1984. Atlas of sedimentary 
rocks under the microscope. Great Britain, William Cloves Ltd. 
 
ALVES, A. C. et al. 1986. Geologia do Petróleo. Natal, Petrobras / UFRN. 
(Apostila) 
 
FERREIRA, J. C. 1989. Geologia do petróleo. Rio de Janeiro, Petrobras. (Apostila) 
 
PETROBRÁS. 1993. Annual Report 1993. Rio de Janeiro. 
 
PETROBRÁS. 2001. Banco de Imagens. Rio de Janeiro. 
 
SANTOS, A. S. 1984. Qualidade da matéria orgânica. In Geoquímica do Petróleo. 
Rio de Janeiro, Petrobras, pp. 85-92. 
 
SCHLUMBERGER [Folders técnicos de ferramentas de perfilagem da companhia]. 
Schlumberger, 1990-1999. 
 
STUMPF, V. J. 1983. Noções básicas de geologia do petróleo. Aracaju, Petrobras. 
(Apostila) 
 
 
34 
	ORIGEM DO PETRÓLEO
	TEORIA INORGÂNICA
	TEORIA ORGÂNICA
	COMPOSIÇÃO E PROPRIEDADES DO PETRÓLEO
	QUEROGÊNIO: COMPOSIÇÃO E CLASSIFICAÇÃO
	TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA
	REQUISITOS PARA ACUMULAÇÃO DE PETRÓLEO
	ROCHAS GERADORAS
	FATORES QUE CONTROLAM A PRODUÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA
	FATORES QUE CONTROLAM A PRESERVAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA
	ROCHAS GERADORAS DE PETRÓLEO
	QUANTIDADE DE MATÉRIA ORGÂNICA
	QUALIDADE DA MATÉRIA ORGÂNICA
	MATURAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA
	ROCHAS-RESERVATÓRIO
	POROSIDADE
	PERMEABILIDADE
	ROCHAS CAPEADORAS
	TRAPAS
	TRAPAS ESTRUTURAIS
	TRAPAS ESTRATIGRÁFICAS
	Trapas Estratigráficas Primárias
	Trapas Estratigráficas Secundárias
	TRAPAS COMBINADAS
	RELAÇÕES TEMPORAIS
	MIGRAÇÃO DE PETRÓLEO
	MIGRAÇÃO PRIMÁRIA
	MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA
	BIBLIOGRAFIA