Trabalho de Sedimentologia (2)

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Universidade Federal de Goiás - Regional Catalão 
 Unidade Acadêmica Especial de Engenharia
 Curso: Engenharia de Minas
Universidade Federal de Goiás
Unidade Acadêmica Especial de Engenharia
Arthur Bergamini
Gabriel Lima Matiazo
Leandro Oliveira Lopes
Luís Eduardo Macedo Moreira
Bacia Sergipe-Alagoas
Catalão, Goiás
Novembro 2019
Arthur Bergamini
Gabriel Lima Matiazo
Leandro Oliveira Lopes
Luís Eduardo Macedo Moreira
Apresentação de Relatório Técnico Cientifico
Relatório técnico apresentado como requisito parcial para obtenção de aprovação na disciplina de Sedimentologia, no Curso de Engenharia de Minas, na Universidade Federal de Goiás – Regional Catalão.
 						 Prof. Msc. Florenca das Gracas Moura
Catalão, Goiás
 Novembro 2019
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO .............................................................................................................
2. EVOLUÇÃO TECTÔNICA ..........................................................................................
3. ESTRATIGRAFIA E SEDIMENTAÇÃO......................................................................
4. SISTEMAS PETROLÍFEROS.........................................................................................
5. CONCLUSÃO......................... .......................................................................................
6. REFÊRENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................
1. INTRODUÇÃO
A Bacia Sergipe–Alagoas situa-se na margem continental do nordeste brasileiro, cobrindo cerca de 35.000 km2, dos quais dois terços estão em sua porção marítima. De todas as bacias da margem continental brasileira, esta é a que registra a sucessão estratigráfica mais completa, incluindo remanescentes de uma sedimentação paleozoica, um pacote jurássico a eocretácico pré-rifte amplamente desenvolvido e as clássicas sequências meso-cenozóicas sinrifte e pós-rifte. Os primeiros trabalhos exploratórios na bacia datam da década de 40. Hoje, os domínios de terra e de águas rasas da Bacia Sergipe–Alagoas constituem província petrolífera em avançado estágio exploratório. A reserva atual da bacia inclui 40 milhões de m3 de óleo e 11,5 bilhões de m3 de gás (ANP, 2001).
Além disso essa bacia é produtora de óleo e gás em diversos tipos de
plays exploratórios, com vários sistemas petrolíferos conhecidos. 
Figura 1 – Localização da bacia Sergipe-Alagoas
2. EVOLUÇÃO TECTÔNICA
A evolução tectônica da bacia Sergipe-Alagoas tem início quando a América do Sul começa a se separar da África. Todos os esforços envolvidos desde a fragmentação do Pangeia precisam ser analisados para entender a evolução da margem do nordeste brasileiro.
O mega continente Pangeia foi formado por colisão de continentes no fim do paleozoico e por um determinado tempo o movimento dessas placas ficou estagnado mas depois quando a terra volta a ter convecção térmica do manto essas placas começam a se separar e a velocidade de separação desses novos continentes era inversamente a duração da sua união anterior. Como os continentes América do Sul e África se encontravam unidos praticamente todo o paleozoico eles demoraram mais tempo para se separar. A Fig. 2 demostra o início do fraturamento desses continentes com fraturas de direção N-NE e W-NW.
Vários processos acontecem em todo o litoral brasileiro, mas especificamente na parte que envolve a bacia de Sergipe-Alagoas o que acontece são falhas com orientação N-S e NE-SW. Essa evolução começou principalmente nos depósitos de pré-rifte que aconteceram diversas falhas em diversas direções. Figura 2 – Desintegração do Pangea com fraturas de direção N-NE e W-NW.
Na Fig. 3 conseguimos visualizar onde os esforços aconteciam no começo do rifiteamento. Figura 3 – Todos os esforços no começo do rifitamento da Bacia.
Muitos trabalhos foram realizados sobre a evolução dessa bacia como Lana (1985), Chagas et al (1993), Hamsi Jr. (1998), Falkenhein et al (1985) entre outros, mas o que todos tem em comum são os falhamentos citados anteriormente.
O modelo proposto por Falkenhein et al (1985) é bem interessante pois ele evidencia três estágios para o rifteamento sendo o primeiro caracterizado por distensão E-W gerando as falhas normais N-S. Já o segundo estágio é representado por cisalhamento transpressional gerando falhas N-S como transcorrentes sinistrais, falhas dextrais de direção WNW E dobramentos E-W. E no ultimo estagio ocorreu uma distensão crustal NW-SE gerando a linha de charneira Alagoas. A Fig 4 mostra o modelo proposto por Falkenhein et al (1985).Figura 4 – Modelo proposto por Falkenhein.
As falhas de direção N-S, no modelo de Lana e Milani (1986) seriam originadas por transtensão sinistral, associas as falhas transcorrentes de direção N30E e N30W no início da implantação do rifte na bacia. Já as falhas normais de direção NE-SW para ela constituem uma segunda fase de deformação com geração simultânea de falhas de transferência de direção NW-SE
Em sua tese de doutorado Claudio Borba (2009) trouxe uma tabela comparativa mostrando as direções de falhamento e a interpretação de alguns atores. Tabela 1 quadro comparativo de Borba.Tabela 1 – Quadro comparativo de alguns modelos propostos para evolução tectônica da bacia Sergipe-Alagoas.
3. ESTRATIGRAFIA E SEDIMENTAÇÃO
A Bacia de Sergipe-Alagoas possui um arcabouço estrutural na forma um Rifte assimétrico com 350 km de comprimento na direção NE-SW. É a bacia que apresenta a mais completa sucessão estratigráfica, sendo reconhecidas cinco super sequências: Supersequência Paleozoica, Pré-Rifte, Rifte, Pós-Rifte e Drifte (Figuras 5).
A Sub-Bacia de Sergipe é formada pelas rochas metamórficas proterozóicas de baixo grau dos grupos Miaba e Vaza-Barris, há também a ocorrência de metassedimentos de idade cambriana que foram depositadas por sistemas alúvio-fluviais, de marés e deltaicos. Já a Sub-bacia de Alagoas é constituída por rochas graníticas, proterozóicas, do maciço Pernambuco-Alagoas. A respeito do preenchimento sedimentar da Bacia de Sergipe-Alagoas, ela é constituída de vinte e três sequências deposicionais. 
3.1 - Supersequência Paleozoica
É representada pelos sedimentos permo-carboníferos das formações Batinga e Aracaré em uma sinéclise intracratônica.
3.2 - Supersequência Pré-Rifte
Sua constituição é dada por arenitos da Formação Candeeiro e folhelhos vermelhos lacustres da Formação Bananeiras, sua idade é neojurássica, e arenitos barrremianos da Formação Serraria.
3.3 - Supersequência Rifte
Compreende sedimentos depositados desde o berriasiano ao neaptiano, composta em sua base por folhelhos e arenitos lacustres da Formação Feliz Deserto. É a discordância Pré-Aratu que separa esses dos folhelhos da Formação Barra de Itaúba. O pacote sedimentar transita lateralmente para arenitos da Formação Penedo e conglomerados, na sub-bacia de Alagoas fica denominado como Formação Rio Pitanga e na sub-bacia de Sergipe a denominação é formação Poção. Sobre esse pacote há os bancos carbonáticos do Membro Morro do Chaves e clásticos terrígenos flúvio-deltaicos da Formação Coqueiro Seco. No topo da Supersequência encontra-se arenitos e folhelhos da Formação Maceió.
3.4 - Supersequência Pós-Rifte 
Trata-se da primeira incursão marinha de grande porte da bacia, onde há a deposição dos sedimentos neoaptianos-eoalbianos da Formação Muribeca. Apresenta uma constituição dada por siliciclásticos grossos do Membro Carmópolis, evaporitos, folhelhos e carbonatos do Membro Ibura e calcilutitos e folhelhos do Membro Oiteirinhos.
3.5 - Supersequência Drifte
Compreende dois intervalos, sendo um basal transgressivo e outro superior regressivo. O primeiro intervalo compreendido com idade albo-santoniana, é formado por sedimentação maioritariamente carbonática das formações Riachuelo e Cotinguiba. O segundo intervalo, apresenta um sistema deposicional, em sua maioria, clástico, que é constituído por arenitos da Formação Marituba, carbonatos da FormaçãoMosqueiro e folhelhos com arenitos turbidíticos da Formação Calumbi, que se desenvolve até os dias atuais.Figura 5 - Diagrama estratigráfico da Bacia de Sergipe-Alagoas.
4. SISTEMAS PETROLIFEROS
Atualmente a bacia conta com 39 campos de petróleo, sendo 36 na fase de produção e 3 na fase desenvolvimento (dados de novembro de 2017). Desses 39 campos, 26 estão localizados na Sub-bacia de Sergipe e 13 na Sub-bacia de Alagoas, sendo 8 campos em mar e 31 campos em terra. A Bacia de Sergipe-Alagoas é produtora de óleo e gás em diversos tipos de plays exploratórios, com vários sistemas petrolíferos conhecidos. No entanto, a maior parte destes é ativa apenas para a parte terrestre da bacia. A maior parcela dos volumes de petróleo descobertos na Bacia de Sergipe–Alagoas, tais como a acumulação gigante de Carmópolis e outras a ela adjacentes, posicionadas sobre o Alto de Aracaju, relaciona-se ao Sistema Petrolífero Muribeca. Os principais reservatórios, em termos de volume acumulado já descoberto, são os conglomerados da Formação Muribeca, Membro Carmópolis e o embasamento cristalino fraturado. Alguns campos relacionados a esse sistema petrolífero, além de Carmópolis, são os de Camorim, Siririzinho, Riachuelo, Guaricema, Caioba, Dourado e Tabuleiro dos Martins.
4.1 Geração de Petróleo
Nas águas profundas da bacia, são rochas geradoras os folhelhos albiano-cenomanianos da Formação Riachuelo e os folhelhos cenomanianoturonianos da Formação Cotinguiba, ambos depositados já na fase de rifte da bacia. A deposição da Formação Cotinguiba coincide com o período de máxima transgressão marinha e um evento anóxico de caráter mundial, sendo, portanto, considerada a mais propensa para a geração de hidrocarbonetos. Além disso, as rochas das formações Cotinguiba e Riachuelo apresentam, em águas profundas, espessura e soterramento adequados para geração de hidrocarbonetos.Figura 6 – Mapa da bacia de Sergipe-Alagoas e localização dos campos já descobertos.
4.2 Rota de migração
Os condutos de migração vertical são falhas normais e lístricas, enquanto que a migração lateral se dá por carrier beds e por superfícies discordantes, como a discordância pré-Calumbi.
4.3 Rocha geradora
As principais rochas geradoras encontradas nos campos da Bacia Sergipe-Alagoas são folhelhos pretos de idade aptiana da Formação Muribeca, Membro Ibura trata-se de rochas com um conteúdo de carbono orgânico, Barra de Itiuba–Coqueiro Seco tem como geradores os folhelhos depositados em lagos sintectônicos da fase rifte, de idade neocomiana a barremiana,
4.4 Rochas Reservatórias
Para as águas profundas, são considerados como rocha reservatório os arenitos turbidíticos neocretácicos da Formação Calumbi, a exemplo do campo de Piranema, produtor em águas profundas em arenitos turbidíticos campanianomaastrichtianos.
4.5 Rochas Selantes
Reservatórios arenosos deltaicos ocorrem nas formações Barra de Itiuba e Coqueiro Seco, selados por folhelhos dessas mesmas unidades; Formação Muribeca, Membro Carmópolis e o embasamento cristalino fraturado, trapeados em sistema de blocos falhados e selados por evaporitos e folhelhos aptianos; O selo para os reservatórios de arenitos turbidíticos da Formação Calumbi, é dado pelos próprios folhelhos da Formação Calumbi.
4.6 Trapas
A natureza das trapas atuantes neste sistema petrolífero é geralmente estratigráfica, com corpos de arenitos isolados em uma seção de pelitos, ou truncados por alguma superfície de discordâncias internas da Formação Calumbi, podendo também ser de natureza estrutural ou mista (corpos de arenitos truncados contra falhas).
4.7 Sincronismo
O sincronismo é o fenômeno que faz com que todos os fatores presentes na formação de um sistema petrolífero ocorra em uma escala de tempo geológico adequada, ou seja, não basta a ocorrência das condições de geração de hidrocarbonetos, de rotas de migração, de rochas reservatório ou de trapeamento, sem que elas ocorram de forma favorável ao longo do tempo.
5. CONCLUSÃO
Conclui-se do presente trabalho que, devido a Bacia de Sergipe-Alagoas ser a que apresenta a sucessão estratigráfica mais completa, há um grande número de informações que acabam por corroborar na quantificação e qualificação de depósitos de petróleo e gás natural. Expondo assim um alto potencial exploratório on shore e off shore, dando ênfase a exploração on shore. 
Porém, é sabido que a exploração off shore apresenta altíssimos riscos, tanto à equipe que irá realizar a exploração e principalmente ao meio ambiente e toda biodiversidade marinha, portanto, é válido que se faça investimento e pesquisa em tecnologias e métodos de exploração, a fim de mitigar possíveis catástrofes ambientais e eventuais perdas humanas.
6. REFÊRENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
SZATMARI, PETER et al. Evolução tectônica da margem equatorial brasileira. Revista brasileira de Geociências, v. 17, n. 2, p. 180-188, 2018.
LANA, M. da C.; MILANI, E. J. A microplaca do Nordeste brasileiro-um elemento dinâmico no rifteamento cretácico inferior. SBG, XXXIV Congr. Bras. Geol., Goiânia, GO, Anais, v. 3, p. 1131-1144, 1986.
MOHRIAK, Webster Ueipass. Bacias sedimentares da margem continental Brasileira. Geologia, tectônica e recursos minerais do Brasil, v. 2003, p. 87-165, 2003.
Bolívar da Silva Haeser. Rodadas de licitações de petróleo e gás natural, 2017. Disponível em: <http://rodadas.anp.gov.br/arquivos/Round15/Mapas/Sumario_Geologico_R15_SEAL.pdf>. Acesso em:28 de out. de 2019.
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