Baixe o app para aproveitar ainda mais
Prévia do material em texto
Laury Medeiros de Araújo EXP/PE/PE (PETROBRAS) SISTEMAS PETROLÍFEROS Geração de óleo & gás SISTEMAS PETROLÍFEROS Fundamentos Sistema Petrolífero: Máquina geológica de petróleo SP: MÁQUINA GEOLÓGICA DE PETRÓLEO: tem como função e produto final transformar a matéria orgânica da rocha geradora em acumulação de petróleo (Meissner et al., 1984). Rocha reservatório Rocha selante Trapa Rocha geradora acumulação Rocha geradora: qualidade depende do COT e do tipo de querogênio. Termo aplicado tanto para rocha matura quanto imatura (Tissot & Welte, 1978, p. 429) Magoon & Dow, 1994, in Magoon & Dow: Memoir 60 da AAPG Elementos Geológicos Essenciais Rocha geradora Soterramento Rocha selante Rocha reservatório Processos Geológicos Formação de trapas Geração Expulsão/ Migração Acumulação Sistema Petrolífero: formalização Magoon & Dow (1994): Sistema natural que contém uma cozinha geradora ativa e as acumulações de petróleo associadas, incluindo os elementos e processos geológicos que são essenciais para que uma acumulação exista. Como se forma um Sistema Petrolífero? Pela deposição de uma rocha geradora em uma bacia sedimentar Pelo soterramento da rocha geradora e aquecimento acima de 1000C Al-Hajeri et alii, 2009 Pela expulsão do petróleo da rocha geradora Pela migração do petróleo até as rocha reservatório Pela retenção do petróleo nas rocha reservatório pelo selo Pela preservação do petróleo nas rocha reservatório no tempo geológico Principal Elemento Geológico Essencial necessário para que exista um SP ROCHA GERADORA: CORAÇÃO da máquina do sistema petrolífero Reservatório /Trapa Reservatório /Trapa Tempo (Ma) Tempo (Ma) Dinâmica de ativação dos processos geológicos dos Sistemas Petrolíferos Deposição da M.O. Deposição do reservatório Deposição do selo Processo de migração Criação da acomodação Deposição dos sedimentos Soterramento da geradora Migração Migração Geradora Geradora Reservatório/ trapa Selo Geradora Reservatório/ trapa Geradora Geradora Geradora Selo Reservatório/ trapa Reservatório/ trapa Selo Processo de preservação Dias, 2010 Te m p e ra tu ra (0 C ) Processos dos Sistemas Petrolíferos Rocha reservatório Rocha geradora Rocha selate Metagênese Diagênese Catagênese MOA + palinomorfos + fitoclastos ácidos húmicos + fúlvicos + humina protoquerogênio QUEROGÊNIO Geração de óleo + gás Migração primária Expulsão Geração de gás tardio Migração primária Expulsão Coque Migração secundária de gases tardios Acumulação de gases tardios Acumulação petróleo Migração secundária de petróleo liquído + gás Selo perfeito: evaporito < selo > selo > Selo: HC gasoso Selo Óleo Gás Selo Gás FOLHELHOS + MARGAS + CALCILUTITOS COT + S2 + espessura SISTEMAS PETROLÍFEROS: Rocha geradora: visão macroscópica Araújo, 2001 Fm. Irati – 278 Ma Araújo, C.V., 2015 Lamalginita na matriz carbonática SISTEMAS PETROLÍFEROS: Rocha geradora: visão microscópica Araújo & Castellani, no prelo Autóctone algas, bactérias e zoomorfos 1-100 µm Alóctone matéria orgânica terrestre (fitoclastos e esporomorfos) SISTEMAS PETROLÍFEROS: R. geradora: origem da matéria orgânica Produtividade primária > 5 x background (50 g C/m2/ano) O2 na coluna d’água 0-2 ml O2/L H2O Taxa de sedimentação 30-200 m/Ma Potencial gerador > 2 kg HC/t. rocha Espessura geradora > 10 m Araújo, 2017 SISTEMAS PETROLÍFEROS: Rocha geradora : fatores críticos Araújo & Castellani, no prelo MOA MOT Precursores end-members Lignina: precursor das estruturas aromáticas Algas e bactérias: precursor das estruturas alifáticas SISTEMAS PETROLÍFEROS: R.G.: Precursores do petróleo na diagênese orgânica Precursores orgânicos do petróleo e processos na diagênese orgânica Araújo & Castellani, no prelo(modif. Tissot & Welte, 1984) Na alga Botryococcus Braunii (lacustre) a produção biossintética de HC ~76% de sua massa seca (Maxwell et al., 1968) Os esteróis (esteranos) derivam da membrana celular das algas (fitoplânctons) – (Hunt, 1996). Os triterpanoides (hopanos) derivam da membrana dos organismos procarióticos (bactérias) - Hunt, 1996). SP: R.G: Estrutura dos querogênios tipos I, II e III no início da diagênese Modelos químicos das estruturas dos querogênios tipos I, II e III no início da diagênese (Behar & Vandenbroucke, 1987) Araújo & Castellani, no prelo Tipo I H/C=1,64 0/C=0,06 Peso Molecular= 21187 Tipo II H/C=1,34 0/C=0,196 Peso Molecular= 25817 Tipo III H/C=1,06 0/C=0,281 Peso Molecular= 26176 Cadeias alifáticos longas derivadas de algas e bactérias. Baixa conteúdo de aromáticos baixo conteúdo de MOT (lignina). Cadeias alifáticos médias. Médio conteúdo de aromáticos Cadeias alifáticos menores. Alto conteúdo de aromáticos alto conteúdo de MOT (lignina) Quimicamente o querogênio é constituído por uma macromolécula formada por núcleo cíclico condensado ligado por cadeias heteroatômicas ou alifáticas (Tissot & Welte, 1978). Araújo & Castellani, no prelo SISTEMAS PETROLÍFEROS: Rocha geradora: TIPO QUEROGÊNIO Taxa de transformação do querogênio em petróleo depende do tipo de querogênio, sendo controlado pela reatividade cinética durante o craqueamento térmico. Araújo & Castellani, no prelo SISTEMAS PETROLÍFEROS: R.G.: tipo de querogênio versus reatividade Controle da temperatura na cinética de formação do petróleo (a) No Graben do Reno, por exemplo, onde a rocha geradora do Oligoceno foi submetida a uma notável variação lateral do gradiente geotérmico (420C/km a 770C/km), a maturação monitorada pela reflectância da vitrinita apresenta larga variação quando se compara a evolução térmica em uma mesma profundidade (Huc, 2013). Araújo & Castellani, no prelo Huc, 2013 Em relação à termodinâmica, a geração do petróleo, é uma reação de decomposição de macromoléculas do querogênio para moléculas leves de compostos líquidos e gasosos, descrita por modelos cinéticos, que explicitam a influência relativa do tempo e da temperatura no processo de maturação (Tissot & Espitalié, 1975 apud Ungerer, 1993). Para a mesma idade da rocha geradora, a profundidade da zona de formação do petróleo aumenta se o gradiente geotérmico decresce, formalizando o controle da temperatura na cinética de geração. SR do Oligoceno (Graben do Reno) Controle do tempo na cinética de formação do petróleo Araújo & Castellani, no prelo Huc, 2013 Em Bacias cujas geradoras foram submetidas ao mesmo regime térmico, a maturação relacionada a uma dada profundidade aumenta nas rochas geradoras mais antigas, do Plio-Pleistoceno para o Cretáceo, por exemplo, como monitorado em poços da Costa do Golfo, na porção emersa e submersa da Lusiana (Huc, 2013). Essas observações sugerem, convincentemente, que o processo de geração de óleo e gás é cineticamente controlado, sendo uma função do efeito do tempo e da temperatura no craqueamento das cadeias químicas do querogênio. (b) Profundidade vs %Ro ilustrando seis diferentes idades (do Cretáceo ao Pli-Pleistoceno) de poços coletados ao longo da Costa do Golfo da Lusiana e Mississipi (Down, 1977 apud Huc, 2013). Outras evidências do efeito da temperatura e do tempo são fornecidas pelas configurações experimentais que reproduzem o fenômeno natural de geração de petróleo, procedidas em tempos curtos e temperaturas altas em pirólise anidra, hidropirólise, pirólise em sistema aberto e fechado. As observações de campo e de laboratório demonstram que a temperatura age exponencialmente na cinética enquanto a influência do tempo na reação é linear. SISTEMAS PETROLÍFEROS: processos geológicos de modificação dos precursores do petróleo na diagênese, catagênese e metagênese orgânica O aumento da temperatura no tempo geológico produz transformações termoquímicas na matéria orgânica, querogênio eno petróleo. Composição do betume extraído da rocha geradora carbonática e do óleo no reservatório carbonático adjacente à geradora (Tissot & Pelet, 1971). Araújo & Castellani, no prelo(modif. Hunt, 1996). SISTEMAS PETROLÍFEROS: PROCESSOS GEOLÓGICOS DE GERAÇÃO Zonas de craqueamento térmico do querogênio em petróleo em função do soterramento: temperatura versus reflectância da vitrinita (Ro) e produtos gerados. GERAÇÃO SISTEMAS PETROLÍFEROS: Proporção relativa dos compostos do petróleo durante a diagênese, catagênese e metagênese orgânica (A) Principais produtos derivados da evolução térmica do querogênio, do betume biossintético da diagênese ao petróleo liquido e gasoso gerados na catagênese e metagênese. Os querogênios (I, II e III) contêm os valores indicativos. (B) da percentagem em peso dos querogênios que potencialmente geram compostos de petróleo e gás (Huc, 2013). Na conversão do craqueamento térmico total do querogênio, ocorre um rendimento, da ordem, de 85% de petróleo e de15% de gás, para querogênio tipo I e II. Araújo & Castellani, no preloAdap. Hunt, 1996 SP: GERAÇÃO:Fracionamento termoquímico do querogênio em petróleo líquido e gasoso Araújo & Castellani, no prelo Esquema baseado em Tissot & Espitalié, 1975; Tissot & Welte, 1978, 1984; Lewan, 1985, 1993, 1994; Bordenave et al., 1993; Behar et al., 1992, 1997, 2008, 2010; Ruble et al., 2001; Hill et al., 2003; Guo et al., 2009; Tian et al., 2010; Tang & Xia, 2011; Behar & Jarvie, 2013; Spigolon, 2014; Spigolon et al., 2015; Jia et al., 2014; Gai et al., 2015). SISTEMAS PETROLÍFEROS: PROCESSOS GEOLÓGICOS DE GERAÇÃO Fotomicrografia de lâmina delgada contendo redes de fraturas preenchidas com petróleo (fluorescente) na rocha geradora durante o processo de conversão do querogênio sólido em betume (NSO’s, HC saturados e aromáticos) Araújo & Castellani, no prelo GERAÇÃO SISTEMAS PETROLÍFEROS: Processo Geológico de migração primária e expulsão SR Betume Migração primária Expulsão Rocha carreadora O processo de migração primária finda quando pulsos de expulsão do petróleo ocorrem para fora da rocha geradora. Rotas de migração primária A formação de microfraturas ocorre quando a pressão de poros aproxima-se entre 80% a 90% da pressão litostática (Waple, 1994). SISTEMAS PETROLÍFEROS: PROCESSOS GEOLÓGICOS DE EXPULSÃO Esquema do processo de formação da fase contínua do petróleo pela coalescência dos filamentos, originando o processo de migração primária (na rocha geradora). O aumento da saturação de petróleo (Soc ~11%) promove o processo de expulsão do petróleo para as rochas carreadoras. Araújo & Castellani, no prelo EXPULSÃO: migração primária Experimento de percolação por invasão do petróleo na rocha carreadora (Vasseur et al., 2013) Araújo & Castellani, no prelo MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA SP: processos de migração secundária: percolação por invasão Quando glóbulos adicionais de óleo são agregados aumenta a altura h do óleo produzindo um desequilíbrio de força que favorece a flutuação [hg (ρa-ρo) > 2 (1/rt - 1/rp] movendo o glóbulo através da garganta do poro. Baseado em Hantschel & Kauerauf, 2009 e Hantschel, 2019 SISTEMAS PETROLÍFEROS: MIGRAÇÃO DO PETRÓLEO - FLUXO DARCY • ROCHA RESERVATÓRIO: velocidade mínima do petróleo (vp) estimada pela Lei de Darcy, considerando o potencial de pressão (up), a permeabilidade efetiva (k.Krp) e viscosidade dinâmica (p). vp = (k.krp / p) . up • w -p = 200 kg / m 3 • K.Krp = 1 mD = 10 -15 m2 • p = 10 -3 Pa s • g = 9,80665 m/s2 vp = 2 nm /s 60 m / 1000 anos vp = 60 km/Ma No reservatório o Fluxo é muito rápido no tempo geológico Condições de contorno ROCHA GERADORA RESERVATÓRIO CARREADOR • ROCHA CARREADORA: velocidade mínima do petróleo (vp) estimada pela Lei de Darcy • w -p = 200 kg / m 3 • K.Krp = 0,1 mD = 10 -16 m2 • p = 10 -3 Pa s • g = 9,80665 m/s2 vp = 0,6 nm /s 6 m / 1000 anos => 6.000 m/Ma vp = (k / p) . up • w -p = 300 kg/m 3 • K > 10-19 m2 (> 10-4 mD) • p = 3 x 10 -3 Pa s • g = 9,80665 m/s2 Condições de contorno vp = 10 -13 m / s vp > que a velocidade de expulsão da geradora 10 -14 m/s sendo a velocidade de migração secundária controlada pela expulsão • ROCHA GERADORA: velocidade mínima do petróleo (vp) estimada pela Lei de Darcy Processos geológicos de ACUMULAÇÃO MODELOS DE FORMAÇÃO DAS ACUMULAÇÕES Elementos Geológicos Essenciais Rocha reservatório SISTEMAS PETROLÍFEROS: ROCHA RESERVATÓRIO Permeabilidade > 0,1 mD (convencional) Com petróleo Sem petróleo Microtomografia computadorizada Escala de campo Escala microscópica Escala microscópica Escala de testemunho Elementos Geológicos Essenciais Rocha reservatório SISTEMAS PETROLÍFEROS: ROCHA RESERVATÓRIO Spadini & Schneider, 2017 Grainstone: espaço poroso (azul) preenchido por petróleo (exemplo do pré-sal) Araújo, 2011 1ª Fase black oil RGO ~ 50 m3/m3 RGO < 300 m3/m3 PE < PSat Capa gás Black oil Black oil B. oil Black oil Fase óleo RGO < 300 m3/m3 2ª Fase gás-condensado Injeção de metano biogênio < 800C RGO >21000 m3/m3 PE < PSat Capa gás Gás úmido Condensado B. óleoÓleo volátil RGO:570-3000 m3/m3 Fase gás RGO:300- 570 m3/m3 Gás Gás de baixa maturidade Injeção de metano biogênio < 800C Gás de alta maturidade RGO < 300 m3/m3 Gás Processo Geológico de acumulação: modelo de preenchimento x Taxa de transformação da rocha geradora Condensado de fracionamento evaporativo Óleo volátil de fracionamento evaporativo Black oil de fracionamento evaporativo Gás úmido de fracionamento evaporativo Spill poit RGO >100<300 m3/m3 Suprimento de cargas evoluídas de condensados e gases, promovendo a perda dos hidrocarboneos líquidos pelo spill point (observar que de 66 Ma para 0 Ma ocorre uma expansão dos hidrocarbonetos gasosos nos reservatórios do Lead X). 66Ma - Lead X 0Ma - Lead X Fatores dinâmicos que modificam as propriedades das acumulações Black oil condensado SP: PROCESSOS GEOLÓGICOS DE ACUMULAÇÃO Modelo de preenchimento do reservatório com base em experimentos de laboratório e observações de campo (England et al., 1987) Araújo & Castellani, no prelo ACUMULAÇÃO Vista macroscópica Afloramento do Arenito Botucatu com os poros preenchidos por óleo biodegradado (Fazenda Betumita , SP). O preenchimento seletivo dos capilares maiores se evidencia em escala de afloramento e macroscópica, com padrão similar ao do modelo teórico de England et al. Processo Geológico de migração secundária: padrão de preenchimento SISTEMAS PETROLÍFEROS: MEGA RESERVA ATABASCA TAR SAND (Alberta, Canadá: 2 m3 de arenito betuminoso 1 boe (reserva ~200 B boe) Afloramento do Atabasca Tar Sand, com poros preenchidos por óleo biodegradado: 1,7 trilhões de bbl Objetivos de geólogos e geofísicos em relação à investigação e avaliação dos sistemas petrolíferos? Quantificar o funcionamento da MÁQUINA DE PETRÓLEO no tempo geológico: geração/expulsão/migração/trapeamento/preservação Prever a existência de acumulações de petróleo Qual a dimensão de um campo de petróleo supergigante? Área da Baia da Guanabara: 412 km2 (28 km x 15 km) Búzios: 495 km2 (33 km x 15 km) 396m 525m Contato O/A -5760m N S ANP-1 370m RJS-699 306m RJS-688A 295m 2-ANP-1 (5775-5415 m) API: 260-27,50 RGO: 265-256 m3/ m3 Coluna HC: 370 m Área do Campo de Búzios: 495 km2 ~33x15km Qual a escala de altura de um campo de petróleo supergigante? AGRADECIMENTOS Ao Grupo do Capítulo Estudantil SEG- EAGE do Observatório Nacional E boa vontade de todos vós pela atenção À Isabela pelo convite
Compartilhar