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Geologia - Introdução 
 
A crosta terrestre é composta por 3 tipos básicos de rochas – ígnea, sedimentar e 
metamórfica. 
 
As rochas ígneas são formadas a partir da cristalização de rochas derretidas 
(magma ou lava), no interior do manto terrestre. As rochas ígneas mais comuns incluem o 
granito, basalto ou gabro. 
 
As rochas metamórficas são formadas a partir de rochas pré-existentes e que 
sofrem mudanças de pressão, temperatura, stress cisalhante ou pelo ambiente químico. 
Essas mudanças geralmente ocorrem a grandes profundidades da crosta terrestre. 
Exemplos de rochas metamórficas incluem o folhelho, mármore e xisto. 
 
As rochas sedimentares são formadas a partir de sedimentos de rochas erodidas 
mais antigas ou a partir de precipitados químicos. Os sedimentos se litificam, ou por 
compactação, ou os grãos são pressionados em uma massa mais densa que a original, ou 
por cimentação, quando os minerais se precipitam em volta do grãos após a deposição e 
agregam as partículas. Os sedimentos são compactados e cimentados após soterramento 
sob camadas adicionais de sedimentos. Dessa forma o arenito se forma por litificação de 
partículas de areia e o calcário pela litificação de conchas e outras partículas de carbonato 
de cálcio. Esses tipos de rochas são tipicamente depositadas em camadas horizontais ou 
estratos, no fundo de rios, oceanos e deltas. Calcário, arenito e argilito são exemplos de 
rochas sedimentares. 
 
• Rochas formadoras de petróleo 
 
As rochas sedimentares são as mais importantes para a indústria do petróleo, pois a 
maioria das acumulações de óleo e gás ocorre nelas; as rochas ígneas e metamórficas 
raramente contém óleo e gás. 
 
Todas as rochas-fonte de petróleo são sedimentares. 
 
Alem disso, a maioria do petróleo encontrado no mundo encontra-se em rochas 
sedimentares formadas a partir de sedimentos marinhos depositados nas margens 
continentais. Por exemplo, há vários depósitos ao longo do Golfo do México e do Golfo 
Pérsico. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Classificação Básica e Tipos de Rochas Sedimentares 
 
Os dois grupos principais de rochas sedimentares são classificados com base na sua 
origem. 
 
 
1- Rochas Sedimentares Clásticas 
 
São formadas como resultado do intemperismo ou fragmentação de rochas e minerais 
pré-existentes e são classificadas com base na sua textura, primariamente pelo tamanho 
dos grãos. As rochas sedimentares são divididas em 
Alta granulometria – conglomerados 
Média granulometria – arenitos 
Baixa granulometria – siltitos, argilitos e folhelhos 
 
Dentro de cada categoria textural, as rochas clásticas são subdivididas por 
mineralogia, a qual reflete a rocha que lhe deu origem, por exemplo, um arenito rico em 
quartzo ou um arenito rico em feldspato. 
 
 
2- Rochas químicas ou Bioquímicas 
 
São formadas como resultado de processos químicos. Deposição primária de 
carbonato resulta da precipitação e de depósitos formados por plantas e animais que 
utilizam carbonatos nos seus processos vitais. O mineral mais abundantemente 
precipitado quimica ou bioquimicamente nos oceanos é a calcita, na maioria como restos 
de carapaças de organismos marinhos e o seu constituinte principal é o calcário. Muitos 
calcários contém dolomita, um carbonato de cálcio e magnésio precipitado durante a 
litificação. Gipso e halita são formados por precipitação química durante evaporação da 
água do mar. 
 
Há cinco tipos de rochas sedimentares que são importantes na produção de 
hidrocarbonetos 
 
• Arenitos 
 
Os arenitos são rochas sedimentares clásticas compostas principalmente por 
partículas do tamanho de areia ou grãos dispostos em uma matriz de silte ou argila, 
fixadas por um cimento (comumente sílica, óxido de ferro ou carbonato de cálcio). As 
partículas de areia usualmente constituem-se de quartzo, e o termo arenito, quando usado 
sem especificação, refere-se a uma rocha que contém de 85 a 90 % de quartzo. 
 
• Carbonatos 
 
Os carbonatos são sedimentos formados por um composto mineral caracterizado 
por uma estrutural aniônica fundamental de (CO3)
-2. A calcita e a aragonita (Ca CO3), são 
exemplos de carbonatos. Os calcários são rochas sedimentares consistindo principalmente 
do mineral calcita (carbonato de cálcio, Ca CO3), com ou sem carbonato de magnésio. Os 
calcários são as rochas carbonáticas mais importantes e distribuídas no planeta. A 
dolomita é um mineral formador de rocha, com a fórmula CaMg(CO3)2. Uma rocha 
sedimentar é chamada de dolomito se ela for composta por mais de 90 % pelo mineral 
dolomita e menos de 10% pelo mineral calcita. 
 
• Folhelhos 
 
O folhelho é um tipo de rocha sedimentar detrítica formada pela consolidação de 
material fino, incluindo argila e silte, e possui uma estrutura estratificada ou em camadas 
paralela ao acamamento. Os folhelhos são tipicamente porosos e contém hidrocarbonetos, 
mas geralmente não são permeáveis. Por isso eles geralmente não formam reservatórios, 
mas são excelentes rochas capeadoras. 
 
• Evaporitos 
 
Os evaporitos não formam reservatórios como o calcário e o arenito, mas são muito 
importantes para a exploração do petróleo por que são excelentes rochas capeadoras e 
geram trapas. O termo evaporito é usado para todos os depósitos, como os salinos, que 
são compostos de minerais precipitados de soluções salinas concentradas por evaporação. 
Na evaporação, a seqüência geral de precipitação é: calcita, gipso ou anidrita e halita. 
 
Os evaporitos são excelentes rochas capeadoras, pois elas são impermeáveis e, ao 
contrário de folhelhos litificados, elas se deformam plasticamente e não por fraturamento. 
 
A formação de estruturas salinas pode produzir vários tipos diferentes de trapas. Um 
tipo é criado por dobramento e falhamento associado ao movimento lateral e para cima de 
sal através de sedimentos acima deles. 
 
 
Rocha Fonte e Geração de Hidrocarbonetos 
 
A rocha fonte se refere a formação geológica onde o óleo e o gás se originam. Os 
hidrocarbonetos são gerados quando grandes volumes de material microscópico animal e 
vegetal são depositados em ambientes marinhos, deltaicos ou lacustres. O material 
orgânico pode se originar nesses ambientes ou pode ser transportado a esses ambientes 
por rios ou pelo mar. Esse material geralmente é depositado com sedimentos finos e 
clásticos (silte e ou argila). Durante o soterramento os sedimentos protegem o material 
orgânico criando um ambiente anóxico (sem oxigênio). Isso permite que o material 
organico se acumule, ao invés de ser destruído por organismos aeróbicos como bactérias. 
Com o tempo, os restos orgânicos são alterados, e se transformam em gás e óleo devido 
às altas temperaturas e a pressão crescente advinda do soterramento. Esse processo pode 
levar dezenas de milhares de anos para ocorrer. A quantidade de petróleo gerada é função 
da espessura dos sedimentos acumulados e do material orgânico, do soterramento desse 
material e do tempo. Os folhelhos escuros, ricos em matéria orgânica e depositados num 
ambiente marinho e com oxigênio depletado, são considerados a melhor rocha-fonte para 
a geração de hidrocarbonetos. 
 
Migração de Hidrocarbonetos 
 
A migração primária é o processo pelo qual o petróleo se move das camadas-fonte 
até as rochas reservatório. A migração secundária é a concentração e acumulação de óleo 
e gás na rocha reservatório. A evidência de que o petróleo migra é dada pela ocorrência 
comum de infiltrações ativas, onde o óleo e o gás chegam à superfície diretamente da 
rocha fonte ou das rochas reservatório. Em ambos os casos o petróleo migra através das 
rochas com permeabilidade e porosidade suficientes para permitir que os fluidos fluam 
até a superfície. Por isso a migração está relacionada às propriedades das rochas e dos 
fluidos, incluindo o petróleo que se move através das rochas. Algumas das propriedades 
das rochas e dos fluidos incluem a porosidade, a permeabilidade, a pressão capilar, os 
gradientes de temperatura e pressão e a viscosidade. 
 
Química básicados Hidrocarbonetos 
 
O petróleo é composto quase que inteiramente de carbono e hidrogênio. 
Impurezas como nitrogênio, enxofre e oxigênio exercem um papel importante na 
formação das moléculas de hidrocarboneto. Os vários tipos de petróleo ocorrem devido 
às diferentes combinações das moléculas de hidrogênio e oxigênio, formando diferentes 
compostos moleculares, com diferentes pesos moleculares. Como exemplo podemos citar 
o asfalto negro e espesso e o óleo leve e amarelo. 
 
Uma molécula de hidrocarboneto é uma cadeia de um ou mais átomos de carbono 
com átomos de hidrogênio quimicamente ligados a ele. Em temperatura e pressão 
ambientes, moléculas até quatro átomos de carbono ocorrem na forma gasosa; moléculas 
com cinco a quinze átomos ocorrem como líquidos, e moléculas com mais de 15 átomos 
ocorrem como sólidos. Por vezes o petróleo pode conter moléculas de hidrogênio com até 
sessenta ou setenta átomos de carbono. A estrutura molecular de hidrocarbonetos pode 
variar de simples cadeias retas até cadeias mais complexas ou de modo cíclico fechado. 
 
A temperatura afeta a estrutura química dos hidrocarbonetos e pode quebrar 
cadeias longas e pesadas de hidrocarbonetos em moléculas mais leves e menores. 
 
 
Cinco tipos de hidrocarbonetos de interesse para a exploração 
do petróleo 
 
1- Querogênio / Betume 
 
O volume de um folhelho é composto por 99% de minerais de argila e 1 % de 
matéria orgânica. O petróleo é derivado principalmente de material orgânico soterrado 
em sedimentos. Muita dessa matéria orgânica ocorre sob a forma denominada de 
querogênio. O querogênio é a parte da matéria orgânica de uma rocha que é insolúvel em 
solventes orgânicos comuns. Essa insolubilidade se deve ao seu alto peso molecular. A 
maturação do querogênio é função de crescente soterramento e temperatura, além de 
alterações químicas. À medida em que o querogênio aumenta o seu teor de carbono, ele 
se altera, passando de uma cor amarelo-esverdeada a negra, o que reflete o aumento do 
teor de carvão na sua composição. Diferentes tipos de querogênio podem ser 
identificados cada um com diferentes concentrações de carbono, hidrogênio, oxigênio, 
nitrogênio e enxofre, e cada um com um potencial diferente para a geração de petróleo. 
 
 
 
 
O conteúdo orgânico de uma rocha que pode ser extraído com solventes orgânicos 
denomina-se betume. Ele constitui uma pequena porção da quantidade total de carbono 
numa rocha. O betume se forma como resultado da quebra de ligações químicas no 
querogênio, à medida que a temperatura aumenta. O betume se transforma em petróleo 
em algum ponto durante a migração. Diferenças químicas ocorrem entre o extrato da 
rocha fonte (betume) e o óleo cru (petróleo). 
 
O querogênio não possui importância comercial, exceto onde ele ocorre em 
grande quantidade (mais que 10 %). Entretanto ele possui grande importância geológica, 
porque é a substância que gera o petróleo e o gás. Uma rocha fonte deve conter grande 
quantidade de querogênio. 
 
 
2- Óleo cru 
 
O óleo cru é uma mistura de vários hidrocarbonetos que são líquidos em 
temperaturas e pressões ambientes. Ele pode variar de acordo com a quantidade de 
hidrocarbonetos e com as impurezas que ele contém. 
 
O óleo cru pode ser classificado quimicamente ou de acordo com a sua densidade. 
Essa última forma é expressada pela gravidade específica ou grau API (American 
Petroleum Institute) de acordo com a fórmula : 
 
 
 
A gravidade específica é a razão entre a densidade de uma substância e a 
densidade da água. 
 
Quanto menor a gravidade específica, maior é o grau API. Por exemplo, um 
fluido com uma gravidade específica de 1,0 g cm-3 possui um valor API de 10 graus. 
Óleos pesados são aqueles com grau API menores que 20 (ou seja, com gravidade 
específica maiores que 0,93). Esses óleos frequentemente sofrem alterações químicas 
como resultados de biodegradação por bactérias, além de outras causas. Os óleos pesados 
são menos valorizados comercialmente. Valores de API entre 20 e 40 graus são 
considerados óleos normais e óleos com valores acima de 40 graus são considerados 
leves. 
 
3- Asfalto 
 
O asfalto consiste de hidrocarbonetos pesados e betumes. Ele ocorre de forma 
natural ou como resíduo de refino de outro tipos de óleo. Geralmente ele contém grandes 
quantidades de enxofre, oxigênio e nitrogênio, e, ao contrário do querogênio, o asfalto é 
solúvel. Ele é produzido a partir da maturação parcial de querogênio ou por degradação 
de óleo cru. O asfalto é utilizado como material de pavimentação e como componente de 
gasolina de alta qualidade. 
 
4- Gás natural 
 
Há dois tipos básicos de gás natural, o biogênico e o termogênico. A diferença 
entre os dois reside na sua origem. O gás biogênico é o gás natural formado por resultado 
de atividade bacteriana nos estágios iniciais de diagênese, ou seja, em baixas 
temperaturas e a profundidades de soterramento abaixo de aproximadamente 900 m, e 
sob condições anaeróbicas, associadas a altas taxas de acumulação de sedimentos 
marinhos. Devido a esses fatores, o gás biogênico ocorre em vários ambientes, como por 
exemplo nos deltas dos rios Amazonas, Nilo e Mississipi. Atualmente estima-se que 20 
% do gás natural do mundo seja de origem biogênica. 
 
O gás termogênico é resultante da alteração termal do querogênio, devido a um 
aumento da temperatura e pressão de soterramento. 
 
Os principais hidrocarbonetos constituintes desses gases são : metano (CH4), 
etano (C2H6), propano (C3H8) e butano (C4H10). 
 
O gás natural que vem dos poços pode ser classificado como gás seco ou úmido, 
de acordo com a quantidade de vapores que ele contém. Um gás seco contém menos que 
0,4 litros de vapores por 1000 metros cúbicos, enquanto o gás úmido possui 1,1 litros por 
100 metros cúbicos. 
 
5- Condensados 
 
Os condensados são hidrocarbonetos situados numa transição entre o gás e o óleo 
cru (gasoso em subsuperfície, mas condensado para liquido a temperaturas e pressões 
ambientes). Quimicamente, os condensados são parafinas, como o pentano, octano ou 
hexano. 
 
O que é um reservatório e como ele se desenvolve com o tempo ? 
 
 
 
Um reservatório representa um volume de rocha permeável e poroso que possui 
capacidade de permitir que um fluido percole por ele. Os hidrocarbonetos migram para o 
topo através de formações geológicas permeáveis e porosas até que elas atinjam a 
superfície ou que sejam aprisionadas (trapeadas) por uma rocha capeante não permeável 
que permita que o fluido se acumule em um reservatório. A porosidade e a 
permeabilidade são influenciadas pela geometria dos poros dos sedimentos durante a 
deposição e por mudanças diagenéticas pós deposicionais que possam ocorrer. 
 
Os reservatórios de arenitos são geralmente formados a partir de uma acumulação 
de sedimentos clásticos, característicos de ambientes deposicionais como canais fluviais, 
deltas, praias, deltas e lagos. Esses reservatórios possuem sua porosidade e 
permeabilidade deposicionais controladas pelo tamanho do grão, seleção e compactação 
dos sedimentos. Mudanças diagenéticas podem incluir precipitação de minerais de argila 
nos poros, oclusão de poros por cimento ou criação de poros adicionais por dissolução de 
alguns sedimentos. 
 
Os reservatórios de carbonatos criam-se em ambientes marinhos sedimentares 
onde há pouco ou nenhum material clástico. Os tipos de porosidade em reservatórios 
carbonáticos incluem a vesicular (poros maiores que os grãos), intergranular (entre os 
grãos), intragranular e celular (no interior dos grãos). Mudanças diagenéticas como a 
dolomitização, fraturamento, dissolução e recristalização são muito importantes porque 
elas criam uma porosidade secundária. A cimentação, outro tipo de diagênese, geralmente 
reduz a porosidade e a permeabilidade. 
 
Abundância e produção de formações sedimentares 
 
 
 
Produção a partir de reservatórios sedimentares 
 
 
 
É de se destacar que os reservatórios carbonáticos produzem quase duas vezesa 
quantidade de hidrocarbonetos em relação aos reservatórios de arenitos(sandstone). Isso é 
devido a produção substancial dos reservatórios carbonáticos de Oriente Médio e México. 
 
Características Físicas de um Reservatório 
 
As características físicas do reservatório incluem a deposição original e mudanças 
subsequentes, o tipo de reservatório (carbonato ou arenito), profundidade, área, 
espessura, porosidade, permeabilidade e pressão capilar. 
 
• Profundidade 
 
As características físicas de um reservatório são afetadas pela profundidade na qual 
ela ocorre. 
 
Reservatórios rasos – criados por dobramento de uma rocha reservatório 
relativamente fina e moderadamente compactada, com acumulação sobre um anticlinal 
ou trapa. Os hidrocarbonetos geralmente são melhor separados como resultado de 
pressões internas de reservatório mais reduzidas, menos gás em solução e óleo com 
viscosidade crescente, resultante de temperaturas mais baixas. 
 
Reservatório profundo – Criado em ambiente de falhas. Os hidrocarbonetos são 
menos separados, com mais gás em solução e óleo com viscosidade reduzida, devido a 
temperaturas mais altas. Há redução na porosidade e permeabilidade devido à crescente 
compactação. 
 
• Área e espessura 
 
A área total de um reservatório e sua espessura são de considerável importância para 
a determinação da comerciabilidade de um reservatório. 
 
 
• Porosidade 
 
A porosidade é a razão entre os espaços vazios de uma rocha sobre o total volume da 
rocha, e reflete a capacidade total de armazenamento de um reservatório. É expressa em 
termos de porcentagem. 
 
 
Porosidade primária – quantidade de poros presentes no sedimentos no momento 
da deposição, ou formados durante a sedimentação. Usualmente é função do espaço entre 
os grãos formadores da rocha. 
 
Porosidade secundária – porosidade pós deposicional. Resulta de dissolução por ação 
de água subterrânea, recristalização e fraturamento. 
 
 
• Porosidade efetiva X porosidade total 
 
A porosidade efetiva é o volume dos poros interconectados disponível para os fluidos 
livres. A porosidade total é todo o espaço livre em uma rocha e matriz, seja ela efetiva ou 
não efetiva. 
 
 
 
Porosidade por fraturamento – resulta da presença de aberturas produzidas por 
fraturamento na rocha. Todas as rochas podem ser fraturadas e a sua composição irá 
determinar quão quebradiça ela é e qual o padrão de fraturamento que ela irá apresentar. 
 
Os dois tipos básicos de fraturas incluem aquelas relacionadas com o tectonismo e 
as induzidas hidraulicamente. O fraturamento hidráulico é um meio de estimulação da 
produção por indução de fraturas e fissuras na formação, a partir da injeção de fluidos na 
rocha reservatório, com pressões que excedam a resistência da rocha. O fraturamento 
hidráulico pode aumentar bastante a porosidade efetiva e a permeabilidade de uma 
formação. 
 
 
 
Porosidade vesicular – é uma forma de porosidade secundária resultante da 
dissolução de porções mais solúveis da rocha ou por alargamento de poros e fraturas. 
 
 
Porosidade vesicular em carbonatos 
 
 
• Porosidade máxima X porosidade real 
 
 A porosidade pode atingir, em uma areia bem selecionada e pouco compactada, 
um valor teórico máximo de 47,6 %. Num arenito, esse valor é bem menor, devido à 
cimentação e à compactação. Num carbonato é possível exceder esse valor máximo 
teórico, se o carbonato for muito fraturado e possuir porosidade vesicular. 
 
 
• Controle de porosidade 
 
Em um arenito, a porosidade é controlada pela seleção dos grãos. A seleção é um 
processo no qual os agentes de transporte, especialmente água, separam as partículas 
sedimentares em relação a suas características em comum, como tamanho, formato ou 
gravidade específica. Outros fatores importantes incluem o empacotamento dos grãos, 
compactação e cimentação. 
 
Rocha bem selecionada – os grãos são geralmente do mesmo tamanho e formato. Se 
os grãos são bem arrendondados e de tamanhos similares, então eles não se encaixam, 
deixando dessa forma, uma grande quantidade de espaços porosos entre os grãos. A 
porosidade em uma rocha bem selecionada é geralmente alta. 
 
 
Rocha bem selecionada 
 
 
Rocha mal selecionada – é a rocha que possui uma variedade maior de tamanhos e 
formatos dos grãos. A porosidade pode ser reduzida consideravelmente devido a grãos 
menores ou irregulares que são encontrados entre os grãos maiores, dessa forma, 
reduzindo os poros entre os grãos. 
 
 
Rocha mal selecionada 
 
 
Empacotamento dos grãos 
 
Refere-se ao espaçamento dos grãos numa rocha sedimentar e é função do 
tamanho e formato dos grãos e grau de compactação dos sedimentos. 
 
 
 
Empacotamento dos grãos e seu efeito na porosidade 
 
 
O empacotamento afeta a densidade das rochas, assim como a sua porosidade e 
permeabilidade. Os efeitos do empacotamento na porosidade podem ser ilustrados ao se 
considerar a mudança na porosidade que ocorre quando grãos esféricos são rearranjados 
de uma configuração de empacotamento aberto (cúbico) para um empacotamento fechado 
(romboédrico). 
 
Compactação 
 
Por um longo período de tempo, os sedimentos se acumulam e criam formações 
com milhares de metros de espessura. O peso das camadas sobrejacentes espreme as 
partículas. A pressão dessa carga expele a água que ocupa os poros entre as partículas, 
reduzindo o volume geral da formação. A compactação depende não somente da pressão 
sobrejacente, mas também de diferentes tipos de materiais clásticos presentes na 
formação. A compactação afeta a porosidade e a permeabilidade, reduzindo a quantidade 
de poros interconectados. 
 
 
Processo de sedimentação: a camada A é compactada pela camada B 
 
 
Cimentação 
 
Cimentação é a cristalização ou precipitação de minerais solúveis presentes nos 
poros entre as partículas clásticas. O processo de litificação (conversão de depósitos 
inconsolidados em rocha sólida) é completado pela cimentação. Agentes de cimentação 
incluem a calcita, sílica e óxido de ferro. Os minerais em solução se cristalizam, cobrindo 
os grãos e eventualmente podem preencher os poros completamente. A porosidade e a 
permeabilidade podem ser reduzidas devido a cimentação. 
 
 
 
 
Permeabilidade 
 
A estimativa da permeabilidade de um reservatório ajuda na determinação da 
produção de um reservatório. A permeabilidade é a medida da facilidade com que uma 
formação permite a passagen do fluido através dela. Para ser permeável, uma formação 
deve ter porosidade interconectada (porosidade intergranular ou intercristalina, vesículas 
interconectadas ou fraturas). 
 
Para se determinar a permeabilidade de uma formação, vários fatores devem ser 
conhecidos: o tamanho e o formato da formação, as propriedades do fluido, a pressão 
exercida sobre esse fluido e a vazão desse fluido. Quanto maior a pressão exercida sobre 
o fluido, maior será a sua vazão. A viscosidade refere-se à resistência interna do fluido ao 
fluxo. A permeabilidade é medida em darcies, e é usualmente medida paralelamente ao 
acamamento da rocha reservatório. Geralmente esse é o caminho dos fluidos através do 
poço. A permeabilidade vertical é medida através do acamamento horizontal e possui 
valores menores que a permeabilidade horizontal. A razão disso reside no arranjo e 
empacotamento dos grãos durante a deposição e compactação. Por exemplo, grãos 
achatados se alinham paralelamente à superfície deposicional, aumentando com isso a 
permeabilidade horizontal. Altas permeabilidades verticais são resultado de fraturas e de 
soluções presentes ao longo dessas fraturas que cruzam as camadas de rocha. Também, 
ela pode ser característica de arenitos não cimentados ou mal compactados. 
 
 
Condições básicas para a formação de trapas 
 
As trapas de hidrocarbonetos são uma combinação de fatores físicos que geram a 
acumulação e retenção de petróleo numa locação. As trapas podem ser estruturais, 
estratigráficos ou uma combinação desses dois. 
 
Processos geológicoscomo falhamentos, dobras, deposição e erosão criam 
irregularidades nos estratos em subsuperfície que podem fazer com que o óleo e o gás 
fiquem retidos em uma formação porosa, criando dessa forma um reservatório. As rochas 
que formam essa barreira, ou trapa, são denominadas de rochas selantes. 
 
Trapas Estruturais 
 
As trapas estruturais são criados pela deformação de camadas de rochas no interior da 
crosta terrestre. Essa deformação pode ser causada por compressão horizontal ou tensão, 
movimentos verticais e compactação diferencial, que resulta em dobramentos e falhas no 
interior de formações de rochas sedimentares. 
 
• Trapas causadas por anticlinais – as camadas de rochas em um anticlinal foram 
originalmente depositadas horizontalmente, depois sendo dobradas sob a forma de 
um arco ou domo. Posteriormente os hidrocarbonetos migram para a rocha 
reservatório porosa e permeável. Uma capa ou selo (camada de rocha 
impermeável) deve existir para permitir a acumulação dos hidrocarbonetos. 
 
 
Trapa formado por anticlinal 
 
 
Trapa formado por domo ou plug salino 
 
É uma trapa formado por pinçamento ou intrusão de rochas estratificadas por sal 
dúctil e não poroso. A intrusão faz com que as formações situadas mais abaixo e perto 
dessa intrusão sejam soerguidas e truncadas ao longo das laterais dessa intrusão, 
enquanto as camadas ao longo das camadas acima sejam soerguidas, criando um domo ou 
dobra anticlinal. Os hidrocarbonetos migram para camadas porosas e permeáveis nas 
laterais da coluna de sal. 
 
Os hidrocarbonetos se acumulam nas trapaas em torno da parte exterior do plug 
salino, se uma rocha selante está presente. 
 
 
Trapa formado por domo salino 
Trapa formada por falhamento 
 
O falhamento de uma rocha estratificada ocorre como resultado de stress vertical 
e horizontal. Em um certo ponto as camadas de rochas rompem-se, resultando em faces 
laterais de rocha ao longo da fratura, que se movem ou deslizam entre si. Uma trapa 
formada por falhamento forma-se quando as formações que sofreram o falhamento 
movem-se no sentido vertical. Quando uma face de rocha não porosa move-se para cima, 
em movimento oposto em relação a uma face de rocha porosa, essa rocha não porosa sela 
e interrompe o fluxo de hidrocarbonetos, fazendo com que eles se acumulem. 
 
 
Trapa formado por falhamento 
 
 
 
Exemplo de falhamento em superfície 
 
 
Exemplo de dobramento em superfície 
 
 
Trapas estratigráficos 
 
As trapas estratigráficos são formados como resultados de diferenças ou variações 
entre ou no interior de camadas de rochas estratificadas, criando dessa forma uma 
mudança ou perda na permeabilidade de uma área para outra. Essas trapas não ocorrem 
devido ao movimento dos estratos. 
 
 
Trapa estratigráfica 
 
• Trapa lenticular 
 
Trata-se de uma área porosa cercada por estratos não porosos. Elas se formam a partir 
de barras de rio ou praias que foram soterradas, por exemplo. 
 
 
Trapa lenticular 
 
 
• Trapa formada por pinçamento ou gradação lateral 
 
É formado a partir de deposição diferencial, quando o ambiente deposicional muda 
em direção das camadas superiores. 
 
Trapa formada por pinçamento 
 
 
 
 
• Trapa formado por inconformidade angular 
 
Forma-se quando estratos mais antigos possuem ângulo de mergulho diferente de 
estratos mais recentes. 
 
Anticlinal erodido 
 
Uma trapa formada por inconformidade angular ocorre quando rochas geradoras 
de petróleo mais antigas e inclinadas são sujeitas à deformação por estratos mais recentes 
e não porosos. Essa situação pode ocorrer quando um anticlinal, domo ou monoclinal são 
erodidos e então sobrepostos por estratos mais recentes e menos permeáveis. 
 
Monoclinal erodido 
 
 
Inconformidade angular em superfície