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1 Sistema petrolífero Métodos de Prospecção de Petróleo e Sistema Petrolífero 2 PROSPECÇÃO Para procurar (prospectar é o termo técnico para as investigações que se fazem com o objetivo de descobrir filões ou jazigos de minério) um jazigo de hidrocarbonetos, é preciso estudar o tipo de rochas que constituem o subsolo e saber, entre elas, as que são capazes de conterem hidrocarbonetos. Mas, em termos gerais, isto não é suficiente. É preciso que existam indícios de uma armadilha que terá de ser localizada na forma tridimensional com uma aproximação de algumas centenas de metros. Primeiro, em terra firme, faz-se o estudo geológico das rochas que afloram à superfície de modo a elaborar uma carta geológica da região e a respectiva notícia explicativa. Em seguida, faz-se um estudo dos paleoambientes (os ambientes antigos, há M.A., onde se formaram as rochas da época ). Finalmente, se as probabilidades de existir um jazigo ou jazigos forem boas, utilizam- se os métodos geofísicos (geofísica é a parte da Geologia que trata da estrutura física da Terra). Estes métodos aplicam-se tanto em terra firme como no mar. Entre os métodos geofísicos, o mais aplicado, para se obter um primeiro modelo sobre a constituição e configuração do subsolo, é o método sísmico, sobretudo o chamado " por reflexão ". EXPLORAÇÃO: o método sísmico Fonte: 3 Fonte: • Fazendo uso de uma fonte artificial de energia, por exemplo a detonação de explosivos enterrados ou submergidos a poucos metros de profundidade, provocam- se deformações temporárias nas rochas. Aquelas deformações propagam-se por ondas elásticas as chamadas ondas sísmicas ( as partículas constituintes das rochas vibram em diferentes direções; a energia elástica dum fenômeno sísmico irradia por quatro tipos distintos de ondas ). Também se podem provocar ondas sísmicas com o choque de um corpo em queda livre sobre o solo ou com uma máquina específica. Quando o meio físico em que se propagam as ondas sísmicas não é homogêneo mas, por exemplo, em camadas de diferentes tipos de rochas, as ondas sísmicas sofrem reflexões e refrações. As superfícies separadoras, das diferentes camadas de rochas com características físicas distintas, designam-se por horizontes de reflexão ou de refração. • O método de reflexão consiste, de uma forma simplificada, em receber e registrar as ondas sísmicas, provocadas por uma fonte artificial de energia, usando uma bateria de geofones. Os geofones são pequenos sismógrafos (sismógrafo: instrumento que mede e registra a intensidade, a hora, a duração e a amplitude dos fenômenos sísmicos) portáteis que transformam as oscilações do subsolo e do solo em correntes elétricas, as quais depois de amplificadas e filtradas são registradas em papel ou fotografia, chamado(a) sismograma. Quando se aplica este método no mar em lugar de geofones usam-se hidrofones colocados em bóias rebocadas pelo navio-base. 4 • Essencialmente, o que se lê a partir dos registros é o tempo de percurso das ondas refletida. Multiplicando os tempos pelas velocidades de propagação das ondas sísmicas obtemos as profundidades a que se encontram os diversos horizontes de reflexão. O exame direto dos sismogramas de reflexão dá-nos uma imagem simplista da estrutura do subsolo. Para se chegar a um melhor conhecimento da localização das camadas e suas inclinações, é indispensável proceder a extensos cálculos. O resultado final é um esquema estrutural das superfícies separadoras das diversas camadas de rochas sedimentares e/ou outras. Feito o reconhecimento geológico da região e a prospecção sísmica ( por vezes são necessários outros métodos ), há que interpretar os dados afim de se tomar a decisão sobre o local ou locais onde se vai fazer a sondagem ( perfuração ) ou sondagens que completam e aperfeiçoam as desejadas informações do subsolo. A sondagem, técnica de elevados custos econômicos, revela-nos direta e objetivamente quais as rochas que constituem o subsolo, mas apenas debaixo de um único ponto, o reconhecimento geológico de superfície e a prospecção sísmica fornecem-nos a localização e orientação das camadas (horizontes) numa região, mas não permitem uma determinação precisa da natureza e estrutura das rochas. A sísmica com alto poder de resolução permite, atualmente, ter uma visão global da "arquitetura" de uma bacia sedimentar e da geometria das suas camadas (estratos). Os últimos progressos da sísmica contribuíram para novos estudos nos domínios da estratigrafia e sedimentologia. Enfim, o conhecimento completo e satisfatório do subsolo só se obtém após a combinação dos resultados dos três (às vezes mais ) processos. Fonte: 5 Decifrando os Mistérios da TerraDecifrando os Mistérios da Terra Fonte: Reflexão sísmica – gerada por uma superfície ao longo da qual há contraste de impedância acústica (IA) IA = Dens. da rocha X Vel. de propagação da onda sonora Seções sísmicas: Compostas por reflexões sísmicas. Respostas das camadas terrestres às ondas acústicas. 6 Aquisição de Dados Sísmicos Seções sísmicas Navio Sísmico Cadeia Produtiva de Exploração e Produção 7 Seção Sísmica: uma “radiografia” de subsuperfície Fonte: Fonte: 8 Uma reflexão sísmica representa em média um pacote sedimentar de 50 m de espessura. Muita informação geológica pode estar contida numa reflexão Fonte: Fonte: 9 Rocha geradora Rocha geradora rocha sedimentar com matéria orgânica suficiente para formar petróleo, preservada e termicamente matura. Partículas orgânicas: finas, escuras, baixa energia, subaquosas. Tipos de rochas geradoras: folhelhos negros, margas escuras, carbonatos lamosos. PRESERVAÇÃO: alta taxa de deposição, baixa taxa de oxigênio na H2O, fundos anóxicos Rocha geradora 10 ORIGEM DO PETRÓLEO Acredita-se que o petróleo é de origem orgânica, sendo formado principalmente a partir de restos de organismos. Próximo à superfície das águas vivem algas e bactérias, que ao morrerem, caem e se misturam com a lama do fundo da bacia sedimentar. Com o passar do tempo, a lama com matéria orgânica se transforma numa rocha geradora (lamito, argilito, folhelho). Uma rocha geradora se caracteriza pelo seu alto teor de matéria orgânica (>1%), pois pode gerar quantidades significativas de hidrocarbonetos se submetida a certas condições termoquímicas. O petróleo se origina em rochas denominadas geradoras, formadas em antigos mares ou lagos, nas chamadas bacias sedimentares. Matéria orgânica: carbohidratos, proteínas, lipídios e ligninas?DIAGÊNESE?PERDA DE NITROGÊNIO E ENXOFRE?querogênio 11 A Origem do Petróleo Para encontrar petróleo, não basta apenas perfurar: são indispensáveis algumas condições a serem satisfeitas. Sob determinadas condições, o petróleo é gerado a partir da ROCHA GERADORA, migra e se acumula nos poros de uma rocha porosa e permeável (ROCHA RESERVATÓRIO) em estruturas geológicas denominadas TRAPAS OU ARMADILHAS. O petróleo, sendo menos denso do que a água, procura por locais mais altos, onde fica retido por rochas relativamente impermeáveis (ROCHAS SELANTES OU CAPEADORAS). Condições para a formação de uma jazida 12 Origem do petróleo Alguns requisitos para a sua formação: - Existência de volumes significativos de rochas geradoras - Condições adequadas para a transformação da matéria orgânica em HIDROCARBONETO - Existência de rochas-reservatório - Condições adequadas para a concentração do petróleo - Condições para a preservação das jazidas JAZIDAS PETROLÍFERAS 13 O Processo de Geração de Petróleo 14 Quimicamente, o petróleo é uma mistura complexa de hidrocarbonetos (que são compostos de hidrogênio e carbono) com pequena porção de não-hidrocarbonetos (resinas e asfaltenos). Nas condições de temperatura e pressão onde é encontrado, o petróleo é líquido. Ao ser extraído, pode continuar líquido ou se tornar pastoso, dependendo da temperatura ambiente. A cor mais comum do petróleo é a negra. Mas existem óleos castanhos, amarelos,avermelhados, esverdeados e até incolores, como pode ser visto nas amostras abaixo. A densidade do petróleo se situa geralmente entre 100 e 350 API Quando observado sob luz ultravioleta, o petróleo apresenta propriedades fluorescentes, que permitem detectá-lo em quantidades ínfimas nas amostras. O PETRÓLEO A Composição Química do Petróleo 15 FITOPLÂNCTON A caracterização dos biomarcadores requer a utilização de técnicas analíticas sofisticadas que possibilitam sua detecção em quantidades ínfimas. A cromatografia gasosa acoplada à espectrometria de massas permite a caracterização das várias famílias de biomarcadores através de técnicas como o monitoramento seletivo de íons. Matéria orgânica: carbohidratos, proteínas, lipídios e ligninas ?DIAGÊNESE ?PERDA DE NITROGÊNIO E ENXOFRE?querogênio 16 TIPOS DE QUEROGÊNIO Pouco potencial para gerar óleo ou gás Principalmente inertinita e matéria amorfa Vegetação continental oxidado IV - Inerte Potencial para gerar gás Principalmente vitrinita: lenho, tecido vegetal, espóros, resinas Restos de vegetação continental III - Carvão Naftênicos- Aromáticos Partículas amorfas derivadas do fitoplancton Decomposição em ambientes marinhos redutores II - Misto- marinho Rico em Lipídios: potencial para gerar HC líquido Componentes algais (exinita) + material amorfo derivado de algas Algas de ambientes marinhos e lacutres I - Algal Potencial para geração ORGANISMOSORIGEMTIPO Análise elementar do óleo cru típico (% em peso) Até 0,3Metais 0,1-2Oxigênio 0,11-1,7Nitrogênio 0,06-8Enxofre 83-87Carbono 11-14Hidrogênio 17 Querogênio e tipo de HC • > 65% exinita + matéria orgânica amorfa ? petróleo líquido • 65-35% condensado + gás úmido • <35% gás seco Hidrocarbonetos • Parafínicos normais (metano, etano, propano, butano) • Parafínicos ramificados (isobutano, isopentano, 3-metil- pentano) • Parafínicos cíclicos (ciclopropano, ciclobutano, ciclopentano) • Insaturados (C2H4 eteno, C3H6 propeno) • Aromáticos (C6H6 benzeno, C7H8 tolueno) 30%Aromáticos 10%Insaturados 30%Parafínicos cíclicos (naftênicos) 16%Parafínicos ramificados 14%Parafínicos normais 18 Elementos do Sistema Petrolífero Rocha Reservatório TEXTURA • TAMANHO DE GRÃOS • SELEÇÃO • ARREDONDAMENTO • FORMA (3D) • ESFERICIDADE • CARACTERÍSTICAS SUPERFICIAIS 19 Tamanho de grão Seleção granulométrica 20 Seleção granulométrica 21 Impacto da seleção na porosidade 22 Tamanho de Grãos (PHI) Fr eq üê nc ia (% ) 0 5 10 15 20 25 30 35 -1.0 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 > 8.0 Classe Granulométrica Ponto Médio da Classe grânulo -1,0 areia m. grossa 0,0 areia grossa 1,0 areia média 2,0 areia fina 3,0 areia m. fina 4,0 silte grosso 5,0 silte médio 6,0 silte fino 7,0 silte m. fino 8,0 argila >8.0 PHI médio = 2.75 (areia fina) Seleção = 1.73 (pobremente selecionado) Teor de areia = 89.5% Teor de silte = 8.0% Teor de argila = 2.5% Poço 3-RO-02-RJS, 3131,25 m. Tamanho de Grãos (PHI) Fr eq üê nc ia (% ) 0 10 20 30 40 50 60 -1.0 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 > 8.0 Classe Granulométrica Ponto Médio da Classe grânulo -1,0 areia m. grossa 0,0 areia grossa 1,0 areia média 2,0 areia fina 3,0 areia m. fina 4,0 silte grosso 5,0 silte médio 6,0 silte fino 7,0 silte m. fino 8,0 argila >8.0 PHI médio = 3,92 (areia muito fina) Seleção = 1.52 (pobremente selecionad Teor de areia =70,8% Teor de silte = 24,6% Teor de argila = 4,4% Poço 1-RJS-513, 2981,75 m. 23 ro-1 (N = 35) ro-2 (N = 15) ro-4 (N = 35) ro-8 (N = 155) ro-14 (N = 31) ARREDONDAMENTO X ESFERICIDADE 24 Arredondamento 25 FATORES QUE AFETAM A POROSIDADE Fator Efeito na porosidade Empacotamento ou arranjo (packing) Mais empacotado→ φ diminui Distribuição diâmetro de grãos (sorting) Mal selecionado → φ diminui muito Tamanho de grão indiferente Esfericidade de grãos Maior → φ aumenta Cimentação Maior → φ diminui Presença de argilas (autigênicas ou detríticas) Argilas presentes→ φ diminui um pouco. Microporosidade Fraturas Fraturas presentes→ φ aumenta um pouco Compactação Mais compactação → φ diminui FATORES QUE AFETAM A PERMEABILIDADE Fator Efeito na permeabilidade Empacotamento ou arranjo (packing) Mais empacotado→ k diminui Distribuição diâmetro de grãos (sorting) Mal selecionado → k diminui muito Tamanho de grão Decresce→ k diminui Esfericidade de grãos Maior → k aumenta Cimentação Maior → k diminui Presença de argilas (autigênicas ou detríticas) Argilas presentes→ k diminui bastante especialmente se argilas são autigênicas Fraturas Fraturas presentes→ k pode aumentar muito Compactação Mais compactação → k diminui
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