universidade federal rural do rio de janeiro instituto de
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UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO RIO DE JANEIRO INSTITUTO DE AGRONOMIA DEPARTAMENTO DE GEOCIÊNCIAS CURSO DE GEOLOGIA Grupo de pesquisa Enxame de Diques da Serra do Mar – EDSM-rifte Bacia do Parnaíba: Sistemas petrolíferos não convencionais Mateus Henrique Lima dos Reis 200804011-7 Orientador Artur Corval Abril de 2013 Bacia do Parnaíba: Sistemas Petrolíferos não convencionais Mateus Henrique Lima dos Reis Trabalho apresentado à Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro como requisito parcial para obtenção do título de Bacharel em Geologia Orientador: Dr. Artur Corval Seropédica, Abril de 2013 ii AGRADECIMENTOS Agradeço a Deus que me ajudou a fazer as escolhas certas para estar aqui hoje. Agradeço principalmente aos meus pais que me incentivaram e mostraram o caminho correto, sempre me apoiando, incentivando e desejando que desse tudo certo. Graças aos seus esforços eu sou o que sou, e mesmo com meus defeitos, sei que minhas qualidades foram espelhadas em vocês. Principalmente, neste momento da minha vida sei que onde quer que estejam, vocês estão zelando por mim, agora e sempre. Gostaria de agradecer à minha família e minhas irmãs, que se preocupam comigo e me ajudam sempre que preciso. Inclusive minha família “agregada”, que me recebeu muito bem. Agradeço aos meus amigos de Rural pela companhia nessa longa caminhada. Com certeza fiz mais do que amigos neste período. Muito obrigado à turma do M2-3° Giuliano, Ruan, Guilbert, João, Diogo, Vitor, Rômulo, Caio, Carlos, Samuel e outros. A lista é grande! Todos vocês vão estar presentes nas minhas histórias de faculdade. Muito obrigado, Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro, por ter se tornado minha casa neste período. Passei bons momentos aqui que levarei comigo pra sempre. Agradeço ao meu orientador Artur pela imensa paciência em corrigir os capítulos e por se dispor a me orientar com tão pouco tempo, mesmo tendo muitos compromissos. Agradeço também ao professor Sérgio que desde o primeiro período tem me ajudado. À minha namorada Carolina que esteve comigo em momentos felizes e outros tristes, mas sempre ao meu lado. Muito obrigado por ter sido minha fiel companheira, sempre me apoiando, aconselhando, ajudando e me agradando muito! Você foi muito importante nesta fase da minha vida e vai continuar sendo. iii RESUMO O objetivo desta monografia foi realizar um estudo sobre os efeitos de intrusões magmáticas sobre sistemas petrolíferos, chamados não-convencionais. Este trabalho possui uma revisão estratigráfica da Bacia do Parnaíba, visando enumerar a sequência deposicional da mesma, a fim de se ter uma noção do posicionamento dos sistemas petrolíferos da Bacia do Parnaíba. Adicionalmente, o presente trabalho apresenta uma revisão temática sobre sistemas petrolíferos com intuito de esclarecer os conceitos e definições sobre os mesmos para uma diferenciação deste tipo de sistema para o sistema petrolífero não convencional ou atípico. A Bacia do Parnaíba possui mais de um sistema petrolífero, os quais são expostos neste trabalho. O trabalho de compilação permitiu a reunião de vários dados no tocante à relação ao efeito térmico causado por essas intrusões e sua influência na maturação da matéria orgânica nestes sistemas petrolíferos. Além disso, foram abordados também os efeitos estruturais que essas intrusões causam, favorecendo a migração e o trapeamento dos hidrocarbonetos. Algumas comparações com outros sistemas petrolíferos de outras bacias paleozoicas brasileiras (também influenciadas pelo magmatismo) foram elaboradas na monografia ora apresentada. Finalmente, a presente monografia apresenta a importância das ferramentas disponíveis para viabilizar o estudo desses sistemas petrolíferos não-convencionais (p.ex.: modelagem termal). Torna-se clara a necessidade de aumentar o campo de estudo nos temas abordados na referida monografia, tendo em vista a necessidade demandante do setor de óleo e gás. iv ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1: Mapa de localização da Bacia do Parnaíba delimitado de vermelho. Retirado nona rodada de licitações da ANP. (Petersohn, 2007). ....................................................... 3 Figura 2.1: Esquema básico de um sistema petrolífero mostrando a sequência sedimentar, limites de geração de óleo e gás e estruturas selantes e trapeadoras. Retirada de Magoon & Dow, 1994. ...................................................................................... 4 Figura 2.2: Sequência dos eventos de acumulação da matéria orgânica, desde sua deposição até a acumulação e mistura a sedimentos, formando óleo e gás. ...................... 5 Figura 2.3: Moléculas de hidrocarbonetos alcanos, cicloalcanos, alquenos e aromáticos; nesta ordem. ........................................................................................................................ 7 Figura 2.4: Carta estratigráfica da Bacia do Parnaíba, extraída de Vaz et al., (2007). C=continental. M=Marinho. A Fm. Riachão, do embasamento Pré-cambriano, não está representada na carta. ....................................................................................................... 10 Figura 2.5: Seção estratigráfica esquemática destacando as rochas geradoras potenciais da Bacia do Parnaíba. Retirada de Petersohn (2007). ...................................................... 13 Figura 2.6: Mapa de isópacas da Fm. Pimenteiras e dados do poço PAF-7-MA. Retirada de Petersohn (2007). ......................................................................................................... 13 Figura 2.7: Mapas de isólitas e de teores médios de COT dos folhelhos radioativos da Fm. Pimenteiras. Retirada de Rodrigues (1995). ............................................................... 13 Figura 2.8: Seção estratigráfica esquemática destacando as rochas reservatório potenciais da Bacia do Parnaíba. Devoniano: arenitos da Fm. Cabeças (1) e Itaim (2). Siluriano: arenitos da Fm. Ipu (3). Retirada de Petersohn (2007). ..................................... 14 Figura 2.9: Mapas de isópacas e de distribuição de porosidade da Fm. Cabeças. Retirado de Petersohn (2007). ......................................................................................................... 14 Figura 2.10: Domínios estruturais identificados na Bacia do Parnaíba (Milani & Zalán, 1998). Retirado de Petersohn (2007)................................................................................. 15 Figura 2.11: Seção estratigráfica esquemática destacando os selos dos sistemas petrolíferos da Bacia do Parnaíba. Devoniano: folhelhos da Fm. Longá (1) e Pimenteiras (2) e diabásios associados. Siluriano: folhelhos da Fm. Tianguá e diabásios associados (3). (Retirada de Petersohn, 2007). ................................................................................... 15 Figura 2.12: Principais ocorrências de hidrocarbonetos na Bacia do Parnaíba. Retirado de Milani & Zalán (1998). ........................................................................................................ 16 Figura 3.1: Diagrama de ilustração do mecanismo de intrusão de uma soleira de diabásio (Wanderley Filho et al, 2006 in Fernandes, 2011). ............................................................ 19 Figura 3.2: Modelos de intrusão de soleiras. a) modelo de Francis (1982 in Neumann et al., 2003); b) modelo de Chevallier & Woodford (1999 in Neumann et al., 2003); c) modelo de Malthe-Sørenssen et al. (2004). Os números indicam os estágios individuais de desenvolvimento da soleira. Note que as geometrias do fluxo do magma dentro da intrusão são diferentes nos modelos individuais. (Modificada de Neumann et al., 2003) .. 20 Figura 3.3: Modelo de geração e migração primária do sistema petrolífero permiano da Bacia do Paraná (Araújo et al, 2000). Há presença de fraturas e microfraturas provenientes do craqueamento termal do querogênio da Formação Irati devido aos efeitos da intrusão ígnea, além da espessura do halo térmico provocado pelo metamorfismo de contato, no qual há redução dos valores de COT, IH e S 2. ............................................... 21 Figura 3.4: Geração das estruturas em resposta aos esforços compressivos de grande magnitude e zonas de transcorrência destrais. 1- Megacisalhamento do Solimões, transcorrência destral; 2 – Arco de Iquitos; 3- Arco de Carauari; 4- Arco de Purus. (Retirada de Valle, 2010). .................................................................................................. 22 v Figura 4.1: Esquema comparativo entre profundidade e tempo com a subsidência da bacia e a formação de óleo ou gás (Retirada de www.oilandgasgeology.com/) ................ 25 Figura 4.2: Relação entre a profundidade, temperatura e formação de óleo/gás. Retirada de www.oilandgasgeology.com/ ........................................................................................ 26 Figura 4.3: Exemplo de porosidade primária em rocha magmática (Retirada de Arena, 2008).................................................................................................................................. 26 Figura 4.4: Exemplo de porosidade secundária em rocha magmática (Retirada de Arena, 2008).................................................................................................................................. 27 Figura 4.5: Contato entre intrusiva e encaixante recristalizada (Arena, 2008).................. 28 Figura 4.6: Intrusão magmática discordante (dique), criando uma região propícia para a acumulação de hidrocarbonetos. (Retirada de www.geopor.pt/gnet/ptgeol/vulcanismo/filao3. ................................................................... 28 Figura 4.7: Diagrama esquemático mostrando as formas de ocorrência de rochas magmáticas (Retirada de Decifrando a Terra, 2000). ........................................................ 29 Figura 4.8: Modelo termal para uma soleira com 396 metros de espessura apresentando diversas curvas de tempo que são indicadas no inset do gráfico. A referida soleira é localizada no campo do Rio Urucu – Sub-bacia do Juruá. O detalhe na cor rosa à esquerda representa a metade da espessura da intrusão. Além disso, as espessuras e localização das rochas reservatório e geradora estão representadas. (Retirada de Valle etal., 2011) ......................................................................................................................... 30 vi ÍNDICE DE TABELA Tabela 3.1: Ilustração do sincronismo de processos e eventos de sistemas petrolíferos na Bacia do Parnaíba. D=Devoniano; M=Mississipiano; Ps=Pensilvaniano; Pr=Permiano; T=Triássico; J=Jurássico; C=Cretácio. (Modificada de Petersohn, 2007). ........................ 21 vii SUMÁRIO CAPÍTULO 1: Introdução ..................................................................................................... 1 1.1 Apresentação ................................................................................................................. 1 1.2 Objetivos ........................................................................................................................ 1 1.3 Justificativas .................................................................................................................. 1 1.4 Métodos ......................................................................................................................... 2 1.5 Localização .................................................................................................................... 2 CAPÍTULO 2: REVISÃO TEMÁTICA ................................................................................... 4 2.1 Sistema petrolífero: definições e conceitos .................................................................... 4 2.2 Estratigrafia da bacia do Parnaíba ................................................................................. 7 2.2.1 Embasamento...................................................................................................... 8 2.2.2 Sequência Siluriana ............................................................................................. 8 2.2.3 Sequência Mesodevoniana-Eocarbonífera .......................................................... 8 2.2.4 Sequência Neocarbonífera-Eotriássica ............................................................... 9 2.2.5 Sequência Jurássica .......................................................................................... 11 2.2.6 Sequência Cretácea .......................................................................................... 11 2.2.7 Rochas Magmáticas .......................................................................................... 12 2.3 Sistemas Petrolíferos da bacia do Parnaíba ................................................................ 12 CAPÍTULO 3: MAGMATISMO E SISTEMAS PETROLÍFEROS ........................................ 17 3.1 Sistemas petrlíferos não-convencionais ou atípicos .................................................... 17 3.2 Efeitos térmicos das intrusões em bacias sedimentares ............................................. 18 3.3 Magmatismo da Bacia do Parnaíba: comparações com outras Bacias Paleozóicas ... 21 CAPÍTULO 4: CONSIDERAÇÕES FINAIS ........................................................................ 24 4.1 Relações entre magmatismo e sistemas petrolíferos .................................................. 24 4.2 Modelagem termal: Ferramenta para estudos térmicos das intrusões. ....................... 29 4.3 Magmatismo e sistemas petrolíferos: Há relações indiretas? ...................................... 31 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS: ................................................................................. 32 viii CAPÍTULO 1: Introdução 1.1 Apresentação Este trabalho está vinculado à disciplina Trabalho de Graduação (IA 243) do curso de graduação em Geologia da Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro. O projeto foi orientado pelo Dr. Artur Corval, e está ligado à linha de pesquisa Modelagem de Processos Geológicos de Alta Energia, do grupo de pesquisa EDSM-rifte (Plataforma Lattes-CNPq). O tema da monografia é um estudo detalhado sobre os sistemas petrolíferos não-convencionais reconhecidos na Bacia do Parnaíba. 1.2 Objetivos O objetivo geral desta monografia é a revisão bibliográfica profícua dos sistemas petrolíferos nas Bacias Paleozóicas, em especial, na Bacia do Parnaíba. Objetivos mais específicos incluem: 1 2 3 - Revisão estratigráfica da Bacia do Parnaíba; - Estudar as influências térmicas associadas ao magmatismo e suas relações com os sistemas petrolíferos da área alvo; - Comparações com os sistemas petrolíferos existentes nas demais Bacias Paleozóicas. 1.3 Justificativas Sistemas petrolíferos atípicos ocorrem nas Bacias do Solimões, do Amazonas, Parnaíba e Paraná. A questão fundamental sobre a prospectividade petrolífera da Bacia do Parnaíba reside na maturação das rochas potencialmente geradoras. Atualmente, os litotipos da Formação Pimenteiras (Devoniano) e, secundariamente, da Formação Tianguá (Siluriano) são reconhecidos como os principais geradores na bacia. Além disso, existem diversos litotipos na coluna estratigráfica da bacia que podem ser considerados como reservatórios de boa qualidade (p.ex.: nas formações Jaicós, Itaim, Cabeças e alguns arenitos da Formação Pimenteiras). Finalmente, alguns litotipos das formações Pimenteiras e Longá podem ser considerados bons selantes. O ponto crucial que deve ser investigado, no que concerne à geração, é o quanto as rochas ígneas básicas intrudidas nas formações Tianguá e Pimenteiras contribuíram para a maturação da matéria orgânica, semelhantemente ao que ocorre nas bacias do Amazonas e Solimões. Vale ressaltar que, em estudos da literatura (Vaz et al., 2007; Young, 2003), constatouse que na porção da Bacia do Parnaíba, situada no Estado do Tocantins, ocorrem exuberantes afloramentos da Formação Pimenteiras e, secundariamente, da Formação Tianguá, bem como das demais unidades estratigráficas da bacia. Análises preliminares de COT (carbono orgânico 1 total) indicaram valores de até 4,2% em amostras coletadas na Formação Pimenteiras nesta região. Esta monografia, então, se justifica devido à crescente necessidade de um melhor entendimento dos processos magmáticos presentes nas bacias paleozóicas brasileiras e, assim, compreender e desenvolver quais os métodos de exploração e prospecção de hidrocarbonetos mais adaptáveis às referidas bacias com ênfase na Bacia do Parnaíba. 1.4 Métodos Os métodos utilizados para a execução deste trabalho incluem os seguintes itens: 1. Revisão temática: a. Leitura de textos relativos ao entendimento das definições e conceitos sobre sistema petrolífero. b. Revisão detalhada sobre a estratigráfica da Bacia do Parnaíba c. Revisão bibliográfica dos sistemas petrolíferos da Bacia do Parnaíba 2. Revisão e estudo sobre as relações entre magmatismo e sistemas petrolíferos: a. Sistemas petrolíferos não-convencionais ou atípicos b. Efeitos térmicos das intrusões na Bacia do Parnaíba c. Comparações com outras Bacias Paleozóicas 3. Gabinete a. Análise e discussão do tema abordado, elaboração de relatórios e publicações, bem como elaboração do volume final da monografia de graduação. 1.5 Localização A Bacia do Parnaíba (Figura 1.1) está localizada na porção norte nordeste do Brasil, situada principalmente dentro do território do Estado do Maranhão. A área total da referida bacia é de 668.858Km², sendo delimitada pelo arco de Tocantins ao noroeste, separando-a da Bacia do Marajó. Na porção ao norte o arco Ferrer-Urbano Santos separa a Bacia do Parnaíba da Bacia do São Luís e ao sul, seu limite é marcado pelo arco São Francisco, na divisa com a Bacia do São Francisco. A bacia está situada em uma região interessante do ponto de vista geopolítico, pois está entre as capitais Belém, São Luís, Teresina e Palmas. Além disso, está próxima de Carajás, maior complexo mineral do Brasil e da ferrovia que interliga este complexo à costa. A proximidade com usinas de beneficiamento mineral e de portos importantes como os de Parnaíba e São Luís, tornam a localização da bacia ainda mais interessante. 2 Figura 1.1: Mapa de localização da Bacia do Parnaíba delimitado de vermelho. Retirado nona rodada de licitações da ANP (Petersohn, 2007). 3 CAPÍTULO 2: REVISÃO TEMÁTICA 2.1 Sistema petrolífero: definições e conceitos Este sub-tópico está fortemente baseado no trabalho de Magoon & Dow, 1994. Os sistemas petrolíferos são elementos e processos essenciais à acumulação cogenética de hidrocarbonetos cuja proveniência esteja associada à mesma rocha geradora (Magoon & Dow, 1994). Os elementos são: 1) rocha geradora; 2) rocha reservatório; 3) rocha selante; 4) rocha armadilhadora ou trapa; 5) rotas de migração. Já os processos são: 1) geração; 2) migração; 3) acumulação e 4) maturação. Os referidos elementos e processos são controlados por fatores geológicos variados, incluindo os petrológicos (sedimentares, magmáticos e metamórficos/metassomáticos) e estruturais (vide figura 2.1). Vale ressaltar que sistemas petrolíferos têm seu nome formado pela nomenclatura das rochas geradoras e da principal rocha reservatório. Um sistema petrolífero também deve ter seu nível de certeza indicado como conhecido, hipotético ou especulativo. Figura 2.1: Esquema básico de um sistema petrolífero mostrando a sequência sedimentar, limites de geração de óleo e gás e estruturas selantes e trapeadoras (Retirada de Magoon & Dow, 1994). O petróleo tem como origem a matéria orgânica, a qual pode ser de origem continental (como plantas e animais) ou de origem marinha (composta pelos organismos plantônicos ou outros organismos marinhos). Este material é misturado aos sedimentos em ambientes anóxicos e, são degradados lentamente, transformando-se em petróleo na rocha geradora. O tempo para 4 este processo pode levar de 10 até 300 milhões de anos. Uma rocha com 2% a 5% de petróleo já é considerada rica em petróleo. A figura 2.2 mostra como ocorre esse processo. Figura 2.2: Sequência dos eventos de acumulação da matéria orgânica, desde sua deposição até a acumulação e mistura a sedimentos, formando óleo e gás. Após a geração do petróleo, este migra da rocha geradora para a rocha reservatório, sendo então aprisionado (armadilha) por uma rocha capeadora impermeável (chamada rocha selante). O processo de migração pode ocorrer em três etapas: 1. Migração primária: é a expulsão do petróleo da rocha geradora para a rocha carreadora (carrier bed); 2. Migração secundária: é o fluxo do petróleo dentro da rocha carreadora para dentro de uma parte do reservatório chamada de armadilha; 3. Migração terciária: é qualquer movimentação ocorrida após o armadilhamento. A migração do petróleo também pode estar associada às estruturas, tais como falhas e fraturas. Todos esses processos e elementos constituem um play ou um sistema petrolífero. Sistemas petrolíferos são formadores de hidrocarbonetos, que são compostos orgâncios constituídos exclusivamente de C (carbono) e H (hidrogênio). Estes hidrocarbonetos podem estar em três estados físicos: 1. Sólido (graxas parafínicas e naftalenos, ou polímeros, tais como propileno e poliestireno); 2. Líquidos (hexano ou benzeno); 3. Gasosos (metano e propano). Asfaltos são hidrocarbonetos plásticos, enquanto que exemplos de hidrocarbonetos sólidos são o carvão e o querogênio (cuja definição senso strictu é matéria orgânica disseminada em sedimentos, sendo insolúvel em solventes de origem petrolífera). 5 Os hidrocarbonetos líquidos são chamados de petróleo (ou óleo cru, para distinguir-se do óleo refinado). Os condensados são hidrocarbonetos com um peso molecular tal que são gasosos em subsuperfície (maiores temperaturas) e condensados líquidos em superfície (menores temperaturas). Gases secos contêm muito metano e poucos condensados (0,1gal/1000ft 3, nas CNTP), enquanto que os gases úmidos contêm etano propano e butano, com pesos moleculares correspondentes a fluidos condensados. Gases naturais são uma mistura de hidrocarbonetos e quantidades variáveis de não-hidrocarbonetos que existem ou como fase gasosa ou em solução no petróleo em reservatórios subsuperficiais. Existem quatro grupos de hidrocarbonetos, sendo estes considerados puros quando compostos exclusivamente por C e H, ou impuros quando contém também N e S. A figura 2.3 mostra exemplos das moléculas desses hidrocarbonetos. 1. Hidrocarbonetos saturados (alcanos ou parafinas): Hidrocarbonetos mais simples, constituídos inteiramente por ligações simples e saturados em H. Eles são a base do petróleo, sendo encontradas como espécies lineares ou ramificadas em número ilimitado. A fórmula geral de um hidrocarboneto saturado é CnH2n+2. 2. Hidrocarbonetos insaturados: têm uma ou mais ligações duplas ou triplas entre átomos de C. Aqueles com ligações duplas são chamados de alquenos, enquanto aqueles contendo ligações triplas são chamados alquinos. 3. Cicloalcanos: são hidrocarbonetos contendo um ou mais anéis de C aos quais os átomos de H são ligados. 4. aromático. Hidrocarbonetos aromáticos: conhecidos como arenos, contêm pelo menos um anel O petróleo possui coloração variando de amarela, verde, marrom a preta. A textura é oleosa e a viscosidade geralmente diminui com o decréscimo da temperatura. Ou seja, o petróleo é menos viscoso na superfície do que em subsuperfície. A densidade do petróleo é comumente referida em grau API (America Petroleum Institute). Petróleo (ou óleo) dito leve tem mais que 40ºAPI (correspondente a uma densidade de 0,83), enquanto que os óleos ditos pesados têm menos que 10ºAPI (correspondente à densidade da água, isto é, 1). Muitos óleos têm mais que 10ºAPI, sendo, portanto, menos densos que a água. Em geral, a viscosidade do petróleo é inversamente proporcional à sua densidade, ou seja, quanto mais denso, menos viscoso é o petróleo. A proporção de hidrocarbonetos no petróleo é muito variável, desde 97%peso (no óleo leve) até 50%peso (nos óleos pesados e betumes). O betume é uma mistura de líquidos orgânicos (muito viscosa) totalmente solúvel em bisulfeto de carbono (CS2). Além disso, o betume é composto, primariamente, de hidrocarbonetos aromáticos policíclicos. No Canadá, uma mistura de areia e petróleo também é chamada de betume. 6 Figura 2.3: Moléculas de hidrocarbonetos alcanos, cicloalcanos, alquenos e aromáticos; nesta ordem. Os hidrocarbonetos no petróleo são principalmente alcanos, cicloalcanos e uma variedade de hidrocarbonetos aromáticos, além de outros compostos orgânicos contendo N, O e S, e, subordinadamente, também Fe, Ni, Cu e V. No entanto, muitos petróleos são compostos por cerca de 83-87% de C, 10-14% de H, 0,1-2% de N, 0,1-1,5% de O, 0,5-6% de S e menos que 1000 ppm de metais. Alcanos com menos que 5 átomos de C são gasosos, enquanto os que têm 5 a 15 átomos de C são líquidos viscosos ou sólidos. Há dois tipos de isômeros de alcanos (isto é, moléculas com mesma composição química, mas diferentes estruturas), quais sejam: os de cadeia linear (alcanos normais; como o butano) e os alcanos ramificados (também chamados isoalcanos, como o isobutano). 2.2 Estratigrafia da bacia do Parnaíba Neste item, a litoestratigrafia da Bacia do Parnaíba é apresentada. O estudo da referida estratigrafia foi fortemente embasada no trabalho de Vaz et al., (2007). 7 2.2.1 Embasamento O embasamento é formado por duas unidades sedimentares: a) Formação Riachão: composta por grauvacas, arcósios, siltitos, folhehos vermelhos e ignimbritos. Esta unidade é de idade Proterozóica média ou superior, obtida através de correlação com coberturas plataformais dos Crátons Amazônico e do São Francisco; b) Grupo Jaibaras: ocorre preenchendo calhas grabenformes em subsuperfície. Tal característica é observada por meio de dados geofísicos. A referida formação aflora na porção leste-nordeste da Bacia do Parnaíba. Uma idade Cambro-ordoviciana é estimada, representando as atividades finais do Ciclo Brasiliano. 2.2.2 Sequência Siluriana Esta sequência é formada por um ciclo transgressivo-regressivo completo, estando depositada em rochas proterozóicas ou depósitos cambrianos. É litoestratigraficamente correspondente do Grupo Serra Grande, ocorrendo em quase toda bacia em subsuperfície. A seqüência em questão aflora em uma pequena faixa da extremidade leste da bacia. A unidade mais antiga (Formação Ipú) é formada por arenitos com seixos, conglomerados com matriz arenoargilosa e matacões de quartzo e arenitos de finos a grossos. Os psamintos foram depositados em grande variedade de ambientes, desde glacial proximal e glacio-fluvial, a leques deltaicos, sendo de cor branca ou cinza, maciços ou com estratificação cruzada. A Formação Tianguá foi depositada em ambiente de plataforma rasa, composta por folhelhos e arenitos. A Formação Tianguá também representa a superfície de inundação máxima. A Formação Jaicós é constituida por arenitos cinza, grossos, contendo seixos angulares, mal selecionados, depositados em sistemas fluvias entrelaçados. 2.2.3 Sequência Mesodevoniana-Eocarbonífera Esta sequência foi depositada de forma discordante à sequência mais antiga, sendo representada pelo Grupo Canindé. O grupo é dividido em quatro formações sendo: a) Formação Itaim: composta por arenitos finos a médios com grãos subarredondados, bem selecionados e de alta esfericidade. O ambiente deposicional dominante foi deltaico plataformal, induzido por processos de maré e tempestade. Na base, há intercalações de folhelho bioturbado, caracterizando uma granocrescência ascendente (Della Fávera, 1990 in Ávila, 2010). Esta formação funciona como reservatório secundário da bacia. b) Formação Pimenteiras: composta por folhelhos ricos em MO, bioturbados e radioativos. Representa a ingressão marinha mais importante da bacia. A sedimentação ocorreu em ambiente de plataforma rasa dominada por tempestades. Ciclos deposicionais e a passagem gradacional para ambiente regressivo caracterizam o inicio da deposição dos sedimentos da Formação Cabeças (Della Favera, 1990 in Ávila, 2010), onde predominam os arenitos cinza claros e granulometricamente variaveis. Há registros de tilitos que denotam um ambiente glacial ou 8 periglacial (Caputo, 1984 in Ávila, 2010). A Formação Pimenteiras constitui o principal intervalo gerador da bacia. c) Formação Cabeças: composta por arenitos brancos, médios a grossos, com intercalações delgadas de siltitos e folhelhos. Ambiente deposicional de plataforma sob influência de correntes desencadeadas por processos de marés. d) Formação Longá: folhelhos homogêneos e bem laminados, bioturbados. Possui lentes de arenitos e siltitos na porção média. O ambiente de deposição é plataformal dominado por tempestades. Esta formação também é geradora, porém menos importante que a Formação Cabeças. A Formação Poti situa-se nesta superseqüência. Porém, pode-se caracterizá-la como sendo uma sucessão de estratos divididos em duas porções: a) Inferior, constituída por arenitos médios, com lâminas dispersas de siltito e b) a superior, arenitos cinza, lâminas de siltito e folhelhos com eventuais níveis de carvão (Lima & Leite, 1978 in Vaz et al., 2007). O ambiente deposicional sugerido para a Formação Poti é de deltas e planíces de maré, às vezes sob influência de tempestades (Góes & Feijó, 1994 in Vaz et al., 2007). 2.2.4 Sequência Neocarbonífera-Eotriássica Esta sequência pode ser observada em superfície principalmente nas regiões centro-sul, oeste e leste-nordeste da Bacia do Parnaíba. Presente em grande parte da bacia em subsuperfície, a erosão foi muito mais marcante que a ausência de sedimentação. Este fato explicaria a não ocorrência da sequência em algumas áreas de borda da sinéclise. O Grupo Balsas representa o pacote sedimentar dessa sequência, constituído por quatro formações, da mais antiga para a mais recente: a) Formação Piauí: pode ser dividida em duas sucessões. A sucessão inferior formada é por grãos de arenito de cor rosa, médios, maciços e com estratificação cruzada de grande porte. Já a sucessão superior, formada por arenitos amarelos, finos, com intercalações de folhelhos e silex. O ambiente de deposição da Formação Piauí é fluvial com contribuição eólica e breves incursões marinhas em clima semi-árido a desértico (Leite e Lima, 1978 in Vaz et al., 2007). b) Formação Pedra de Fogo: constituído por uma grande variedade de rochas como, por exemplo, sílex, calcário, arenito, folhelho, siltito, anidrita e eventuais dolomitos. Estas rochas foram depositadas em ambiente marinho raso a litorâneo com planíces de sabkha, com ocasional influência de tempestades (Góes & Feijó, 1994 in Ávila, 2010). Segundo Aguiar (1971), os ciclos deposicionais podem ser identificados na sucessão de camadas desta unidade. Os contatos são concordantes com as formações adjacentes. c) Formação Motuca: composta por siltito vermelho, arenito branco fino a médio, folhelho, anidrita e raramente por calcários (os dois últios ocorrendo em lentes, segundo Lima e Leite, 1978 in Vaz et al., 2007). O ambiente de deposição da referida formação foi desértico, com lagos associados (Góes e Feijó, 1994 in Vaz et al., 2007). d) Formação Sambaíba: formada por arenitos vermelhos, finos a médios, subangulosos a subarredondados, posicionados entre a Formação Motuca (subjacente) e os basaltos do derrame Mosquito (sobrejacente). As dunas da formação ora descrita apresenta estratificações cruzadas de grande porte com características de sedimentos eólicos, o que é indicativo de um sistema de 9 deposição desértico com contribuição fluvial. Na Formação Samambaia há o registro de mesetas nos níveis de topo devido à silicificação, o que torna o arenito resistente a erosão. Ma Era Períod o Segue carta estratigráfica da Bacia do Parnaíba, figura 2.4. Épo ca Pré-cambriano Figura 2.4: Carta estratigráfica da Bacia do Parnaíba, extraída de Vaz et al., (2007). C=continental.M=Marinho. A Fm. Riachão, do embasamento Pré-cambriano, não está representada na carta. 10 2.2.5 Sequência Jurássica A Sequência Jurássica é formada apenas pela Formação Pastos Bons, visto que a Formação Corda foi reinterpretada por Vaz et al., (2007) e transferida para a Sequência Cretácea. A subsidência que gerou a deposição jurássica ocorreu pelo peso dos basaltos Mosquito, associado à carga sedimentar pré-existente. A Formação Pastos Bons possui três litotipos, sendo a parte basal composta por arenito branco, fino a médio, subarredondado, com estratificação paralela e raras lentes de calcário. Na porção intermediária ocorrem siltito, folhelho/agilito comumente intercalado com arenito. Já na parte de topo apresenta arenito vermelho, fino, gradado para siltito, com níveis de folhelho. O ambiente de deposição da referida formação foi lacustre com contribuição fluvial, em clima semi-árido a árido. 2.2.6 Sequência Cretácea Neste período, as deposições foram deslocadas para a região do extremo norte e noroeste da bacia, devido à abetura do Atlântico, sendo os depósitos marinhos originários deste oceano, diferentemente dos depósitos anteriores. Esta sequência é caracterizada pelas formações Codó, Corda, Grajaú e Itapecuru. a) Formação Corda: composta por arenitos vermelhos, muito finos/finos a médios, seleção regular a boa, semifriáveis a semicoesos, ricos em óxido de ferro e zeólitas, ocorrendo sobrejacente ao basalto. Há muitos fragmentos dos referidos arenitos funcionando como arcabouço. A formação em questão apresenta estratificações cruzadas de grande porte, climbings e ripples, fluxos de grãos e outras estruturas de dunas eólicas. Estes dados sugerem um ambiente de deposição de sistema desértico. b) Formação Grajaú: representada pelas rochas aflorantes nas redondezas da cidade homônima – arenitos creme/esbranquiçado, creme/amarelado ou variegados, médios/grossos, subangulosos/angulosos, mal selecionados. É comum a presença de seixos e níveis conglomeráticos. Camadas de arenitos finos a muito finos e pelitos podem ser encontrados eventualmente. Há muitas estruturas cruzadas acanaladas e de carga. Quando encontrados basaltos subjacentes na Formação Grajaú, os mesmos constituem-se fonte fornecedora de material para os corpos areníticos. c) Formação Codó: formado, principalmente, por folhelhos, calcários, siltitos, gipsita/anidrita e arenito. Níveis de sílex e estromatólito são comuns nessa formação. Segundo Rosseti et al., (2001), as Formações Grajaú e Codó foram depositadas em ambiente marinho raso, lacustre e flúvio-deltaico. d) Formação Itapecuru: composta de estratos arenosos e pelíticos, correspondentes a seis ciclos deposicionais atribuídos a vales estuarinos incisos (Rosseti et al., 2001). No entorno de Açailândia, há a predominância de um sistema estuarino-lagunar episodicamente atingido por ondas de grande escala. Estes depósitos possuem padrão trangressivo, representados por arenitos finos, friáveis e com vários tipos de estruturas. Mais subordinadamente, há a ocorrência de pelitos e arenitos conglomeráticos. 11 2.2.7 Rochas Magmáticas Após a fragmentação do Pangea, iniciou-se um novo processo de tectonismo que originou a formação do Atlântico. Estes eventos tectônicos, na região do território brasileiro, possibilitaram a geração de rochas ígneas básicas, intrusivas e extrusivas, divididas em duas uidades: Formação Mosquito e Formação Sardinha. Esses diques e soleiras estão muito presentes na sequência Mesodevoniana-Eocarbonífera, mas ocorrem também na Siluriana. Esses diques são mais raramente encontrados na sequência Neocarbonífera-Eotriássica. Oliveira (2003) encontrou idades através de datações K-Ar e Ar-Ar, entre 149,5 a 87 Ma no primeiro grupo e 215 a 150 Ma no segundo grupo, dividindo-os em: a) Natureza química e isotópica b) Forma de ocorrência na superfície: Na Formação Sardinha, o magmatismo ocorre sob a forma de diques e soleiras pequenas, enquanto na Formação Mosquito há registros de derrames e soleiras. c) Formações Mosquito/ Sardinha: A Formação Mosquito ocorre mais frequentemente na parte oeste e a formação Sardinha na porção leste. Mizusaki & Thomaz Filho (2004) e Zalán (2004) in Vaz et al., (2007) correlacionaram a formação Mosquito com as soleiras de diabásio das bacias do Solimões e Amazonas. Já a formação Sardinha estaria ligada a Formação Serra Geral da bacia do Paraná. O magmatismo da Fm. Mosquito foi correlacionado à abertura do Atlântico Central. Já os eventos magmáticos da Fm. Sardinha foram associados à abertura do Atlântico Sul (Milani e Thomaz Fliho, 2000). 2.3 Sistemas Petrolíferos da bacia do Parnaíba Este sub-tópico está fortemente baseado no trabalho de Petershohn (2007). O principal potencial gerador da bacia é representado pelos folhelhos radioativos da Fm. Pimenteiras, do Mesodevoniano-Eodevoniano (Figura 2.4). Tal formação integra a supersequência Mesodevoniana-Eocarbonífera da Bacia do Parnaíba e representa seu principal evento de transgressão. Os folhelhos da Fm. Pimenteiras apresentam COT (carbono orgânico total) médio entre 2% e 2,5%, com teor máximo de 6%, e matéria orgânica tipos II e III (Rodrigues, 1995). Rochas geradoras secundárias também incluem os folhelhos escuros laminados e bioturbados da Fm. Longá, também do Devoniano, e os folhelhos escuros bioturbados sideríticos e carbonáticos da Fm. Tianguá, do Siluriano. Todas essas rochas geradoras são cortadas por intrusões de diabásio (Figura 2.5). O mapa de isópacas e dados de raios gama, COT e reflectância da vitrinita (R0) da Fm. Pimenteiras são mostrados na figura 2.6. Mapas de isólitas e COT dos folhelhos radioativos da Fm. Pimenteiras são mostrados na figura 2.7 (Rodrigues, op. cit.). 12 Figura 2.5: Seção estratigráfica esquemática destacando as rochas geradoras potenciais da Bacia do Parnaíba. Retirada de Petersohn (2007). Figura 2.6: Mapa de isópacas da Fm. Pimenteiras e dados do poço PAF-7-MA. Retirada de Petersohn (2007). Figura 2.7: Mapas de isólitas e de teores médios de COT dos folhelhos radioativos da Fm. Pimenteiras. Retirada de Rodrigues (1995). 13 Os principais reservatórios potenciais da Bacia do Parnaíba são representados pelos arenitos da Formação Cabeças, de idade Devoniana, sotoposto ao principal gerador, isto é, aos folhelhos radioativos da Fm. Pimenteiras, e sobreposto pelo gerador secundário da Fm. Longá. Os reservatórios potenciais secundários são os arenitos da Fm. Itaim, do Devoniano, e os arenitos da Fm. Ipu, do Siluriano. Esses reservatórios são cortados por diques de diabásio (Figura 2.8). Os mapas de isópacas e porosidade da Fm. Cabeças são mostrados na figura 2.9 (Petersohn, 2007). Figura 2.8: Seção estratigráfica esquemática destacando as rochas reservatório potenciais da Bacia do Parnaíba. Devoniano: arenitos da Fm. Cabeças (1) e Itaim (2). Siluriano: arenitos da Fm. Ipu (3). Retirada de Petersohn (2007). Figura 2.9: Mapas de isópacas e de distribuição de porosidade da Fm. Cabeças. Retirado de Petersohn (2007). As principais armadilhas da Bacia do Parnaíba são representadas por diferentes estruturas relacionadas a três domínios principais (Figura 2.10) (Petersohn, 2007). No Domínio Setentrional, as armadilhas parecem relacionadas a falhas normais em arcos regionais resultantes da abertura do Atlântico Equatorial. No Domínio Central, as armadilhas parecem estar relacionadas às estruturas geradas pelas intrusões magmáticas. Já no Domínio Meridional, as armadilhas parecem ter sido geradas, predominantemente, por estruturas transcorrentes (Rodrigues, 1995). 14 O principal selo da Bacia do Parnaíba é formado pelas rochas pelíticas e as soleiras de diabásio (Ávila, 2010) da Fm. Longá. Esse selo recobre o principal reservatório da bacia, representado pela Fm. Cabeças (Figura 2.11). Os pelitos da Fm. Pimenteiras e intrusivas associadas selam os reservatórios da Fm. Itaim (Devoniano), enquanto os pelitos da Fm. Tianguá e intrusivas associadas selam os reservatórios da Fm. Ipu (Siluriano). Figura 2.10: Domínios estruturais identificados na Bacia do Parnaíba (Milani & Zalán, 1998) (Retirado de Petersohn, 2007). Figura 2.11: Seção estratigráfica esquemática destacando os selos dos sistemas petrolíferos da Bacia do Parnaíba. Devoniano: folhelhos da Fm. Longá (1) e Pimenteiras (2) e diabásios associados. Siluriano: folhelhos da Fm. Tianguá e diabásios associados (3). (Retirada de Petersohn, 2007). A influência térmica do magmatismo basáltico da Bacia do Parnaíba na maturação da matéria orgânica é indicada pelo aumento dos valores de R0 junto aos contatos (cerca de 3,0) com as rochas intrusivas. Os valores de R0 diminuem gradativamente a partir dos contatos, passando de cerca de 2,5, a 120 m, e cerca de 2,0, a 200 m (Rodrigues, 1995). A evolução térmica dos folhelhos da Fm. Pimenteiras parece ter condicionado a formação de gás nas porções mais internas da bacia (e num segmento alongado NW-SE a NW de Teresina) e de óleo nas mais externas (Petersohn, 2007). As principais ocorrências de hidrocarbonetos na Bacia do Parnaíba são mostradas na figura 2.12. 15 Figura 2.12: Principais ocorrências de hidrocarbonetos na Bacia do Parnaíba. Retirado de Milani & Zalán (1998). 16 CAPÍTULO 3: MAGMATISMO E SISTEMAS PETROLÍFEROS 3.1 Sistemas petrlíferos não-convencionais ou atípicos Magoon & Dow (1994 in Araújo et al., 2000) definiram sistemas petrolíferos atípicos quando as rochas geradoras são termicamente maturadas por intrusões ígneas. Ao contrário dos sistemas petrolíferos convencionais, nos sistemas atípicos o calor envolvido na maturação e/ou geração de óleo e gás não advem do histórico de subsidência da bacia, mas sim das intrusões magmáticas. Estes sistemas petrolíferos têm sido identificados em bacias sedimentares do Brasil, em especial nas bacias Paleozóicas como, por exemplo, o arenito betuminoso na Bacia do Paraná (Araújo et al., 2000, 2005, 2006; Thomaz Filho et al., 2008). Sistemas petrolíferos atípicos ocorrem nas Bacias do Solimões, do Amazonas, Parnaíba e Paraná. No caso da Bacia do Solimões, por exemplo, as rochas paleozóicas não afloram e encontram-se intrudidas por diques e soleiras de diabásio, incluídos na Formação Penatecaua (c.a. 220 Ma). A baixa carga sedimentar e reduzido gradiente geotérmico não foram propícios à formação de hidrocarbonetos, o que tornou o magmatismo Penatecaua essencial para a evolução térmica da matéria orgânica contida na rocha geradora e do petróleo acumulado na rocha reservatório, constituindo, assim, sistemas petrolíferos atípicos na bacia (Bender et al., 2001). O efeito do magmatismo sobre os processos de geração, migração e armazenamento de hidrocarbonetos também deve ser considerado na exploração das camadas do pré-sal das bacias de Santos e Campos, dada a proximidade das rochas geradoras e reservatórios com os derrames (e possivelmente também, intrusões) da Província Paraná-Etendeka. Nos sistemas petrolíferos convencionais, a formação de óleo e gás se dá pelo fornecimento de calor gerado pela subsidência da bacia. Esse calor aumenta numa escala de 25° C / Km de profundidade. Nessas condições, a janela para a formação do óleo fica entre 60-120° C. No caso da formação do gás, a janela fica entre 120-140° C (Gomes, 2010). No entanto, para um estudo mais profícuo do efeito do magmatismo sobre os processos de geração, migração e armazenamento de hidrocarbonetos nas Bacias Paleozóicas brasileiras, torna-se necessária uma precisa definição das janelas de óleo e gás associadas às mesmas. É importante ressaltar que o horizonte das janelas de óleo e gás pode migrar em função da taxa de temperatura a que é submetida. Assim sendo, tal efeito propicia as condições para formação de óleo e/ou gás em faixas mais elevadas de temperatura devido ao incremento térmico causado por intrusões ígneas (o que aumenta obviamente o grau geotérmico da bacia). As influências que os modelos sofrem devido a diferentes parâmetros petrofísicos das rochas, como condutividade termal, capacidade térmica, densidade e outros, também podem causar mudanças significativas nos horizontes de óleo e gás (Oliveira et al., 2012). 17 3.2 Efeitos térmicos das intrusões em bacias sedimentares Os tipos mais comuns de intrusões ígneas em bacias sedimentares são diques e soleiras. Os diques são estrututras discordantes, geralmente perpendiculares ou inclinadas em relação ao acamamento intrudido. As soleiras são estruturas concordantes, paralelas ou subparalelas às camadas sedimentares, possuindo normalmente uma grande razão entre comprimento e espessura. Na Bacia do Parnaíba e demais bacias paleozóicas brasileiras são comuns manifestações de magmatismo básico permo-triássico, que ocorrem em sequências espessas de derrames e soleiras associadas a diques (Mizusaki et al., 2008). As bacias paleozóicas brasileiras possuem boas rochas geradoras de hidrocarbonetos no Devoniano e Permiano. As bacias do Paraná, Parnaíba e Amazonas, caracterizam-se pela falta de deformações estruturais intensas, normalmente associadas pelos encontros de placas tectônicas. Essa característica as diferencia das bacias do leste europeu, grandes produtoras de petróleo, estas sim, com deformações estruturais bem desenvolvidas devido às faixas móveis tectônicas. No Brasil, a exceção é a Bacia do Solimões, que possui altos estruturais derivados de eventos trasncorrentes, devido ao tectonismo andino (Thomaz Filho et al., 2008). Apesar das bacias não apresentarem tais estruturas, as mesmas possuem intrusões ígneas que favorecem a produção de óleo e/ou gás. Estudos na Bacia do Parnaíba mostram que o efeito térmico de uma soleira de 9 metros de espessura gera uma área de influência térmica que ultrapassa em 170% a distância em relação à espessura da camada intrusiva (Rodrigues, 1995). No caso de múltiplas intrusões, supõe-se que o efeito térmico pode ser potencializado. Esse processo pode variar em suas dimensões em função da profundidade em que se implantou a intrusão, sendo maior o calor transmitido quanto maior for a profundidade (Thomaz Filho et al., 2008). O conhecimento dos parâmetros que controlam intrusôes magmáticas gera importantes informações sobre os caminhos de migração de fluidos e sobre o desenvolvimento térmico e estrutural de bacias sedimentares afetadas por vulcanismo, caracterizadas por conter expressivos complexos intrusivos e extrusivos. Tais informações são importantes em estudos sobre recursos petrolíferos e hidrogeológicos (Neumann et al., 2003). Os parâmetros controladores da intrusão de soleiras em bacias sedimentares são: densidade e pressão do magma; espessura da sobrecarga; barreiras de fluidos e produção de vapor (interação com sedimentos úmidos); descontinuidades mecâncias (acamamento); stress horizontalmente estratificado; existência de fraturas e falhas; o nível de inversão de densidades entre o magma e a rocha encaixante (Neumann et al., 2003). 18 Figura 3.1: Diagrama de ilustração do mecanismo de intrusão de uma soleira de diabásio (Wanderley Filho et al., 2006 in Fernandes, 2011). Três modelos de intrusão de soleiras (Figura 3.2), considerados bem conhecidos são destacados por Neumann et al., (2003): 1) o modelo de Francis (1982) in Neumann et al., 2003, propôs que a intrusão de diques alimentadores nas bordas da bacia, a uma distância acima do nível neutro de flutuabilidade, onde a densidade do magma se iguala a densidade das encaixantes. Logo, o dique fica obstruído, causando o início da formação das soleiras onde a densidade do magma ainda excede a das encaixantes. Conseqüentemente, o fluxo magmático é controlado pela gravidade e direcionado para o centro da bacia, seguindo o plano de mergulho das rochas encaixantes; 2) o modelo de Chevallier & Woodford (1999) in Neumann et al., 2003, no qual o magma, alimentado por um dique, ascende e segue na estratigrafia da bacia formando a soleira externa. Posteriormente, o soerguimento resultante dos sedimentos sobrepostos àquela soleira gera uma fratura na parte central, em níveis inferiores da estrutura, formando uma soleira interna; 3) o modelo de Malthe- SØrenssen et al., (2004) in Neumann et al., 2003, baseado em modelagem numérica, difere dos outros modelos, pois não considera os diques alimentadores. Este último modelo sugere que em bacias com campo isotrópico de esforços, as soleiras tendem a adotar a forma de pires. Durante a intrusão da soleira, campos de tensão anisotrópicos se formam nas bordas, devido à elevação da sobrecarga dos estratos. Esta assimetria de stress leva à formação de segmentos de soleiras transgressivas, quando o comprimento do segmento horizontal superior excede 2 a 3 vezes a espessura da sobrecarga. Considerando-se uma soleira de diabásio intrudida em uma sequência sedimentar, podese supor que existe uma preferência da direção do transporte de calor através desse corpo ígneo, proporcionando o efeito chaminé, que consiste no transporte de calor, através de um corpo mais condutivo, das porções mais profundas para as mais rasas, como ocorre no efeito do sal. Como as rochas magmáticas possuem alta capacidade térmica, as mesmas promovem o aquecimento das camadas sedimentares a sua volta. Logo, cabe ressaltar que no caso da existência de matéria orgânica, este calor provido pelas intrusões pode causar o fenômeno de maturação. 19 Modelos de efeito térmicos causados por intrusões magmáticas também foram propostos para a Bacia do Parnaíba. (p.ex: Rodrigues, 1995). No caso das Bacias do Amazonas, Solimões e Parnaíba, além da importância do efeito térmico para o processo de maturação, os diques podem ainda ter auxiliado no processo de migração do óleo. Adicionalmente, as soleiras representam potenciais selos. Todos os eventos necessários para a constituição de sistemas petrolíferos são encontrados na Bacia do Parnaíba. O sincronismo entre os eventos também sugere sua potencialidade para exploração de hidrocarbonetos (Tabela 3.1). A ação dessas rochas intrusivas na geração e maturação de hidrocarbonetos deve acontecer de forma “específica”, para que, ao invés de ajudar no processo, acabe destruindo ou prejudicando a formação de hidrocarbonetos (Marques, 2008). Um exemplo no Brasil são os casos de análise dos efeitos térmicos das intrusões nos processos de maturação e geração de hidrocarbonetos associados ao diabásio Pebatecaua, na Bacia do Solimões, responsável por grandes campos de óleo e gás na Amazônia e as soleiras da respectiva bacia (Thomaz Filho et al., 2008). Figura 3.2: Modelos de intrusão de soleiras. a) modelo de Francis (1982 in Neumann et al., 2003); b) modelo de Chevallier & Woodford (1999 in Neumann et al., 2003); c) modelo de Malthe-Sørenssen et al. (2004). Os números indicam os estágios individuais de desenvolvimento da soleira. Note que as geometrias do fluxo do magma dentro da intrusão são diferentes nos modelos individuais. (Modificada de Neumann et al., 2003) 20 Tabela 3.1: Ilustração do sincronismo de processos e eventos de sistemas petrolíferos na Bacia do Parnaíba. D=Devoniano; M=Mississipiano; Ps=Pensilvaniano; J=Jurássico; C=Cretácio. (Modificada de Petersohn, 2007). Pr=Permiano; T=Triássico; Processo/Elemento D M Ps Pr T J K Formação de rocha geradora Formação de reservatório Formação de selo Formação de armadilha Geração e migração Estudos efetuados nos folhelhos da Formação Irati, na Bacia do Paraná, por (Araújo et al., 2000), mostraram que o valor original do índice de hidrogênio cai a zero onde a espessura da soleira é igual ou maior que a espessura do horizonte gerador, além dos níveis de carbono orgânico total reduzirem 30% em média, (Figura 3.3). Figura 3.3: Modelo de geração e migração primária do sistema petrolífero permiano da Bacia do Paraná (Araújo et al, 2000). Há presença de fraturas e microfraturas provenientes do craqueamento termal do querogênio da Formação Irati devido aos efeitos da intrusão ígnea, além da espessura do halo térmico provocado pelo metamorfismo de contato, no qual há redução dos valores de COT, IH e S 2. Assim, o curto período geológico de atuação dessas intrusões, obriga que, neste curto espaço de tempo, as condições de migração, trapeamento e acumulação estejam presentes, para a existência do tipo de sistema petrolífero não-convencional (Rodrigues, 1995). 3.3 Magmatismo da Bacia do Parnaíba: comparações com outras Bacias Paleozóicas Inicialmente, podem-se citar as diferenças reconhecidas nos eventos magmáticos que ocorreram nas Bacias Paleozóicas (Silva et al., 2003). 21 A Bacia do Parnaíba possui eventos magmáticos do Triássico, Jurássico e Neocomiano presentes. Sendo assim possui intrusões de composição variada, indo de composição toleítica (125-180Ma), passando por toleítica e intermediária (130 Ma), básica e intermediária (130Ma), básica e intermediária (80-90Ma) até intermediária a alcalina (40-60Ma) (Silva et al., 2003). Na Bacia do Paraná, além dos eventos presentes na Bacia do Parnaíba, distingui-se pelo evento do Neocomiano. Este evento ocorreu de forma muito intensa nesta bacia, sendo o responsável por construir os imensos derrames de basalto da Formação Serra Geral (Silva et al., 2003). As Bacias do Solimões e Amazonas possuem dois grandes episódios magmáticos, sendo eles do Triássico e Jurássico (Silva et al., 2003). A Bacia do Parnaíba, bem como as Bacias do Paraná e Amazonas, caracteriza-se pela falta de deformações estruturais intensas, geralmente associadas a faixas de dobramentos desenvolvidas pelo encontro de placas tectônicas (Thomaz Filho et al., 2003). Já a Bacia do Solimões se diferencia pela ação do tectonismo andino, que gerou altos estruturais derivados de eventos transcorrentes (Figura 3.4); (Caputo & Silva, 1990 in Thomaz Filho et al., 2008). Figura 3.4: Geração das estruturas em resposta aos esforços compressivos de grande magnitude e zonas de transcorrência destrais. 1- Megacisalhamento do Solimões, transcorrência destral; 2 – Arco de Iquitos; 3Arco de Carauari; 4- Arco de Purus. (Retirada de Valle, 2010). Abaixo, algumas das características dos derrames e/ou intrusões das bacias Paleozóicas brasileiras são listadas: 22 Bacia do Solimões: Há ocorrências de soleiras de diabásio de idade triássica (205,7 Ma). Tais soleiras possuem uma uniformidade química muito grande, não sendo possível distinguir as mais recentes das mais antigas apenas com base em datações radiométricas. Porém, há uma diferença na concentração de Cr e Ni na soleira inferior, onde estes elementos estão mais enriquecidos (Filho et al., 2007). Bacia do Amazonas: Magmatismo básico na forma de enxames de diques e soleiras de diabásio orientados na direção norte/sul. Os eventos mais importantes são os diques permojurássicos e os diabásios juro-cretáceos (Cunha et al., 1994). Bacia do Paraná: A Formação Serra Geral é a maior área de rochas ígneas continuamente expostas do país. A referida formação é do Cretáceo Inferior, sendo composta por derrames de lava básica que cobrem uma área de 1.200.000Km2. Expressivo magmatismo de natureza intrusiva (representado por soleiras aflorantes principalmente na parte nordeste da Bacia do Paraná e pelos enxames de diques do Arco de Ponta Grossa, da Serra do mar e de Florianópolis) ocorreu associado ao vulcanismo. As rochas da Província Magmática do Paraná ocorrem como sucessões de derrames com expessura média de 650m, sendo a expessura máxima encontrada de 1700m (Marques & Ernesto, 2004). Bacia do Parnaíba: Diques e soleiras estão presentes em maior quantidade na Sequência Mesodevoniana-Eocarbonífera e também na siluriana. No entanto, os mesmos são mais raros na neocarbonífera-eotriássica. A expessura média da Formação Sardinha é de 20m. Alguns autores correlacionam a Formação Mosquito com soleiras de diabásio das bacias do Solimões e Amazonas (idades de 210-201Ma) e que a Formação Sardinha seria correlata da Formação Serra Geral da bacia do Paraná (137-127Ma) (Vaz et al., 2007). Pode-se citar o exemplo positivo da Bacia do Solimões, o que consolida a eficácia de sistemas petrolíferos não-convencionais. Além da expressiva produção de 34,8 mil barris de petróleo por dia (em junho de 2011), tal bacia possui a terceira maior produção de gás natural do país, com cerca de 11,8 milhões de metros cúbicos diários (ANP, 2011). Situação similar a este exemplo pode vir a ser encontrada na Bacia do Parnaíba na medida em que houver aumento de estudos e perfurações. 23 CAPÍTULO 4: CONSIDERAÇÕES FINAIS 4.1 Relações entre magmatismo e sistemas petrolíferos Uma das relações a serem abordadas no tocante ao magmatismo e sistemas petrolíferos é a que envolve rocha geradora/calor, pois a transformação da matéria orgânica presente na rocha geradora em hidrocarbonetos depende de calor (Figura 4.2). Quando rochas ricas em matéria orgânica (geralmente folhelhos), contendo entre 4% e 20% (em peso) de matéria orgânica são soterradas, elas ficam sujeitas a um aumento de temperatura e pressão. A janela de óleo é um intervalo geralmente entre 60°C e 120°C e a janela do gás corresponde a um intervalo entre 120°C a 200°C. Porém, vale ressaltar que o estudo realizado nesta monografia permite concluir que o aporte de calor na geração/maturação de óleo ou gás pode advir também de intrusões magmáticas, principalmente no caso de bacias ditas frias. A segunda relação que deve ser considerada envolve rocha geradora/tempo. A transformação da matéria orgânica em hidrocarbonetos depende de tempo. Este tempo está associado à história de subsidência da bacia sedimentar. O histórico de subsidência é importante, pois esta subsidência irá gerar o calor necessário para a formação de óleo ou gás (Figura 4.1). Em períodos de soerguimento, a geração de hidrocarbonetos pode ser interrompida pelo resfriamento das rochas. Um fator que pode causar a continuidade da geração de hidrocarbonetos mesmo em períodos de soerguimento é a presença de intrusões magmáticas ou plumas mantélicas. Estes corpos ígneos são capazes de fornecer calor suficiente para a continuidade da maturação da matéria orgânica. Outra correlação que pode ser feita envolve a rocha reservatório/porosidade. A ocorrência de reservatórios de hidrocarbonetos representados por rochas magmáticas em geral, são avaliados como não produtivos. No entanto, rochas magmáticas compõem reservatórios de hidrocarbonetos comercialmente viáveis em aproximadamente trinta países diferentes. Na América do Sul, basaltos fraturados dos campos de Linguado e Badejo, na Bacia de Campos, por exemplo, produzem hidrocarbonetos (Nelson, 2001). De modo semelhante, rochas piroclásticas andesíticas constituem reservatórios importantes na Bacia de Neuquén, na Argentina (Belotti et al., 1995). Na mesma bacia, na região do rio Grande, província de Mendoza, ocorrem óleo e gás em diabásios intrusivos em anticlinais nos blocos altos de falhas de empurrão (Schiuma, 1988), bem como nos arredores da região vulcânica de Auca Mahuida, no nordeste da Província de Neuquén, e nos campos de Aguada San Roque e Lomas las Yeguas, onde gás e condensado são produzidos em diabásios fraturados do Terciário intrudidos nos folhelhos das formações Vaca Muerta e Quintuco, onde estão as rochas geradoras do Cretáceo (Eiras & Wanderley Filho, 24 2003). Há outros exemplos na América do Sul, como no campo de Furbero, no México, onde óleo é recuperado de um lacólito de gabro intrusivo em folhelhos Terciários com produção superior a 1000 barris por dia (Nelson, 2001). Exemplos semelhantes também ocorrem na Venezuela (p.ex.: campo La Paz, P´An, 1982 ) e Chile (p.ex.: campo Largo Mercedes, (Dean et al., 1993). Reservatórios de hidrocarbonetos representados por rochas magmáticas também têm sido descritos, mais recentemente, em outras partes do mundo, como os diabásios do sítio Luo151 em Zhanhua Seg (Qili & Kang, 2003) e da Formação Kongdian do campo Zaoyuan (Zhang, 2003), ambos no leste da China. Várias bacias Meso-Cenozóicas localizadas no leste da China têm rochas magmáticas intrusivas subvulcânicas, bem como extrusivas, predominantemente de composições basáltica e traquítica, como rochas reservatório e capeadoras (Wu et al., 2006). No Vietnã, rochas fraturadas e falhadas do embasamento granítico de Bach-Ho produzem cerca de 130.000 barris por dia de hidrocarbonetos (Pettford & McCaffrey, 2003) Figura 4.1: Esquema comparativo entre profundidade e tempo com a subsidência da bacia e a formação de óleo ou gás (Retirada de www.oilandgasgeology.com) É importante discutir o fato de que a porosidade pode ter origem primária ou secundária. A porosidade primária está relacionada a estruturas geradas pela exsolução da fase fluida do magma, como vesículas, amígdalas e cavidades miarolíticas (Figura 4.3). A porosidade secundária está relacionada a estruturas rúpteis, comumente falhas e fraturas (Figura 4.4). Relação entre rocha selante/permeabilidade também pode ser considerada no caso de rochas ígneas dentro de um cenário que envolve sistemas petrolíferos. As rochas magmáticas possuem baixa permeabilidade, podendo atuar como selantes de reservatórios de hidrocarbonetos. Quando rochas magmáticas apresentam permeabilidade, normalmente está relacionado a estruturas rúpteis, como falhas e fraturas interconectadas. 25 Figura 4.2: Relação entre a profundidade, temperatura e formação de óleo/gás (Retirada de www.oilandgasgeology.com). . Figura 4.3: Exemplo de porosidade primária em rocha magmática (Retirada de Arena, 2008). Estas fraturas são resultado do resfriamento da rocha e só são formadas em níveis crustais menos profundos. Portanto, quanto menor for o gradiente térmico entre a rocha magmática e as rochas encaixantes, menor deverá ser sua permeabilidade e melhor sua função de selante. A permeabilidade das rochas magmáticas também pode estar relacionada às diferentes taxas de resfriamento dos litotipos intrusivos e gradientes térmicos entre estes e suas referidas 26 rochas encaixantes. Assim, a permeabilidade das rochas pode ser pequena devido à presença de margens resfriadas nas intrusivas e rochas encaixantes recristalizadas próximo aos contatos (Figura 4.5), mesmo nos casos em que a permeabilidade seja alta longe dos contatos. É de extrema valia considerar ainda que armadilhas podem ser formadas como resultado da combinação do efeito selante e das diferentes formas intrusivas das rochas magmáticas (Figuras 4.6 e 4.7). Figura 4.4: Exemplo de porosidade secundária em rocha magmática (Retirada de Arena, 2008). 27 Figura 4.5: Contato entre intrusiva e encaixante recristalizada (Arena, 2008). Figura 4.6: Intrusão magmática discordante (dique), criando uma região propícia para a acumulação de hidrocarbonetos. (Retirada de www.geopor.pt/gnet/ptgeol/vulcanismo/filao3. Finalmente, uma relação que pode ser considerada no assunto magmatismo/sistemas petrolíferos envolve as rotas de migração. Hidrocarbonetos podem migrar por estruturas geradas durante a intrusão de magmas, o extravasamento de lavas ou devido ao vulcanismo explosivo. Magmatismo e terremotos são processos associados no tempo e espaço. O vulcanismo, por exemplo, é normalmente precedido de tremores relacionados ao aumento da pressão de fluidos em níveis subvulcânicos. Estes terremotos associados ao magmatismo podem gerar estruturas que propiciem a migração de hidrocarbonetos. 28 Figura 4.7: Diagrama esquemático mostrando as formas de ocorrência de rochas magmáticas (Retirada de Decifrando a Terra, 2000). 4.2 Modelagem termal: Ferramenta para estudos térmicos das intrusões. A modelagem termal é importante e útil para um melhor entendimento e quantificação dos efeitos térmicos de intrusões (diques e soleiras) em rochas encaixantes. Logo, a referida modelagem pode constituir-se em uma ferramenta potencial nos caso de estudos térmicos associados aos sistemas petrolíferos não-convencionais. Trabalhos recentes utilizando reflectância da vitrinita ou modelos termais de campo unidimensional de variação de fluxo térmico (Corrêa, 2007; Valente et al., 2010; Valle et al., 2011) comprovam o crescimento dos estudos nesta área de atuação, mostrando ser esta uma temática demandante para o setor de óleo e gás. Modelos térmicos recentes (Valente et al., 2010; Valle et al., 2011) têm sido elaborados pela linha de pesquisa chamada Modelagem de Processos Geológicos de Alta Energia pertencente ao grupo de pesquisa EDSM-rifte (plataforma LATTES/CNPq), a qual a presente monografia está diretamente relacionada. O gráfico abaixo (Figura 3.10) representa a intrusão de uma soleira na Província Petrolífera do Rio Urucu, com suas respectivas rochas reservatório e geradora representadas em distâncias reais a partir da base da soleira. 29 Figura 4.8: Modelo termal para uma soleira com 396 metros de espessura apresentando diversas curvas de tempo que são indicadas no inset do gráfico. A referida soleira é localizada no campo do Rio Urucu – Subbacia do Juruá. O detalhe na cor rosa à esquerda representa a metade da espessura da intrusão. Além disso, as espessuras e localização das rochas reservatório e geradora estão representadas. (Retirada de Valle etal., 2011) É possível constatar que: 1. O centro da intrusão ainda apresenta valores de temperatura semelhantes aos iniciais após 100 anos de ocorrida a intrusão. 2. A geração e preservação de petróleo se deram entre 3000-80000 anos após a intrusão, desde aproximadamente 342 metros até 1702 metros do contato. 3. Toda matéria orgânica ou petróleo em rochas locadas até 342 metros de distância do contato com a intrusão seria destruída. 4. A geração e preservação de gás ocorrem no intervalo de 342-782 metros, enquanto as do óleo ocorrem no intervalo de 782-1702 metros do contato com a intrusão. 5. A intrusão não exerce mais nenhuma influência térmica na geração ou transformação de hidrocarbonetos após aproximadamente 80000 anos e a cerca de 1702 metros do contato. 6. A distância da rocha reservatório para o contato não ocasionaria em transformação de hidrocarbonetos. 7. A distância da rocha geradora para o contato implicaria numa possível geração de óleo, haja vista que esta se encontra a uma distância favorável ao acontecimento deste processo. 30 8. Devido à intrusão possuir uma elevada e considerável espessura, a mesma gera, consequentemente, uma maior influência nas rochas encaixantes, a maiores distâncias. 9. O deslocamento inicial dos horizontes de geração de gás e óleo tende a diminuir e estabilizar com a diminuição da temperatura a aproximadamente um terço da inicial (aproximadamente 400°C), e ao decorrer do tempo. É essencial que mais modelos sejam aprimorados, levando em conta os diferentes tipos de condições térmicas e difusividade das rochas (intrusões e encaixantes), bem como considerando a possível migração das janelas de óleo e gás causadas pela cinético-química das reações. 4.3 Magmatismo e sistemas petrolíferos: Há relações indiretas? Como pôde ser constatado na presente monografia, a temática magmatismo e sistemas petrolíferos, além de vasta, carece ainda de estudos mais sistemáticos. Um dos questionamentos que devem ser feitos é: Haveria outras relações mais indiretas entre magmatismo e sistemas petrolíferos? Etapas futuras associadas a qualquer estudo científico que envolva a compreensão da ação do magmatismo em um cenário de sistemas petrolíferos não-convencionais devem tentar, de modo profícuo, estabelecer correlações entre os seguintes assuntos: Produtividade primária; Geração de ambientes anóxicos Imposição de anomalias térmicas regionais Imposição de anomalias térmicas locais 31 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS: AGUIAR, G. A. Revisão geológica da bacia paleozoica do Maranhão. In: CONGRESSO BRASILEIRO DE GEOLOGIA, 25., 1971, São Paulo. Anais. São Paulo: Sociedade Brasileira de Geologia, 1971. v. 3, p.113-122. ANP Superintendência de anp.gov.br/brnd/round9/round9/palestras. Definição de Blocos. Disponível em: ARAÚJO L.M., TRIGÜIS J.A., CERQUEIRA J.R. & FREITAS L.C. DA S. 2000. The Atypical Permian Petroleum System of the Paraná Basin, Brazil. In: Mello M.R. & Katz B.J. (eds.) Petroleum Systems of South Atlantic Margins. AAPG Memoir, 73:377-402. ARAÚJO C.C. 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