Monografia Versão de Entrega 1 - R1

UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO RIO DE JANEIRO
INSTITUTO DE AGRONOMIA
DEPARTAMENTO DE GEOCIÊNCIAS
CURSO DE GEOLOGIA
INTEGRAÇÃO DE DADOS GEOFÍSICOS PARA A
INTERPRETAÇÃO DA GEOLOGIA ESTRUTURAL DA BACIA DOS
PARECIS, MATO GROSSO - MT
Aluna
Thamila Bastos de Menezes
Orientador acadêmico: Prof. Dr. Artur Corval
Orientador externo: Renato Lopes Silveira
Julho 2014
1 - Menezes, Thamila
Integração de dados geofísicos para a interpretação da geologia
estrutural da Bacia dos Parecis, Mato Grosso - MT.
Curso de Geologia / Departamento de Geociências
Instituto de Agronomia / Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro UFRRJ
[Seropédica]
Ano 2014
Trabalho de Graduação
Monografia
Área de concentração: Geofísica - Sísmica
AGRADECIMENTOS
Talvez tenha aqui a tarefa mais difícil de todo esse trabalho: a de agradecer, de modo justo,
aos vários amigos, professores e familiares que contribuíram de forma direta ou indireta com o
desenvolvimento dessa minha última tarefa como aluna de graduação. Se não houvesse a
colaboração, a paciência e o estímulo de todas as pessoas que me cercam, não teria sido possível
conciliar tantos afazeres. Foi, sem dúvidas, um esforço de todos nós. Em ordem de lembrança, e
muito especialmente, agradeço:
Aos meus pais, por acreditarem em mim desde o momento que souberam da minha
existência, por me incentivar e conduzir sempre ao caminho do conhecimento. Não poderia ter pais
melhores.
Aos meus irmãos: Tilara, Alessandro e Rafaela, pela irmandade e companheirismo de uma
vida inteira.
Ao meu país e toda sua população que contribui para que nós, brasileiros tenhamos um
ensino superior público de qualidade. Espero retribuir de forma justa e correta todo esse
investimento.
Aos meus orientadores, Artur Corval e Renato Silveira, por toda paciência e dedicação ao
longo
desse
processo,
e
principalmente,
por
dividir
seus
conhecimentos
comigo.
À Adelaide Maia, minha orientadora na CPRM, pela liberação que me concedeu do estágio
nos dias finais e por toda a força e confiança que depositou em mim.
À minha banca avaliadora, Elaine Loureiro e Alan Miranda, que apesar de seus inúmeros
compromissos, se dispuseram a examinar meu trabalho. Agradeço, em especial, à Elaine, que
disponibilizou importantes informações acerca do tema estudado.
Aos meus professores do Departamento de Geociências da UFRuralRJ, por todo o
companheirismo e amizade. Sem o conhecimento deles eu não estaria escrevendo este
agradecimento, nem esta monografia.
Aos “Ruralinos” da turma de 2009, da qual tenho orgulho de fazer parte. Obrigada por esses
cinco anos maravilhosos. Essa monografia também é de vocês.
Às minhas companheiras de faculdade, Lívia Spagnuolo, Mariana Dias e Gabriella Gouveia,
que dividiram comigo ótimos momentos. Tornaram-se amigas para a vida inteira.
I
Aos irmãos agrônomos que a vida me deu quando entrei para a Rural, vocês são
fundamentais na minha vida. Em especial ao Felipe, que é mais do que fundamental e à Heda (In
memoriam).
II
RESUMO
A Bacia dos Parecis é umas das maiores bacias intracratônicas do Brasil. Possui uma área
de aproximadamente 500.000 km2. Está situada majoritariamente na porção norte do estado do
Mato Grosso, com exceção da sua porção oeste que se encontra no estado de Rondônia. Possui
6.000 metros de sedimentos siliciclásticos e é considerada uma bacia de nova fronteira exploratória,
de idade Neoproterozóica. Devido ao pouco conhecimento técnico dedicado à ela e ao potencial
exploratório de hidrocarbonetos, surgiu a ideia de realizar um estudo voltado para a área de
geofísica. Foram utilizadas 3 linhas sísmicas (0295-0001, 0295-0009, 0295-0010) adquiridas pela
ANP (Agência Nacional do Petróleo,Gás Natural e Biocombustíveis) entre os anos de 2008 e 2010.
Além disso, foram utilizados os dados do poço 2-SM-1MT obtido pela Petrobrás nos anos 90. Esses
dados estão geograficamente posicionados na porção central da bacia.
O fluxo de trabalho utilizado foi a correlação entre o poço e a linha sísmica 0295-0010. A
partir desta análise, foi possível reconhecer e caracterizar as formações geológicas nos refletores
sísmicos. Em princípio, foram mapeadas as falhas existentes na área de estudo. Em seguida, a
interpretação realizada nas proximidades do poço foi extrapolada para as demais linhas estudadas.
As interpretações sísmicas, referentes às superfícies geológicas, foram interpoladas e foram
gerados mapas de contorno estruturais e visualizações em 2D e em 3D.
Além disso, foi possível observar a presença de falhas normais e falhas de empurrão. Estas
falhas deram origem à estruturas como grábens, horsts e flor positiva, típicas de processos de
rifteamento. Finalmente, foram identificados leads ou oportunidades exploratórias na linha 02950001, mapeadas na principal rocha reservatório (os arenitos da Formação Raizama) e nos arenitos
da Sequência Siliciclástica Superior. Os leads foram distinguidos sobretudo em anticlinais e
estruturas de Pinchouts.
III
ÍNDICE GERAL
Agradecimentos
Resumo
Índice Geral
Índice Tabelas
Índice Figuras
Capítulo 1: Introdução
1.1
Apresentação ------------------------------------------------------------------------ 1
1.2
Objetivos ------------------------------------------------------------------------------ 1
1.3
Metodologia -------------------------------------------------------------------------- 1
1.4
Justificativa --------------------------------------------------------------------------- 2
1.5
Localização --------------------------------------------------------------------------
2
Capítulo 2: Revisão Temática
2.1
2.2
Sísmica de Reflexão: Conceitos e aplicações ------------------------------
5
2.1.1
Ondas e Propagação -------------------------------------------------
5
2.1.2
Move Out e Normal Move Out -------------------------------------- 9
2.1.3
Processamento Sísmico ---------------------------------------------
2.1.4
Interpretação de dados sísmicos de reflexão ------------------- 10
2.1.5
Análise Estrutural ------------------------------------------------------
2.1.6
Análise Estratigráfica -------------------------------------------------- 12
2.1.7
Modelagem Sísmica --------------------------------------------------- 13
2.1.8
Aplicação de Levantamento Sísmico de Reflexão ------------
9
11
14
Perfilagem geofísica de poço: Conceitos e aplicações ------------------- 15
2.2.1
Perfil de Raio Gama (GR) -------------------------------------------
16
2.2.2
Perfil de Densidade (RHOB) ----------------------------------------
17
2.2.3
Perfil Sônico (DT) ------------------------------------------------------
18
IV
2.2.4
2.3
2.4
Perfil de Resistividade (ILD) ----------------------------------------- 18
Geologia da Bacia dos Parecis -------------------------------------------------
19
2.3.1
Estratigrafia -------------------------------------------------------------- 19
2.3.2
Evolução tectonossedimentar --------------------------------------
2.3.3
Sistemas petrolíferos -------------------------------------------------- 26
23
O uso do software Petrel em estudos geofísicos --------------------------- 31
Capítulo 3: Apresentação dos Dados
3.1
Dados Geofísicos: linhas sísmicas e poço ----------------------------------- 34
3.2
Interpretação dos dados sísmicos ---------------------------------------------
35
Capítulo 4: Considerações Finais
4.1
Sumário de Resultados Finais --------------------------------------------------
4.2
Discussões e Conclusões -------------------------------------------------------- 47
Capítulo 5: Referências Bibliográficas
44
49
V
ÍNDICE TABELAS:
Tabela 3.1: Tabela tempo x profundidade.
____________________________________________________________________________
ÍNDICE FIGURAS:
Figura 1.1:
Mapa de Localização da Bacia dos Parecis. A área correspondente à referida bacia está
representada em um inset na figura. Modificada de Bahia (2006).
Figura 1.2:
Limites estruturais NE e SE da Bacia dos Parecis. Retirada de Bahia (2006).
Figura 2.1:
Representação das ondas P e S. Retirada de Alves (2009).
Figura 2.2:
Representação da Lei de Snell. Retirada de Alves (2009).
Figura 2.3:
Método sísmico em terra. Retirada de http://www.geoexpert.ch/reflection-seismic.html
Figura 2.4:
Mapa estrutural do campo de Libra. Primeira rodada Pré-Sal. Retirado de ANP (2013).
Figura 2.5:
Processamento de uma modelagem sísmica (Sismograma Sintético).
Figura 2.6:
Aplicabilidade do método sísmico. Sismogramas sem interpretação (acima) e com
interpretação (abaixo) Retirada de Aula de Reflexão I- UNESP 2007.
Figura 2.7:
Curvas extraídas de uma perfilagem geofísica de poço.
Figura 2.8:
Carta Estratigráfica da Bacia dos Parecis retirada de Bahia (2006).
Figura 2.9:
Evolução Estratigráfica segundo Zalán e Haeser. Retirada de ANP (2013).
Figura 2.10: Arcabouço Estrutural da Bacia dos Parecis. Retirado de Bahia (2007).
Figura 2.11: Mapa gravimétrico da Bacia dos Parecis. Retirado de Bahia (2007).
Figura 2.12: Arcabouço Estrutural segundo Haeser (2013). Retirado de Haeser (2013).
Figura 2.13: Formação Puga (destacada em verde escuro) como rocha geradora da Bacia dos Parecis e ao
lado seu perfil de raio gama anômalo com um intervalo de 100m (4600 a 4700m). Retirado de
Haeser (2013).
Figura 2.14: Rochas reservatório do sistema petrolífero da Bacia dos Parecis. Retirado de Haeser (2013).
Figura 2.15: Selos do sistema petrolífero da Bacia dos Parecis. Retirado de Haeser (2013).
VI
Figura 2.16: Trapas - Altos estruturais e anticlinais da Formação Raizama e do Grupo Araras. Retirado de
Haeser (2013).
Figura 2.17: Trapas - Baixos estruturais da Formação Puga e da Sequência Siliciclástica Superior. Retirada
de Haeser (2013).
Figura 2.18: Interpretação sísmica 3D gerada no Petrel E&P. Retirado de Schlumberger (2014).
Figura 2.19: Exemplo de modelagem geológica. Retirado de Schlumberger (2014).
Figura 2.20: Resultado de simulação realizada no Petrel. Retirado de Schlumberger (2014).
Figura 3.1:
Localização das linhas sísmicas na Bacia dos Parecis.
Figura 3.2:
Curvas obtidas do poço e correlacionadas com os topos das formações segundo a carta
estratigráfica de Zalán e Haeser (2013).
Figura 3.3:
Correlação da linha 0295-0010, sem interpretação, com as curvas de raio gama (colorida) e
sônico (em vermelho).
Figura 3.4:
Gráfico tempo x profundidade. Foi ajustada uma reta (y=ax-b), onde o coeficiente "a" representa
a velocidade média dos sedimentos na linha 0295-0010. A velocidade estimada foi de 3752
m/s.
Figura 3.5:
Linha sísmica 0295-0001 sem interpretação (acima) e com interpretação (abaixo).
Figura 3.6:
Linha sísmica 0295-0009 sem interpretação (esquerda) e com interpretação (direita).
Figura 3.7:
À esquerda: Linha 0295-0010 sem interpretação, apenas com as curvas de raio gama (colorida)
e sônico (em vermelho). À direita: Linha sísmica 0295-0010 com interpretação e com as curvas.
Figura 3.8:
Interpolação 2D da Fm. Puga (potencial geradora) com as linhas sísmicas.
Figura 3.9:
Interpolação do Gr. Raizama (potencial reservatório) com as linhas sísmicas.
Figura 3.10: Interpolação 2D do embasamento com as linhas sísmicas.
VII
Figura 3.11: Interpolação 3D do embasamento com as linhas sísmicas.
Figura 4.1:
Linha 0295-0001.
Figura 4.2:
Linha 0295-0009. A Fm. Puga não foi possível ser identificada nesta linha.
Figura 4.3:
Linha 0295-0010.
Figura 4.4:
Linha 0295-0001 com os possíveis leads de hidrocarbonetos.
VIII
CAPÍTULO 1: INTRODUÇÃO
1.1 Apresentação
Esta monografia está vinculada à disciplina Trabalho de Graduação (IA 243) do curso de
Geologia da Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro (UFRRJ) e tem como título: Integração
de Dados Geofísicos para a Interpretação da Geologia Estrutural da Bacia dos Parecis, Mato Grosso
- MT. A monografia foi orientada internamente pelo professor Dr. Artur Corval, do Departamento de
Geociências (DEGEO) da UFRRJ e, externamente, por Renato Lopes Silveira, especialista em
Geologia e Geofísica do Petróleo da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
(ANP).
1.2 Objetivos
O objetivo principal deste trabalho é interpretar dados geofísicos de sísmica de reflexão e
perfilagem de poço de modo integrado a fim de conhecer a geologia estrutural e identificar trapas
estruturais da Bacia. Deste modo, torna-se possível a análise do potencial exploratório da bacia em
estudo quanto a hidrocarbonetos.
1.3 Metodologia
A presente monografia de graduação será desenvolvida segundo os seguintes métodos:
1) Revisão temática sobre os temas: a) conceitos e aplicações de sísmica de reflexão e
perfilagem de poço; b) Geologia e estratigrafia da Bacia dos Parecis; c) aplicações do
software Petrel E&P em estudos geofísicos.
2) Utilização de dados sísmicos de reflexão e de perfilagem de poços com intuito de
compreender a geologia estrutural da área de estudo.
3) Integração e interpretação dos dados supracitados para a determinação dos potenciais
reservatórios da bacia com o auxílio do software Petrel E&P.
1
1.4 Justificativa
A Bacia dos Parecis é considerada uma bacia de nova fronteira e, por isso, pouco explorada.
Alguns estudos (Siqueira, 1989b; Santos et al., 1990; Alves et al., 2008) mostram a existência de
exsudações de gás (Região de Salto Magessi), além de ocorrências de hidrocarbonetos em
afloramentos da Formação Araras, de idade Neoproterozóica.
Este trabalho mostra-se relevante como tema de uma monografia de graduação, pois o
discente terá a oportunidade de compreender, desenvolver e dominar técnicas e métodos
relacionados a uma determinada área do conhecimento geocientífico, o que é uma das metas de
um trabalho final de graduação. Adicionalmente, a presente monografia pode contribuir com novas
informações sobre a bacia e seu potencial exploratório.
1.5 Localização
A Bacia dos Parecis é uma das maiores bacias intracratônicas brasileiras, localizada na
região Centro-Oeste, entre as bacias do Solimões (NW), Alto Tapajós (N) e Paraná (S), na região
foreland da Cordilheira dos Andes (Figura 1.1). Cobre uma área de 500.000 km2 nos estados de
Rondônia e Mato Grosso, acumulando mais de 6.000 m de sedimentos paleozóicos, mesozóicos e
cenozóicos, essencialmente siliciclásticos. Ocupa a porção sudoeste do Cráton Amazônico, entre os
cinturões de cisalhamento Rondônia e Guaporé. Os limites sudeste e nordeste da bacia são os arcos
do Xingu (Almeida,1983 apud Bahia, 2006) e Rio Guaporé, respectivamente (Figura 1.2)
(Bahia,2006).
2
Figura 1.1: Mapa de Localização da Bacia dos Parecis. A área correspondente à referida bacia está
representada em um inset na figura. Modificada de Bahia (2006).
3
Figura 1.2: Limites estruturais NE e SE da Bacia dos Parecis. Retirada de Bahia (2006).
4
CAPÍTULO 2: REVISÃO TEMÁTICA
2.1 Sísmica de Reflexão: conceitos e aplicações
2.1.1 Ondas e Propagação
As ondas mecânicas propagam-se através de um meio qualquer e podem ser originadas, no
caso do levantamento sísmico, de uma fonte sísmica. Este tipo de pulso gera dois tipos de ondas:
as volumétricas (P e S) e as superficiais (Love e Rayleigh).
As ondas volumétricas, ou body waves, propagam-se radialmente a partir da fonte e se
dividem em ondas P e ondas S. As ondas P são ondas compressivas, ou longitudinais, que
provocam nas partículas do meio onde se propagam um movimento paralelo à direção de
propagação da onda. Conforme Alves (2009), estas ondas são assim denominadas por serem as
primeiras a chegar no sismógrafo. Também são as mais importantes na sísmica de reflexão. As
ondas S são ondas cisalhantes, ou transversais, que impõem às partículas um movimento
perpendicular à direção de propagação da onda (Figura 2.1).
Além dessas, existem ondas sísmicas - geradas por reverberações e somatórias das ondas
P e S, sendo ondas Rayleigh e Love, que se propagam ao longo de uma superfície. Estes tipos de
ondas não são importantes para a sísmica de reflexão, exceto como forma de ruído (Alves, op.
cit.).
5
Figura 2.1: Representação das ondas P e S. Retirada de Alves (2009).
As ondas P e ondas S apresentam diferentes velocidades de propagação que são expressas
com base no módulo de rigidez µ, no módulo de volume K (bulk modulus) e na densidade do material
ρ.
Sendo VP a velocidade das ondas P e VS a velocidade das ondas S, temos então que:
(1)
(2)
O módulo de rigidez (µ) é uma medida de resistência do material à tensão do corte. O módulo
de volume (K) é uma medida de resistência do material a uma determinada compressão uniforme.
De acordo com a equação (2) é possível notar que a propriedade elástica condicionante da
velocidade das ondas transversais é reconhecida como módulo de rigidez. Como µ = 0 nos fluidos,
as ondas transversais (ondas S) não conseguirão ser propagadas neste meio, pois não opõem
resistência ao cisalhamento. Em contrapartida, as ondas P nos fluidos vão ter uma velocidade de:
(3)
6
Comparando a velocidade das ondas P com a velocidade das ondas S nos sólidos vemos
que:
(4)
Logo, pode-se concluir que as ondas P são mais rápidas que as ondas S.
Outra grandeza, característica do meio, importante a definir é a impedância acústica (Z).
Esta grandeza é dada como o produto da densidade do material pela velocidade VP da propagação
das ondas compressivas. Quando uma onda sísmica encontra uma interface de impedância
diferente, a mesma vai submete-se ao fenômeno de reflexão. Observando a Figura 2.2, é possível
constatar que (pela conservação de energia e desprezando perdas de calor e a conversão de ondas
sísmicas) a energia da onda incidente será o resultado da soma da energia refletida com a energia
refratada (Alves,2009).
Os fenômenos de reflexão e de refração são explicados pela Lei de Snell através da relação
entre os ângulos de reflexão e refração de uma onda que incide numa interface de dois meios com
diferentes impedâncias. Considerando ainda a Figura 2.2, a Lei de Snell é:
(5)
7
Figura 2.2: Representação da Lei de Snell. Retirada de Alves
(2009).
Sendo: V1 e V2 as velocidades das ondas nos meios 1 e 2; i e r os ângulos de reflexão e
refração, respectivamente.
Observando a equação (5) podemos chegar à conclusão que os ângulos de incidência e de
reflexão têm que ser o mesmo e que o ângulo de refração vai depender do ângulo de incidência e
da relação das velocidades nos dois meios. No caso em que: sin r =1 e sin i = V1 / V2, estamos
perante uma refração crítica que ocorre quando r=90º. Neste caso designa-se por ângulo crítico C
e a onda refratada vai-se deslocar ao longo da interface entre os dois meios com velocidade V2.
Para ângulos maiores que C vai ocorrer reflexão total, ou seja, não se dá refração (Alves,2009).
Supondo que uma onda de amplitude A0 que incide perpendicularmente numa interface
horizontal e homogênea, podem-se definir duas grandezas que são o coeficiente de reflexão R e o
coeficiente de transmissão T, derivadas das equações de Zoeppritz.
O coeficiente de reflexão R pode ser definido como a razão entre a amplitude da onda
refletida Ar com a amplitude da onda incidente Ai:
(6)
Quando Z2 > Z1 e R forem um valor positivo, a onda refletida vai estar em fase com a onda
incidente. Se o comportamento for o contrário a onda refletida estará em oposição de fase com a
onda incidente (Alves, 2009).
8
2.1.2 MOVE OUT e NORMAL MOVE OUT.
As reflexões são os eventos mais importantes numa seção sísmica. Na aquisição sísmica,
a fonte e o receptor estão localizados a uma certa distância entre si, designada por offset. Isto faz
com que as reflexões tenham um atraso nos tempos de chegada, sendo que os receptores mais
afastados da fonte vão receber a reflexão tardiamente em relação aos receptores localizados
próximo à fonte. (Alves,2009)
O move out é definido como a diferença entre os tempos de reflexão em uma superfície
plana devido à variação da distância fonte-receptor (offset). Já o Normal move out (NMO) é a
correção responsável pela compensação do atraso nos tempos de chegada dos traços, o que é
causado pela diferença da distância entre a fonte- receptor (Alves, op. cit.).
2.1.3 Processamento Sísmico
No método sísmico, um sinal acústico/elástico é emitido por uma fonte (airgun, vibroseis ou
dinamite) que pode se propagar através das camadas geológicas. Este sinal, propagando-se em
subsuperfície depara-se com camadas de diferente impedância acústica – produto da velocidade
de propagação pela densidade da camada – parte de sua energia é refletida, sendo esta captada
por receptores mecânicos-elétricos (geofones ou hidrofones). Por outro lado, parte da energia deste
sinal é transmitida para camadas subjacentes (Kearey et al., 2009), como descritos na Figura 2.3.
9
Figura 2.3: Método sísmico em terra. Retirada de http://www.geoexpert.ch/reflection-seismic.html
Os dados coletados, por sua vez, não estão prontos para a interpretação sísmica, fazendose necessário o processamento acurado destes dados. Para isso técnicas matemáticas e
computacionais são utilizadas a fim de melhorar a qualidade dos mesmos e reposicionar os
refletores de maneira semelhante com a sua posição real.
2.1.4 Interpretação de dados sísmicos de reflexão
Existem dois tipos de dados sísmicos: bi e tridimensionais. No trabalho será considerado
apenas o tipo de dado bidimensional. Os resultados de levantamentos deste tipo são apresentados
ao intérprete como seções sísmicas, com base nas quais as informações geológicas são extraídas
por meio de análises do padrão de eventos de reflexão. As interpretações são correlacionadas linha
a linha e os tempos de reflexão dos eventos selecionados são comparados diretamente nas
intersecções de perfis. Há duas vertentes para a interpretação de seções sísmicas: a análise
estrutural, que é o estudo da geometria do refletor baseado nos tempos de reflexão, e a análise
10
estratigráfica ou estratigrafia sísmica, que representa a análise das sequências de reflexão como
expressão sísmica de sequências deposicionais diferentes. As referidas análises são muito úteis
para modelagem sísmica, onde sismogramas sintéticos são construídos sob forma de modelos
em camada de modo a se obter uma melhor compreensão do significado físico dos eventos de
reflexão dentro destas seções sísmicas (Kearey et al., 2009).
2.1.5 Análise estrutural
A principal aplicação da análise estrutural de seções sísmicas está na investigação de trapas
estruturais que podem conter possíveis acumulações de hidrocarbonetos. De um modo geral, a
interpretação ocorre durante a atividade exploratória, o que leva (ao longo do tempo) a um aumento
no volume de informações relacionadas à geologia de subsuperfície.
A maior parte das interpretações estruturais é realizada em unidades de tempos duplos de
reflexão, em vez de profundidade, sendo construídos mapas estruturais em tempo que apresentam
a geometria de eventos de reflexão. Mapas de contorno estrutural (Figura 2.4) podem ser
construídos a partir desses mapas, através da conversão dos tempos de reflexão em profundidades,
usando-se informações de velocidade apropriadas. Os mapas estruturais em tempo se assemelham
aos de contorno estrutural. No entanto, tais mapas são sujeitos a distorções associadas a mudanças
laterais de velocidade ou mudanças verticais no intervalo de subsuperfície sobreposto ao refletor
(Kearey et al., 2009).
11
Figura 2.4: Mapa estrutural do campo de Libra. Primeira rodada. Pré-Sal. Retirado de ANP (2013).
2.1.6 Análise estratigráfica
A estratigrafia sísmica envolve a subdivisão de seções sísmicas em sequências de reflexões
que são interpretadas como a expressão sísmica de sequências sedimentares geneticamente
relacionadas. Existem dois princípios por trás dessa análise: primeiro, as reflexões são usadas para
definir unidades cronoestratigráficas, já que os tipos de interface de rocha que produzem reflexões
são superfícies estratais e discordâncias; em contraste, os limites de unidades litológicas
diacrônicas tendem a ser transicionais e não produzem reflexões. Segundo, sequências
sedimentares que se relacionam geneticamente, em geral compreendem um conjunto de estratos
concordantes que exibem discordâncias com sequências sobrepostas e sotopostas (Kearey et al.,
2009).
A aplicação da análise estratigráfica é eficiente na identificação de sequências
sedimentares, que aumentam consideravelmente as chances de se localizar, com sucesso, trapas
de hidrocarbonetos em ambientes de bacias sedimentares.
12
2.1.7 Modelagem sísmica
A Modelagem sísmica ou Amarração de dados é um dos processos mais relevantes e
complexos na interpretação de dados sísmicos. Consiste em comparar informações entre dados de
profundidade
(curvas)
e
tempo
(sísmica
no
domínio
do
tempo)
e
correlacioná-las
interpretativamente. É um processo subjetivo que pode variar de acordo com o intérprete, as
informações disponíveis na área e a resolução do dado. As duas principais utilidades são:
correlacionar marcadores geológicos e horizontes sísmicos (superfícies interpretadas) –
estabelecer qual evento (refletro sísmico) representa qual superfície em termos geológicos e gerar
acuradas relações tempo-profundidade – quanto mais correta a correlação entre informações em
tempo e em profundidade, mais acurado será o modelo de velocidade.
A modelagem sísmica envolve a produção de sismogramas sintéticos para sequências
acamadadas, com a finalidade de investigar os efeitos da variação dos parâmetros do modelo sobre
a forma dos sismogramas resultantes. Tanto os sismogramas quanto as seções sísmicas sintéticas
podem ser comparados com dados observados, e os modelos podem ser manipulados para simular
estes dados. Através disso, podem-se obter insights valiosos sobre a geologia de subsuperfície
responsável por uma determinada seção sísmica. O tipo padrão do sismograma sintético representa
a resposta sísmica à propagação vertical de uma forma de onda de fonte hipotética através de um
modelo da subsuperfície composto por uma série de camadas horizontais de diferentes
impedâncias acústicas. Cada limite de camada reflete alguma energia de volta à superfície, a
amplitude e a polaridade das reflexões sendo determinadas pelo contraste de impedância acústica.
O sismograma sintético contém a soma das reflexões individuais em suas corretas relações de
tempo de percurso (Kearey et al., 2009).
O sismograma sintético é um traço sísmico calculado no poço a partir das curvas do Sônico
(DT) e da densidade (RHOB). O sismograma sintético em profundidade é comprado ao dado
sísmico em tempo e, assim, poderá ser feita uma melhor integração entre tempo e profundidade.
13
Figura 2.5: Processamento de uma modelagem sísmica.
2.1.8 Aplicações de levantamentos sísmicos de reflexão
As décadas de 1980 e 1990 desempenharam um papel importante no desenvolvimento dos
levantamentos sísmicos de reflexão. Foi neste período que ocorreu um grande progresso na
qualidade geral das seções de registros sísmicos, devido à mudança para sistemas de aquisição
de dados digitais e ao uso de técnicas de processamento mais poderosas. Simultaneamente, a
gama de aplicações do método aumentou de maneira significativa. Antes, os levantamentos de
reflexão tratavam quase que exclusivamente da busca de hidrocarbonetos e de carvão a
profundidades de uns poucos quilômetros. Agora, este método está sendo usado intensamente para
estudos da crosta continental e do manto superior, a profundidades de várias dezenas de
quilômetros. Na outra extremidade do espectro de profundidades-alvo, o método vem sendo
aplicado para o mapeamento de alta resolução de geologia rasa em terra firme, a profundidades de
umas poucas dezenas ou centenas de metros.
Entretanto, a procura por hidrocarbonetos, seja em terra firme ou no mar, continua sendo,
sem dúvida, a maior aplicação dos levantamentos de reflexão. Isso reflete a força particular do
método na produção de imagens de boa resolução de sequências sedimentares a profundidades
de vários quilômetros. O método é usado em todas as etapas de um programa de exploração de
hidrocarbonetos; desde estágio inicial de reconhecimento, passando pelo mapeamento detalhado
de alvos estruturais específicos na preparação para perfuração de poços exploratórios, e seguindo
para o estágio de desenvolvimento do campo, quando a geometria global do reservatório venha a
exigir futuros detalhamentos (Kearey et al., 2009).
14
Na prática, a sísmica de reflexão que é utilizada pela prospecção petrolífera, é processada
para ser interpretada através da seção sísmica construída diretamente sobre o sismograma. Este
procedimento representa um grande avanço na sísmica de reflexão, pois possibilita a identificação
de uma série grande de feições estruturais que são essenciais para uma interpretação neste tipo
de método geofísico (Figura 2.6).
Figura 2.6: Aplicabilidade do método sísmico. Sismogramas sem interpretação (acima) e com interpretação
(abaixo) Retirada de Aula de Reflexão I- UNESP 2007.
2.2. Perfilagem geofísica de poço: conceitos e aplicações
A perfilagem de poço é definida como um registro das características da formação litológica.
O perfil de um poço é a tradução, em profundidade, de uma ou mais características e propriedades
das rochas perfuradas. A partir da interpretação de perfis de poços é possível identificar áreas
produtivas, diferenciar óleo, gás ou água em um reservatório, bem como estimar a reserva de
hidrocarbonetos e obter informações sobre as propriedades da rocha in situ. Sua utilização mais
tradicional na exploração é a correlação entre zonas, auxílio na confecção de mapas e calibração
sísmica. (Kearey et al., 2009).
15
(Kearey et al., op.cit.) afirma que esta técnica de perfilagem é amplamente utilizada no
ramo de óleo e gás para obtenção de dados importantes (litologia, estratigrafia, estrutural, entre
outros) acerca da área estudada. Geralmente, a perfilagem é feita por sondagem rotativa, onde os
detritos produzidos pelos dentes em rotação de uma broca de perfuração chegam à superfície por
meio de um fluido de perfuração (ou lama de perfuração), carregando-os em suspensão. Vale
ressaltar que o fluido de perfuração também lubrifica e refrigera a broca. A densidade do referido
fluido é cuidadosamente controlada, de modo que a pressão que ele exerça seja suficiente para
exceder àquela quantidade de fluidos encontrados nos poros. Assim sendo, a produção
descontrolada de fluidos (conhecida como blowout) é prevenida. Adicionalmente, um revestimento
deve ser introduzido nas seções de poço imediatamente após a perfuração, para evitar o colapso
das paredes. Os poços revestidos recebem tubos, enquanto os vazios entre a rocha e o tubo são
preenchidos com cimento. Os poços sem revestimentos são denominados poços abertos (open
holes).
Há também a técnica de sondagem rotativa por meio de um testemunhador, ao invés de
uma broca, para obter amostras trituradas. Entretanto, esta não é tão largamente empregada,
devido ao seu alto custo e taxas mais lentas de avanço (Kearey et al., 2009).
Diversas ferramentas (sensores) acopladas a sofisticados aparelhos eletrônicos são usados
para fazer uma perfilagem em um poço. Estes sensores são introduzidos dentro do poço,
registrando, a cada profundidade, as diversas informações relativas às características físicas das
rochas (p.ex.: elétricas, nucleares ou acústicas) e dos fluidos em seus interstícios (poros) (SBGf,
2014).
Uma grande variedade de curvas pode ser utilizada para o estudo de perfilagem de poços
(Kearey et al., 2009). No entanto, para a realização da presente monografia, foram considerados
os perfis de Raios Gama (GR), Densidade (RHOB), Sônico (DT) e Resistividade (ILD) dentre os
principais perfis geofísicos (Figura 2.7). Deste modo, a revisão temática privilegiará o estudo dos
perfis supracitados.
2.2.1 Perfil de Raio Gama (GR ou RG)
É a medida da radioatividade total presente nas rochas. Este perfil é utilizado,
principalmente, para separar tipos diferentes de rochas, já que as argilas apresentam elevados
teores de elementos radioativos e os arenitos e carbonatos têm baixa radioatividade (Figura 2.7).
16
Segundo Kearey et al. (2009), a radioatividade é o decaimento espontâneo de um núcleo
atômico instável acompanhado pela emissão de radiação (α,β,γ). Sua medição em poços é
geralmente expressa em unidades API (American Petroleum Institute – Instituto Americano de
Petróleo).
As partículas (γ) são pacotes de radiação eletromagnéticas referidas também como fótons.
Elas são extremamente penetrativas, ou seja, não perdem energia para elétrons durante a sua
passagem por qualquer material. Por possuir esta propriedade, a partícula γ se torna alvo de
estudos dentro da perfilagem geofísica de poços. Entretanto, as partículas α e β têm baixo poder
penetrativo e, por isso, não têm importância vital para a perfilagem de poços (Marques, 2011).
O perfil de radiação gama, consequentemente, detecta horizontes de folhelhos e pode
fornecer uma estimativa do conteúdo de argila em outras rochas sedimentares. Evaporitos ricos em
potássio também são identificáveis. Porém, rochas que possuem matéria orgânica em sua
composição, como os folhelhos, são as mais procuradas neste tipo de método, por serem
consideradas potenciais geradoras de hidrocarbonetos.
2.2.2 Perfil de Densidade (RHOB)
A curva de densidade (RHOB) é uma medida contínua de variação de densidade da coluna
litológica contada pelo poço. O RHOB mede, no caso de rochas muito porosas, a densidade do
fluido contido nos poros e também a densidade dos grãos da rocha. Devido a este fato, é comum
dizer que a curva em questão mede uma distância total ou bulk density (Figura 2.7). Esta curva é
utilizada na modelagem, pois a mesma pode ser conjugada a outros tipos de curva, como por
exemplo, a curva sônico (DT). Sua unidade de medida normalmente é grama por centímetro cúbico
(Kearey et al., 2009).
17
2.2.3 Perfil Sônico (DT)
A ferramenta sônica consiste de um transmissor que emite pulsos sonoros e de um receptor
que capta e grava tais pulsos. A curva representa a medida do tempo que a onda sonora leva para
atravessar um “pé” (ft) de rocha. Isto é, a referida curva mede a diferença gasta pelo som
(vagarosidade) entre dois receptores (Marques, 2011) (Figura 2.7). A unidade da curva sônico é
“microssegundo por pé” (µs/ft), e corresponde ao inverso da velocidade.
A utilização deste perfil está voltada para a correlação de poços, estimativas do grau de
compactação das rochas, estimativas das constantes elásticas da rocha e elaboração do
sismograma sintético.
Marques (2011) afirma que a velocidade do som varia de acordo com o meio em que suas
ondas se propagam. Logo, sabe-se que ela é mais rápida nos sólidos do que nos líquidos e gases.
Sendo assim, a velocidade de propagação maior significa tempo menor.
Willy (1956) apud Marques (2011) constata que considerando duas rochas semelhantes, a
que contiver mais fluidos dentro de seus poros (maior porosidade) mostrará uma vagarosidade
maior do que uma rocha com menos fluidos (menor porosidade).
2.2.4 Perfil de Resistividade (ILD)
A resistividade de uma rocha consiste na propriedade da mesma permitir ou não a passagem
de uma corrente elétrica que varia na razão direta da resistividade da água e inversa da porosidade
(Figura 2.7). Esta ferramenta de perfilagem geofísica fornece uma leitura aproximada da
resistividade da rocha contendo hidrocarboneto, através da medição de campos elétricos e
magnéticos induzidos nas rochas. No caso em que a rocha contenha gás, óleo e/ou água em seus
poros, a resistividade aumentará consideravelmente devido à capacidade isolante da fração
hidrocarboneto. A referida curva é medida em ohm.metro (USP, 2014).
18
Figura 2.7: Perfis obtidos em uma perfilagem de poço exploratório. Retirado de USP (2014).
2.3 Geologia da Bacia dos Parecis
2.3.1 Estratigrafia
Bahia (2006) considera a Bacia dos Parecis como uma das maiores bacias intracratônicas
brasileiras, apresentando espessura total em torno de 6.000 m de sedimentos de idade Paleozóica.
Os referidos sedimentos são essencialmente siliciclásticos cobrindo uma área de 500.000 km2 nos
estados de Roraima e Mato Grosso.
A sequência estratigráfica da Bacia dos Parecis, pode ser descrita (da base para o topo),
segundo Bahia (2006), da seguinte forma (Figura 2.8):
•
Embasamento:
Rochas do Cráton Amazônico de alto e baixo grau metamórfico (p.ex.: Granulitos do
Complexo Jamarí, gnaisses migmatitos e granitóides do Complexo de Xingu), rochas
metassedimentares e rochas intrusivas.
•
Rochas Sedimentares:
19
Formação Cocoal (Neo-Ordoviciana – Siqueira,1989 apud Bahia, 2006): conglomerados
basais, argilito dolomítico, arenito conglomerático e feldspático, siltito e folhelho.
Formação Furnas (Eodevoniano - Oliveira,1912 apud Bahia, 2006): arenito conglomerático.
Formação Ponta Grossa (Neodevoniano – Oliveira,1912 apud Bahia, 2006): arenito, siltito
e folhelho.
Formação Pimenta Bueno (Carbonífero – Leal et al., 1978 apud Bahia, 2006): folhelhos
micáceos intercalados com siltito ou arenito, arenitos quartzosos, feldspáticos e muscovita,
conglomerados.
Formação Fazenda da Casa Branca (Neocarbonífero/Eopermiano – Leal et al., 1978 apud
Bahia, 2006) – arenito muito fino, argiloso e maciço, arenito grosso, maciço e feldspático.
Sobrepondo-se a este pacote, tem-se uma camada de conglomerado com matriz arenosa e seixos
de quartzo e granito.
Formação Anari (Pinto Filho, 1977 apud Bahia, 2006): Evento magmático de composição
básica. Basaltos isotrópicos com disjunção colunar.
Formação Rio Ávila (Neojurássico/Eocretáceo – Bizzi, 2003 apud Bahia, 2006): Esta
formação, na Bacia dos Parecis, tem numerosas evidências de origem eólica. Isto se deve ao fato
da quebra negativa do relevo na forma de escarpa permitir o afloramento do arenito com
estratificação cruzada de grande porte.
Kimberlitos ígneos primários – (Schobbenhaus et al., 1984 apud Bahia 2006) afloram em
vários corpos a sudeste (no estado do Mato Grosso), contendo xenólitos de arenito e do
embasamento. O contato dos pipes kimberlíticos são zonas brechadas e a noroeste (nos estados
de Mato Grosso e Rondônia) cortam o embasamento e as Formações Fazenda da Casa Branca e
Pimenta Bueno da Bacia dos Parecis.
Grupo Parecis (Cretáceo – Oliveira, 1915 apud Bahia, 2006): O Grupo Parecis é
caracterizado pela Formação Salto das Nuvens. A referida formação é representada,
litologicamente, por arenito fino a médio com intercalações de argilito e conglomerado. Além disso,
há o registro da Formação Urati, que é basicamente arenitos com camadas silicificadas.
20
Figura 2.8: Carta estratigráfica da Bacia dos Parecis. Retirada de Bahia (2006).
21
Atualmente, Zalán e Haeser (2013) propuseram uma nova carta estratigráfica para a bacia.
Esta vem sendo utilizada em estudos recentes pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis (ANP). A nova carta diverge de Bahia (2006), quanto a nomenclatura de grupos e
formações e, principalmente, quanto a idade da bacia, visto que atualmente é considerada
Neoproterozóica.
A estratigrafia da Bacia dos Parecis, segundo Zalán e Haeser (2013), da base para o topo,
está disposta da seguinte maneira, conforme a figura 2.9:
•
Rifte Basal: Basicamente composto por arenitos.
•
Sequência Carbonática Inferior (de idade Neoproterozóica): Calcilutitos, calcarenitos e
anidrita.
•
Sequência Siliciclástica Superior (de idade Neoproterozóica): Arenitos e folhelhos.
•
Formação Puga (de idade Neoproterozóica): Folhelhos, diamictitos e arenitos.
•
Grupo Araras (de idade Neoproterozóica): Dolomitos, calcilutitos, calcarenitos e anidrita.
•
Formação Serra Azul (de idade Neoproterozóica): Diamictitos, folhelhos e arenitos.
•
Grupo Alto Paraguai (de idade Cambriana):
O Grupo Alto Paraguai é representado pelas seguintes informações:
•
•
Formação Raizama: Arenitos e folhelhos
•
Formação Sepotuba: Siltitos com lentes de arenito.
•
Formação Diamantino: Arenitos com lentes de folhelho
Grupo Paraná (de idade Devoniana):
•
Furnas: Arenitos
•
Ponta Grossa: Folhelhos.
•
Formação Botucatu (de idade Jurássica): Arenitos
•
Formação Serra Geral (de idade Cretácea): Basaltos e diabásios
•
Formação Parecis (de idade Cretácea): Arenitos e folhelhos.
22
Figura 2.9: Evolução Estratigráfica segundo Zalán e Haeser. Retirada de ANP (2013).
2.3.2 Evolução Tectonossedimentar
A Bacia dos Parecis, de idade Paleozóica, foi subdividida em três domínios tectonosedimentares por Siqueira (1989) apud Bahia (2007), conforme ilustra a figura 2.10, quais sejam:
1. A Fossa Tectônica de Rondônia (Sub-bacia de Rondônia) a oeste da bacia;
2. O Baixo Gravimétrico dos Parecis (Sub-bacia de Juruena) sudoeste da bacia;
3. Depressão Alto Xingu (Sub-bacia do Alto Xingu) no limite leste da bacia.
23
Figura 2.10: Arcabouço Estrutural da Bacia dos Parecis. Retirado de Bahia (2007).
Uma análise inicial do mapa gravimétrico da Bacia dos Parecis indica a assinatura
geométrica das principais falhas da bacia, a estrutura dos domínios geológicos e a localização dos
principais depocentros da bacia. Observam-se nitidamente dois baixos gravimétricos a norte e no
centro-oeste da bacia, separados por um alto estrutural com direção leste-oeste, confirmando o
trend regional das estruturas (Bahia, 2007) mostrado na figura 2.11.
Bahia (op. cit.), através do mapa gravimétrico supracitado realizado na Bacia dos Parecis,
notou uma sequência de altos de baixos estruturais, seguindo uma configuração de grábens e
horsts que definem os depocentros da bacia, alinhados conforme uma estruturação NW-SE (Figura
2.11).
24
Figura 2.11: Mapa gravimétrico da Bacia dos Parecis. Retirado de Bahia (2007).
De acordo com estudos de gravimetria e magnetometria feitos por Bahia (2007), a Bacia
dos Parecis pode ser interpretada como uma bacia interior tipo SAG. A evolução da mesma ocorreu
a partir da Fossa Tectônica de Rondônia, supracitada, cujos depósitos correspondem à Formação
Cocoal e Pimenta Bueno de Bahia (2006).
Estudos de gravimetria realizados sugeriram a continuidade desta depressão tectônica para
sudeste, no Baixo Gravimétrico dos Parecis, ocupando a metade oeste da bacia. Este domínio é
interpretado como uma transição para a bacia tipo sinéclise termal, onde foram depositadas as
Formações Fazenda da Casa Branca e Rio Ávila e o Grupo Parecis (Bahia, 2007).
O domínio Depressão Alto Xingu representa o registro da fase sinéclise termal da bacia que
recebeu os sedimentos arenosos da Formação Furnas, passando gradativamente para os
sedimentos pelíticos da Formação Ponta Grossa, representando uma inundação progressiva da
plataforma no Eodevoniano (Bahia, op. cit).
Haeser (2013) acrescentou aos grábens paleozóicos de Pimenta Bueno e Colorado E-W
descritos por Bahia (2007), mais dois grábens, sendo estes de idade Proterozóica. Estes grábens
foram denominados de Gráben do Campo Novo e Gráben do Salto Magessi e possuem um trend
estrutural NW-SE (Figura 2.12).
25
Figura 2.12: Arcabouço Estrutural segundo Haeser (2013). Retirado de Haeser (2013).
2.3.3 Sistemas Petrolíferos
Apesar de ser considerada uma bacia de nova fronteira, os poucos estudos já realizados por
órgãos como a Petrobrás e a ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis)
na Bacia dos Parecis identificaram indícios do potencial exploratório da mesma. Um desses indícios
são as exsudações de gás termogênico nas águas do rio Teles Pires, no estado do Mato Grosso.
Em função destas exsudações, levantamentos geoquímicos foram feitos que comprovaram a
existência de um sistema petrolífero ativo.
O sistema petrolífero mais atual reconhecido na Bacia do Parecis foi proposto por Haeser
(2013) e é baseado na nova carta estratigráfica proposta pelo mesmo autor. Os folhelhos da
Formação Puga são considerados rochas geradoras do sistema petrolífero da Bacia, devido a
anomalia muito forte encontrada no perfil de raios-gama (Figura 2.13).
26
Figura 2.13: Carta estratigráfica evidenciando a Formação Puga (destacada em verde escuro) como rocha
geradora da Bacia dos Parecis e ao lado seu perfil de raio gama anômalo com um intervalo de 100m (4600 a
4700m). Retirado de Haeser (2013).
Haeser (op. cit.), considerou, como rochas reservatórios, os níveis areníticos da Formação
Puga e da Sequência Siliciclástica Superior, bem como os arenitos do Grupo Alto Paraguai e os
carbonatos do Grupo Araras. Este último impregnado de óleo em Mirassol d'Oeste situado ao sul
da bacia. Já as rochas selantes pertencentes ao sistema petrolífero da Bacia dos Parecis proposta
pelo referido autor são os diamictitos e folhelhos da Formação Serra Azul e da Formação Puga, e
também os folhelhos da Sequência Siliciclástica Superior, como mostram as figuras 2.14 e 2.15,
respectivamente.
27
Figura 2.14: Rochas reservatório do sistema petrolífero da Bacia dos Parecis. Retirado de Haeser (2013).
28
Figura 2.15: Selos do sistema petrolífero da Bacia dos Parecis. Retirado de Haeser (2013).
Haeser (2013) identificou as trapas desse sistema petrolífero como sendo os altos
estruturais da Formação Raizama (arenitos) e do Grupo Araras (carbonatos), os anticlinais
relacionados à falhas também da Formação Raizama e do Grupo Araras e os baixos estruturais
(horsts-grábens) da Formação Puga (arenitos) e da Sequência Siliciclástica Superior (arenitos),
conforme as Figuras 2.16 e 2.17.
29
Figura 2.16: Diagrama mostrando os altos estruturais e anticlinais da Formação Raizama e do Grupo Araras
como trapas do sistema petrolífero na Bacia do Parecis. Retirado de Haeser (2013).
Figura 2.17: Baixos estruturais da Formação Puga e da Sequência Siliciclástica Superior como trapas do
sistema petrolífero na Bacia do Parecis. Retirada de Haeser (2013).
30
2.4 O uso do softaware Petrel em estudos geofísicos
Petrel E&P é um programa que inicialmente tinha como objetivo a modelagem de
reservatórios. Pertencente à Schlumberger, desde os anos 2000, possui a intenção de
agregar dados dos reservatórios de petróleo a partir de múltiplas fontes, utilizando-se da
integração entre dados sísmico e poço (Schulmberger, 2014).
Este aplicativo atualmente permite ao usuário:
•
interpretar dados sísmicos, com um bom desempenho de visualização;
•
construir modelos de reservatórios adequados para a simulação;
•
enviar e visualizar os resultados para a simulação;
•
calcular volumes de hidrocarbonetos (gás e óleo);
•
produzir mapas interpolando dados de poços e interpretações sísmicas.
Portanto, considerando tais características, elimina-se a necessidade de se utilizar
vários programas capazes de suportarem o fluxo de trabalho necessário para trabalhar em
estudos de reservatórios de hidrocarbonetos, tais como da interpretação sísmica, modelagem
geológica e simulação de fluidos. O Petrel E&P é capaz de gerar todo o fluxo de trabalho sem
comprometer a acurácia do dado, já que todo processo é feito em um único programa
(Schulmberger, 2014).
Largamente utilizado por profissionais das áreas de geologia e geofísica atualmente,
o software auxilia na resolução processos exploratórios e de produção de um reservatório
(Figuras 2.18,2.19 e 2.20).
31
Figura 2.18: Interpretação sísmica 3D gerada no Petrel E&P. Retirado de Schlumberger (2014).
Figura 2.19: Exemplo de modelagem geológica. Retirado de Schlumberger (2014).
32
Figura 2.20: Resultado de simulação realizada no Petrel. Retirado de Schlumberger (2014).
33
CAPÍTULO 3: APRESENTAÇÃO DOS DADOS
3.1 Dados geofísicos: linhas sísmicas e poço
O levantamento de dados sísmicos 0295_2D_ANP_PARECIS realizado pela ANP
ocorreu entre os anos de 2008 e 2010, simultaneamente à aquisição de dados gravimétricos
terrestres ao longo de 10 linhas bidimensionais (ANEXO I).
A parametrização utilizada
na sísmica foi a medição de estações com espaçamentos de 25 metros entre os receptores
e entre os pontos de tiro (PTs), sendo que os mesmos possuíam 3 metros de profundidade
dos furos, 3 furos por PT e 750g de explosivos em cada furo. Como objeto de estudo para o
presente trabalho as seguintes linhas sísmicas foram utilizadas: 0295-0001, 0295-0009 e
0295-0010, que estão dispostas na parte sudoeste da Bacia dos Parecis (Figura 3.1). Todas
as referidas linhas foram adquiridas pela ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis).
Outro dado utilizado foi o da perfilagem do poço 2-SM-1-MT (ANEXO I), adquirido pela
Petrobrás na década de 90. Este poço cruza a linha sísmica 0295-0010 presente neste
trabalho.
Figura 3.1: Localização das linhas sísmicas na Bacia dos Parecis.
34
3.2 Interpretação dos dados sísmicos e dados do poço
A primeira etapa para a realização deste trabalho foi fazer a identificação dos topos
das formações geológicas, de acordo com a carta estratigráfica proposta por Zalán e Haeser
(2013), através do poço 2-SM-1-MT. As curvas utilizadas nesta identificação foram: sônico
(DT), raio gama (GR), resistividade (ILD), densidade (RHOB) (Figura 3.2).
Figura 3.2: Curvas obtidas do poço e correlacionadas com os topos das formações segundo a carta
estratigráfica de Zalán e Haeser (2013).
35
Em seguida, o poço 2-SM-1-MT foi correlacionado com a linha sísmica 0295-0010
(Figura 3.3).
Figura 3.3: Correlação da linha 0295-0010, sem interpretação, com as curvas de raio gama (colorida)
e sônico (em vermelho).
Na sequência, foi feita a amarração das curvas do poço 2-SM-1-MT, com suas
informações obtidas em profundidade (m), juntamente com a linha sísmica 0295-0010, obtida
em tempo (ms).
Obtendo-se as informações da correlação do referido poço com os refletores sísmicos
da linha 0295-0010, foi possível identificar as sismofácies de cada formação geológica. O
resultado dessa amarração foi a geração de uma tabela tempo x profundidade correlacionada
com velocidades intervalares (Tabela 3.1 e Figura 3.4).
36
Tabela 3.1: Tabela tempo x profundidade.
Profundidade
Tempo
TVDSS (m)
OWT (s)
0
0
-519
0,280
-2.323
0,464
-3.255
0,747
-3.883
0,981
-4.003
1,033
-4.296
1,099
-4.392
1,159
-4.589
1,232
-5.143
1,345
-5.371
1,545
37
Tempo X Profundidade
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
1,8
0
Tempo (s)
-1.000
-2.000
-3.000
-5.000
-6.000
Profundidade
(m)
-4.000
y = -3752,1x - 45,292
-7.000
Figura 3.4: Gráfico tempo x profundidade. Foi ajustada uma reta (y=ax-b), onde o coeficiente "a"
representa a velocidade média dos sedimentos na linha 0295-0010. A velocidade estimada foi de 3752
m/s.
Após isso, foi feita a interpretação das falhas em cada uma das linhas sísmicas
utilizadas no presente trabalho. (Figuras 3.5, 3.6 e 3.7). Com as falhas interpretadas, ficou
mais simples integrar a interpretação com modelo estrutural do conhecimento a priori.
Uma vez concluída a correlação entre o poço e a linha sísmica 0295-0010 já
estabelecida, foi possível interpretar horizontes sísmicos referentes aos seus respectivos
horizontes geológicos (topos de formações).
38
Figura 3.5: Linha sísmica 0295-0001 sem interpretação (acima) e com interpretação (abaixo).
39
Figura 3.6: Linha sísmica 0295-0009 sem interpretação (esquerda) e com interpretação (direita).
Figura 3.7: À esquerda: Linha 0295-0010 sem interpretação, apenas com as curvas de raio gama
(colorida) e sônico (em vermelho). À direita: Linha sísmica 0295-0010 com interpretação e com as
curvas.
40
Na sequência, foram geradas as superfícies de alguns horizontes mapeados com as
linhas sísmicas através de processo de interpolação (em 2D). Os mapas dos horizontes
gerados são os que representam as rochas geradoras (Figura 3.8) e reservatórios de
hidrocarbonetos (Figura 3.9), bem como o embasamento (Figura 3.10). Este último também
foi representado pela visualização 3D (Figura 3.11). A interpolação também proporcionou a
identificação mais acurada das trapas estruturais que fazem parte do sistema petrolífero da
Bacia dos Parecis.
Figura 3.8: Interpolação 2D da Fm. Puga (potencial geradora) com as linhas sísmicas.
41
Figura 3.9: Interpolação do Gr. Raizama (potencial reservatório) com as linhas sísmicas.
Figura 3.10: Interpolação 2D do embasamento com as linhas sísmicas.
42
Figura 3.11: Interpolação 3D do embasamento com as linhas sísmicas.
43
CAPÍTULO 4: Considerações finais
4.1 Sumário de Resultados Finais
Nas linhas sísmicas 0295-0001, 0295-0009 e 0295-0010 foi observado que o topo do
embasamento encontra-se bastante falhado com estruturas proeminentes de horsts e
grábens, possivelmente originadas pelo rifteamento que ocorreu na bacia.
É importante notar que, principalmente na linha 0295-0001 (Figura 4.1) (a partir do
embasamento até a Sequência Siliciclástica Superior), o topo dessas formações está
fortemente controlado pelos sistemas de falhas encontrados na porção E da bacia. Já na
porção W não foi possível detectar a presença do horizonte sísmico referente à Sequência
Siliciclástica Superior. Nota-se ainda que, até a superfície do Grupo Araras a bacia
desenvolveu sua fase rifte.
Embasamento
Seq. Silic. Superior
Gr. Araras
Fm. Raizama
Seq. Carb. Inferior
Fm. Puga
Fm. Serra Azul
Gr. Alto Paraguai
Oportunidades
Exploratórias
(leads)
Fm. Parecis
Figura 4.1: Linha 0295-0001.
44
Adicionalmente, acima da Formação Serra Azul, inicia-se a fase pós-rifte da bacia. A
partir desta sequência estratigráfica, uma continuidade horizontal das camadas é observada.
Entretanto, verificam-se deformações que se estendem até o topo do Grupo Alto Paraguai
(final do Neoproterozóico).
Falhas normais sintéticas e antitéticas, falhas de empurrão e estruturas em flor positiva
(linhas 0295-0001 e 0295-0009) foram observadas. As falhas de empurrão, muito
possivelmente, correspondem à falhas reativadas na fase pós-rifte. Quanto às estruturas em
flor positiva, pode-se considerar que as mesmas estão relacionadas aos esforços
transpressivos, sugerindo a ocorrência de movimentos transcorrentes (Figuras 4.1, 4.2 e
4.3).
Embasamento
Seq. Silic. Superior
Seq. Carb. Inferior
Gr. Araras
Fm. Serra Azul
Fm. Raizama
Gr. Alto Paraguai
Fm. Parecis
Figura 4.2: Linha 0295-0009. A Fm. Puga não foi possível ser identificada nesta linha.
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Embasamento
Seq. Silic. Superior
Gr. Araras
Fm. Raizama
Seq. Carb. Inferior
Fm. Puga
Fm. Serra Azul
Gr. Alto Paraguai
Fm. Parecis
Figura 4.3: Linha 0295-0010.
Devido a limitada quantidade de dados fornecidas para o presente trabalho, é
extremamente difícil determinar a direção exata dos esforços aplicados nas estruturas
mapeadas.
Na linha 0295-0001 (Figura 4.4), foi possível identificar prováveis oportunidades
exploratórias (leads) de hidrocarbonetos. Estes estão dispostos basicamente em altos
estruturais, como anticlinais, e pinchouts nos arenitos da Formação Raizama - principal rocha
reservatório da bacia - e nos arenitos da Sequência Siliciclástica Superior.
46
Figura 4.4: Linha 0295-0001 com os possíveis leads de hidrocarbonetos.
4.2 Discussões e Conclusões
Através da interpretação realizada com os dados adquiridos, foi possível detectar
horsts e grábens, que são características de um provável rifteamento. Estas estruturas
ocorrem sobretudo na linha 0295-0001, onde advem uma proeminência do embasamento (ou
rifte basal) na porção central da linha sísmica.
Além disso, as falhas normais (sintéticas e antitéticas) encontradas nas linhas
sísmicas corroboram com estudos pretéritos de que a Bacia dos Parecis é uma bacia-rifte
(Bahia, 2007). As falhas de empurrão, são indícios de uma possível reativação tectônica da
bacia em uma fase pós-rifte. Esta teoria se baseia também no comportamento contínuo e
horizontal das camadas acima da Formação Serra Azul. Já as estruturas em flor, estão
relacionadas a esforços transpressivos, típicos de movimentos transcorrentes.
Com a ajuda da amarração do poço 2-SM-1-MT, os refletores sísmicos da linha 02950010 puderam ser identificados quanto suas sismofácies, características estas de cada
formação geológica.
Assim, os horizontes sísmicos foram correlacionados com seus
horizontes geológicos (topos de formações). Adicionalmente, através do processo de
amarração, pode-se estimar a velocidade média da bacia, por meio da geração de tabela e
gráfico da relação tempo x profundidade. A velocidade média para todo o intervalo analisado
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no poço 0295-0010 foi de 3752 m/s, sendo uma velocidade compatível com o pacote
sedimentar Neoproterozóico. Esta informação auxilia na veracidade da interpretação.
Acima de tudo, foi possível mapear possíveis leads exploratórios de hidrocarbonetos
na Bacia dos Parecis, que foram detectados em estruturas anticlinais, principalmente na
rocha.
Vale ressaltar que o estudo ora apresentado pode ser ampliado e continuado
de modo profícuo. Portanto, a conjugação de dados gravimétricos e magnetométricos aos
resultados ora obtidos devem contribuir fortemente na elaboração de um modelo evolutivo
para a Bacia do Parecis. Além disso, é de extrema valia a obtenção de novos dados sísmicos
tridimensionais nos locais onde ocorrem os leads.
.
48
Capítulo 5: Referências Bibliográficas
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