TEXTO COMPLEMENTAR

Introdução
A substância petróleo é classificada como uma fonte de energia não renovável e é produto do
material orgânico morto (querogênio) que foi submetido à elevadas pressões e temperaturas
mediante o soterramento ocorrido a milhares de anos.
Sua composição é formada principalmente por hidrocarbonetos, além de nitrogênio, enxofre e
metais.
Os hidrocarbonetos são longas cadeia orgânicas de hidrogênio e carbono que conforme a sua
estrutura recebem diferentes classificações. Podem ser classificados em saturados,
insaturados e aromáticos.
Os primeiros, saturados, agrupam os alcanos e os cicloalcanos e não fazem ligações duplas ou
triplas entre dois átomos de carbono. Os insaturados possuem pelo menos uma ligação dupla
ou tripla entre carbonos e englobam os alcenos, alcadienos, cicloalcenos e alcinos. Os
aromáticos possuem em sua estrutura no mínimo um anel de benzeno.
As substâncias inorgânicas presentes na estruturação dos hidrocarbonetos são consideradas
impurezas. São estes compostos nitrogenados, sulfurados, oxigenados, asfaltenos, e
compostos metálicos.
Os hidrocarbonetos são gerados por meio de reações atuantes nos macerais, estes são o
composto químico base dos hidrocarbonetos. Os macerais são a transformação da matéria
orgânica morta e são divididos na seguinte forma:
- tipo I: fitoplâncton de ambiente lacustre;
- tipo II: fitoplâncton de ambiente marinho;
- tipo III: vegetais superiores de ambiente continental;
- tipo IV: matéria orgânica carbonizada.
Assim os macerais são agrupados em três classes:
- classe da exinita: composta de fitoplânctons do tipo I e II, geradores de petróleo;
- classe da vitrinita: composta de fitoplânctos do tipo III, geradores de gás metano;
- classe da inertinita: composta pelo tipo IV
Origem do petróleo
Teoria biogênica
Sedimentos e material orgânico vegetal e animal foram acumulados durante milhões de anos
no fundo de mares e lagos profundos sob condições anóxicas formando as bacias
sedimentares. Em razão da ação de bactérias e da temperatura sobre essa pilha sedimentar o
material orgânico foi transformado em querogênio e este ao sofrer o craqueamento deu
origem ao petróleo e ao gás no intervalo entre 60 e 160°C. Acima de 160°C só há geração de
gás. Temperaturas superiores a 210°C a rocha torna-se supermatura sofre metamorfismo e
resulta num filito carbonoso.
Fatores determinantes para a acumulação de petróleo
Através da experiência adquirida pela exploração petrolífera observou-se a necessidade da
reunião de fatores, ocorridos numa determinada sequência, para a obtenção de uma
acumulação petrolífera comercialmente relevante. O estudos deste fatores e suas interrelações causa uma diminuição sensível nas porcentagens de insucesso nas perfurações. Este
conhecimento foi sintetizado com sistema petrolífero.
Um bom sistema petrolífero implica na existência de quatros fatores geológicos, rocha
geradora, rocha selante, trapa e rocha reservatório, e no funcionamento de três processos
atrelados ao tempo, maturação, migração e timing.
Rocha Geradora
A premissa fundamental para a existência de petróleo é a deposição de matéria orgânica de
boa qualidade junto as rochas sedimentares denominadas geradoras. Essas rochas quando
submetidas a condições termoquímicas adequadas geram o petróleo. A janela de geração de
óleo compreende o intervalo 60 à 160°C, acima desta temperatura toda a matéria orgânica
restante é transformada em gás seco (metano).
O material que compõe a rocha geradora é detrítico, fração fina que engloba folhelhos e
calcilutitos, litologias estas características de ambiente de baixa energia e livre de oxigênio que
é responsável pela destruição da matéria orgânica. O teor de carbono orgânico total (COT)
para gerar óleo nestas rochas deve ser igual ou superior a 1%.
Maturação
A maturação é a transformação do querogênio em hidrocarboneto através do craqueamento e
este é ativado pelo calor geotérmico. O processo de maturação é lento, contudo deve ser
obedecido o timing de cada fase de geração, pois se ultrapassado o tempo de geração de óleo
as cadeia formadoras de petróleo líquido serão reduzidas até a estrutura de gás seco (CH4).
Migração
O petróleo gerado ocupa espaço e volume maiores em relação ao antigo querogênio causando
uma grande pressão na rocha fonte. Esta situação propicia o desenvolvimento de fraturas com
a finalidade de aliviar a pressão e permite a migração primária do óleo. A movimentação
realizada pelo petróleo rumo aos locais porosos e de mais baixa pressão em direção a
superfície até encontrar uma rocha impermeável que o confine numa trapa é denominado de
migração secundária. Um terceiro tipo de migração seria a exsudação, ou seja, quando o óleo
não encontra trapas pelo seu percurso ou ele oxidado em superfície ou é consumido pelas
bactérias.
Rocha Reservatório
As rochas reservatório apresentam geralmente variação granulométrica de areia a seixo,
volume de poros aonde o petróleo será armazenado, e são originadas em ambientes de alta
energia. As litologias que atendem a estas características são os arenitos, calcarenitos e
conglomerados. Entretanto, não somente rochas sedimentares configuram rochas
reservatório, qualquer litotipo fraturado ou que tenha sofrido dissolução pode ser
reservatório, assim como ocorre com rochas magmáticas fraturada e mármores dissolvidos. As
litologias mais comuns são as formadas em eventos episódicos nos fundo dos lagos e mares,
como é o caso de do arenitos formados por correntes de turbidez, seguidos pelos calcários
precipitados em praias e planícies carbonáticas. Esta rochas são importante porque além de
armazenar o fluido também permite a passagem do mesmo sendo classificadas também como
carrier beds. Os valores de porosidade das rochas concentram-se na faixa de 15 a 35%.
Armadilha
O fluido que foi expulso pela rocha fonte segue rumo a zonas estruturais mais elevadas, pois
estas apresentam menor pressão. A configuração geométrica das camadas sedimentares que
aprisionam o fluido e neste local possibilita a acumulação do mesmo é denominada trapa ou
armadilha. A maioria das trapas tem natureza estrutural, seguida pelas trapas estratigráficas e
pelas trapas mistas. As trapas estruturais normalmente encontram-se em dobras anticlinais,
podendo ser encontradas também em flancos homoclinais ou domos salinos. Mais raramente
são encontradas em situação complexa como em superposição de dobras ou em falhas de
natureza diversas.
A combinação de características litológicas e estratigráficas também forma trapas. O petróleo
pode ser trapeado por meio do acunhamento da rocha reservatório ou ser interrompido na
sua migração por uma barreia diagenética ou de porosidade da própria rocha carregadora.
Rocha Selante
São litologias situadas acima das rochas reservatório que funcionam como impermeabilizantes
das armadilhas constituindo assim um sistema petrolífero. Os litotipos mais comuns são os de
granulometria fina como folhelhos, calcilutitos e siltitos ou qualquer litologia que tem o
coeficiente de permeabilidade várias vezes inferior em relação ao das rochas reservatório.
Variações na própria rocha reservatório podem causar o capeamento da armadilha como
mudanças faciológicas, diagenéticas, ou ainda elementos estruturais como falhas.
Timing
Este fator é tão fundamental quanto a necessidade de matéria orgânica na composição da
rocha geradora, pois ele organiza rocha geradora, maturação, migração, rocha reservatório,
armadilha e rocha selante quanto a sua formação e desenvolvimento num tempo favorável
para a acumulação de petróleo. Então com a geração de hidrocarbonetos na bacia sedimentar,
após o evento de soterramento o fluido deve ser expulso da rocha fonte e migrar por
trajetórias previamente existentes, seja por fraturamento, em razão das altas pressões as
quais a rocha fonte foi submetida, ou por deformações estruturais. Neste mesmo tempo as
trapas também já estão formadas compostas de rochas porosas e a litologia capeadora
também já encontra-se em posição de impermeabilizar a armadilha. Caso estes fatores não
sigam uma ordem temporal favorável de formação e desenvolvimento o timing não será
válido. Assim surgem problemas como rochas com grande capacidade geradora, porém sem
acumulações relevantes por falta de contexto estrutural adequado.
Distribuição do Petróleo no Brasil
Reservas
As reservas totais de petróleo foram contabilizadas em 20,4 bilhões de barris no final
do ano de 2007, o que reflete uma taxa de crescimento anual nos últimos 10 anos de 3,9%. As
reservas provadas corresponderam a 12,6 bilhões de barris em 2007 (volume 3,6% superior ao
registrado em 2006), representando 61,9% das reservas totais. Em 2007, o Brasil ocupou a 15ª
posição no ranking mundial quanto às reservas provadas de petróleo, avançando duas
posições em relação ao ano anterior. Das reservas provadas nacionais, 93% localizavam-se em
mar, com destaque para o Rio de Janeiro (que detém 86,7% das reservas provadas offshore), e
7% situavam-se em jazidas terrestres. Em 2007, o maior crescimento das reservas provadas foi
registrado nas jazidas offshore do Estado da Bahia, que aumentaram 995,4%.
Quadro 1 - Comparativo das reservas totais de petróleo, por localização (terra e mar), com
as Unidades da Federação do Nordeste - 1998-2007
Fonte: Anuário 2008 ANP
Quadro 2 - comparativo das reservas provadas de petróleo Brasileiras totais, por localização
(terra e mar), com as Unidades da Federação do Nordeste - 1998-2007
Fonte: Anuário 2008 ANP
Evolução das reservas provadas de petróleo, por localização (terra e mar) - 1998-2007
Fig. 1 fonte : Anuário ANP – 2008
Fig. 2 Distribuição percentual das reservas provadas de petróleo, segundo Unidades da
Federação, em 31/12/2007
Fonte : Anuário ANP – 2008
Similarmente ao petróleo, a maior parte das reservas provadas de gás natural do Brasil
encontrava-se, ao fim de 2007, em reservatórios marítimos (81,3%). O Rio de Janeiro, estado
com maior participação nestas reservas, apresentou em 2007 apenas reservatórios offshore e
concentrou 46% do volume nacional, sendo seguido por Amazonas, cujas jazidas terrestres
corresponderam a 14,5% das reservas provadas nacionais. Observa-se que a localização das
reservas de gás natural pelo território nacional não acompanha a distribuição das reservas de
petróleo, sendo esta última muito mais concentrada na Região Sudeste do País. Merece
destaque também o crescimento de 85,2% das reservas provadas de gás natural offshore da
Bahia entre 2006 e 2007.
Produção de Petróleo no Nordeste
Quadro 3 - Produção de petróleo total, por localização (terra e mar), segundo Unidades da
Federação do Nordeste - 1998-2007
Fonte: Anuário ANP - 2008
Evolução da produção de petróleo, por localização (terra e mar) 1998 – 2007
Fig. 3 - fonte: Anuário ANP - 2008
Bacias Sedimentares
Bacia do Recôncavo
Situada à nordeste do Brasil, no estado da Bahia, possui uma área de aproximadamente
11.500km2 (Fig. 4) . É delimitada à norte e noroeste pelo Alto de Aporá, à sul pelo sistema de
falhas da Barra, à oeste pela falha de Maragogipe e à leste pelo sistema de falhas de Salvador,
como pode ser observado na figura 7.
Figura 4 - limites da bacia do Recôncavo.
Fonte: http://www.phoenix.org.br/Phoenix51_Mar03.html
Esta bacia tem sido estudada desde o antigo Conselho Nacional de Petróleo e a sua primeira
descoberta significativa de óleo ocorreu em 1937, em um poço localizado no distrito de Lobato
em Salvador.
Origem e Estrutural da Bacia do Recôncavo
A origem da bacia do Recôncavo é correlacionada com o processo de estiramento crustal
responsável pela fragmentação do continente Gondwana e pela abertura do Oceano Atlântico.
A fisiografia da bacia revela os esforços distensionais sofrido pelo embasamento précambriano pela presença de elementos estruturais que o torna heterogêneo (Fig 5). Estes
elementos são representados por meio-graben de orientação NE-SW figura 8 e pelo sistema de
falhas de Salvador, localizado na borda leste da bacia, com rejeito, em alguns pontos, superior
a 6000 metros .
Nesta bacia predominam as falhas normais planares, com direção preferencial N30ºE e
mergulho regional das camadas para o sentido SE. A diferença entre as taxas de extensão ao
longo da bacia é balanceada a través de zonas de transferência com orientação N40W,
exemplificada pela falha de Mata-Catu. As tensões causadoras da atenuação e ruptura da
crosta foram ativas entre os períodos do Mesojurássico, a aproximadamente 165 M.a, e do
Eocretáceo, próximo à 115 Ma.
Figura 5 – seção geológica esquemática NW-SE mostrando a morfologia de meio-graben da
Bacia do Recôncavo.
Evolução Tectono-Sedimentar da Bacia do Recôncavo
A espessura da seção sedimentar preservada na bacia do Recôncavo atinge no máximo o valor
estimado de 6.900 metros, no Baixo de Camaçari. Esta carga sedimentar é composta
basicamente por depósitos acumulados durante o processo distensional juro-cretáceo e
relacionados aos estágios pré-rift (Thitoniano a Eoberriasiano), sin-rift (Eoberriasiano a
Eoaptiano) e pós-rift (Neoaptiano/Eoalbiano), os limites de cada estágio ainda são duvidosos.
Registros menos expressivos datam do Permiano, do Neogeno (Mioceno e Plioceno) e do
Quaternário (Figura 6).
Os sedimentos paleozóicos, depositados sob condições de bacia intracratônica, são
representados pelos membros Pedrão e Cazumba da Formação Afligidos. As associações
faciológicas foram depositadas num contexto de clima árido e apresentam tendência geral
regressiva. O Membro Pedrão caracteriza-se por sedimentos clásticos, evaporitos e laminitos
algais, depositados em ambiente marinho. Depósitos continentais, representados por pelitos
avermelhados, lacustres, constituem o Membro Cazumba. A idade permiana do Membro
Pedrão foi mensurada a partir de dados palinológicos, permitindo relacioná-lo às formações
Pedra de Fogo (bacia do Parnaíba), Aracaré (bacia de Sergipe-Alagoas) e Santa Brígida (bacias
do Tucano Norte e do Jatobá).
A sedimentação pré-rift é representada por ciclos fluvio-eólicos (Membro Boipeba da
Formação Aliança, formações Sergi e Água Grande), aos quais se intercalam sistemas lacustres
transgressivos (Membro Capianga da Formação Aliança e Formação Itaparica). As formações
Aliança e Sergi são parte de um amplo sistema aluvial, desenvolvido provavelmente durante o
Neojurássico (Andar Dom João), sob clima árido e em fase inicial de flexuramento crustal.
Durante o Eocretáceo a configuração da Bacia do Recôncavo era semelhante a atual
denotando assim um controle tectônico incipiente atuante naquele período. Além de uma
provável umidificação do clima, considera-se que esta transgressão lacustre esteja relacionada
a um incremento regional nas taxas de subsidência, sob atividade tectônica ainda moderada.
Na fase rift, supõe-se que a bacia do Recôncavo tenha passado inicialmente por um estágio de
lago profundo, progressivamente assoreado em estágios mais tardios. Os folhelhos, calcilutitos
e arenitos turbidíticos do Membro Gomo da Formação Candeias testemunham a fase inicial de
incremento batimétrico, resultante da conjugação de um clima mais úmido à intensificação da
atividade tectônica e estruturação da bacia em áreas plataformais pouco subsidentes,
relativamente estáveis, e depocentros com elevadas taxas de subsidência.
A atenuação da atividade tectônica ao longo do Rio da Serra resultou no progressivo
assoreamento dos depocentros, com redução dos gradientes deposicionais. A estruturação e o
basculamento da bacia, associados à sobrecarga exercida pelos depósitos gravitacionais de
idade Rio da Serra, foi determinante para o início do processo de argilocinese e o
desenvolvimento de falhamentos lístricos sindeposicionais. Estes últimos são feições de
extrema importância nos depocentros da bacia, tendo atuado na distribuição e estruturação
de reservatórios das formações Maracangalha, Marfim e Pojuca.
A fisiografia da bacia assumiu uma geometria de rampa ao tempo do Andar Aratu, definindo
um contexto de reduzidas taxas de subsidência e baixos gradientes deposicionais. Sob tais
condições, o registro estratigráfico desenvolveu-se como uma sucessão cíclica de fácies
deltaicas e seqüências pelíticas/carbonáti-cas lacustres (Formação Pojuca). Em sua maior
parte, os sedimentos lacustres materializam períodos de afogamento regional.
Os depósitos cretáceos mais jovens preservados na bacia do Recôncavo são representados
pelos clásticos grossos (conglomerados e arenitos), folhelhos e calcários que caracterizam a
Formação Marizal, de idade Alagoas. O contraste entre a suborizontalidade de seus estratos e
a estruturação dos depósitos sotopostos permite relacionar sua deposição ao contexto de
subsidência termal pós-rift. Em outras bacias da margem continental, no entanto, persistem os
esforços distensionais.
Figura 6 – carta estratigráfica da Bacia do Recôncavo
Fonte: http://www.anp.gov.br/brasil-rounds/round2/Pdocs/Pbacias/PBframe05.htm
Sistema petrolífero
As rochas geradoras da Bacia do Recôncavo são representadas por folhelhos do membro Tauá
e Gomo da Formação Candeias.
Os principais reservatórios do Recôncavo são de natureza siliciclástica e envolvem fácies fluvioeólicas (Membro Boipeba da Formação Aliança, formações Sergi e Água Grande), deltaicas
(formações Marfim e Pojuca) ou vinculadas a fluxos gravitacionais (Membro Gomo da
Formação Candeias e Membro Caruaçu da Formação Maracangalha). As características
permoporosas desses sedimentos são controladas, basicamente, pela atuação heterogênea
dos processos diagenéticos superimpostos, desenvolvidos desde pequenas profundidades,
ainda sob influência deposicional, até condições de soterramento elevado.
Os arenitos fluviais são finos a conglomeráticos e os eólicos muito finos a médios, destacandose a excelente permoporosidade destes últimos. Arenitos relacionados a fluxos gravitacionais
subaquosos, finos a grossos, com boas características permoporosas, constituem os
reservatórios associados ao Membro Gomo da Formação Candeias. Algumas da suas principais
acumulações são exemplificadas pelos campos de Riacho da Barra, Fazenda Bálsamo, Rio do
Ru e Cexis.
Os reservatórios deltaicos do Grupo Ilhas são representados por arenitos muito finos a finos,
com boas características permo-porosas. Estes reservatórios encerram importantes
acumulações de óleo e gás associado, a exemplo dos campos de Miranga, Araçás, Taquipe e
Fazenda Imbé. Os arenitos Caruaçu detêm a maior reserva de gás não associado da bacia,
concentrada principalmente nos campos de Miranga Profundo e Jacuípe.
As principais acumulações da bacia do Recôncavo são: Água Grande, Candeias, Miranga,
Buracica, Araçás, Dom João, Taquipe e Cassarongongo.
Campo Dom João
Descoberto em 1937 pelo antigo Conselho Nacional de Petróleo (CNP). As rochas reservatório
são arenitos predominantes da Formação Sergi e com menor expressão da Formação Água
Grande. A acumulação tem área igual a 47 km2 com dois terços englobados pela Baía de Todos
os Santos.
O campo é estruturado como um horst alongado de direção SSW-NNE com extensão
aproximadamente 24 km2. O trapeamento de óleo tem contribuição das falhas normais que
limitam o horst à leste pela Falha de salvador e à oeste pela Falha Nova América. Contudo este
controle estrutural compartimentou o campo em vários blocos pequenos interrompendo o
fluxo dos fluidos e consequentemente dificultando as estratégias de produção. Os melhores
reservatórios exibem porosidade entre 17 e 19%.
Campo Miranga
Descoberto em 1965, tem área de 24 km2 e está situado a 20 km da Falha de Salvador; possui
22 zonas produtoras nos arenitos do Grupo Ilhas.
A acumulação tem a geometria de anticlinal e seus limites são definidos por falhas normais e
por expressivos diápiros de folhelho.
As rochas reservatório são arenitos quartzosos, finos com matriz argilosa pertencentes à cinco
unidades informais denominadas Brejão, Miranga Inferior e Superior, Santiago e São PauloCatu, que exibem porosidade de 18 a 24%. O petróleo mais leve provém da unidade Miranga
com densidade entre 37° a 41° API.
Bacia Sergipe – Alagoas
Situa-se na margem continental nordeste do Brasil, abrangendo aproximadamente 13.000 km 2
de área continental e cerca de 40.000 km2 de área marítima (Fig. 7).
A bacia tem a morfologia de um rifte assimétrico alongado na direção NNE-SSW limitado a
norte pela bacia Pernambuco-Paraíba pelo alto de Maragoji e a sul pelo sistema de falhas
Vaza-Barris da bacia do Jacuípe. Pode ainda ser subdividida em bacia Sergipe e bacia Alagoas,
segmentadas pelo Alto de Jaboatã-Penedo próximo ao rio São Francisco.
Figura 7 – localização da bacia Sergipe-Alagoas
Fonte: http://www.cprm.gov.br/publique/media/capIII-l.pdf
Origem e Estrutural da bacia Sergipe-Alagoas
Assim como as demais bacias de margem continental brasileiras a bacia Sergipe-Alagoas está
atrelada a separação dos continentes América do Sul e África, que originou o Oceano Atlântico
Sul. Há cerca de 140 milhões de anos (Jurássico), pré break-up, ocorreu um soerguimento
próximo à costa atual e de depressões que foram preenchidas por sedimentos fluviais e
lacustres. A ruptura entre os dois continentes foi marcada por uma fratura iniciada na porção
sul rumo à norte resultando num longo e estreito golfo. Nesta época, entre 115 e 65 milhões
de anos, foram depositados espessos pacotes de sais no golfo e, conforme a ruptura se
desenvolvia e o mar avançava também foram sedimentados litotipos tipicamente marinho,
como calcário, folhelhos, além de arenitos.
Figura 8 – carta estratigráfica da bacia Sergipe-Alagoas
Fonte: http://www.cprm.gov.br/publique/media/capX_b.pdf
Evolução tectôno-sedimentar
Dentre as bacias marginais brasileiras a bacia Sergipe-Alagoas se destaca por apresentar a
sucessão estratigráfica mas completa dividida em quatro megasequências: pré-rifte, sinrifte,
transicional e pós-rifte (Fig 8).
A sequência pré-rifte data do Paleozóico e Mesozóico é composta por rochas cambrianas da
Formação Estância, depósitos glaciais do Carbonífero pertencentes a formação Batinga,
depósitos de sábkha costeira do Permiano constituintes da formação Aracaré e por
sedimentos flúviolacustrinos do Neo-Jurássico/Eo-Cretáceo característicos das formações
Candeeiros, Bananeiras, Serraria e Barra de Itiúba.
A fase sinrifte desenvolveu-se entre o Neocomiano e o Barremiano reconhecida por sistemas
siliciclásticos das formações Rio Pitinga, Penedo e Barra de Itiúba.
A etapa transicional, ocorrida durante os andares Barremiano e Aptiano, é localmente afetada
por falhamentos e abrange as formações Poção, Coqueiro Seco e Maceió. No transcorrer do
Aptiano foram depositadas duas sequências evaporíticas na Formação Muribeca por ação das
primeiras incursões marinhas.
A fase pós-rifte é marcadamente marinha, caracterizada por subisidência termal iniciada no
andar Albiano e formação de uma plataforma carbonática da Formação Riachuelo. Desde o
Campaniano até o recente, após um período dominado por transgressões, começou um nítido
regime regressivo notado por fácies de baixa energia recobrirem fácies de maior energia,
estabelecendo um sistema plataforma/talude/bacia profunda. A bacia Alagoas é caracterizada
por uma espessa seção sedimentar da fase rifte na região continental e por feições associadas
à transpressão na região da plataforma e talude. Entre as sub-bacias Alagoas e Sergipe existem
feições diapíricas em águas profundas possivelmente correlacionada à tectônica do sal (Fig 9).
Figura 9 – seção geológica das sub-bacias Sergipe e Alagoas
Fonte:
Sistema Petrolífero
As maiores acumulações de petróleo da bacia, como a de Carmópolis, situam-se no Alto de
Aracaju e relacionam-se com o sistema petrolífero Muribeca. As rochas fonte desse sistema
são os folhelhos pretos do membro Itiuba pertencente a Formação Muribeca, de idade
aptiana. Estes tem o predomínio de querogênio do tipo II e podem atingir valores de carbono
orgânico equivalentes a 12%. Os fluidos do petróleo migram desde os baixos regionais em
direção à porção terrestre e de águas rasas, onde se localizam os altos estruturais.
As principais acumulações da bacia Sergipe-Alagoas apresentam-se trapeadas num sistema de
blocos falhados e selados por evaporitos e folhelhos aptianos. As rochas reservatório dessas
acumulações são os conglomerados do Membro Carmópolis (Formação Muribeca) e o
embasamento cristalino fraturado.
Outra acumulação importante é a configurada pelo sistema petrolífero Barra de itiubaCoqueiro Seco. As rochas fonte deste sistema são folhelhos decantados em lagos tectônicos
formados concomitantemente a fase rifte durante os andares neocomiano e barremiano. Estes
folhelhos são compostos por querogênio do tipo I, possuem valores máximos de carbono
orgânico igual a 5% e pode atingir 2000 metros de espessura.
A trajetória do fluido na etapa de migração secundária foi facilitada em razão da rocha
geradora estar diretamente em contato com a rocha reservatório ou pela presença de
falhamentos lístricos que serviram de duto para o óleo.
Algumas das principais acumulações correlacionadas ao sistema petrolífero Muribeca são os
campos Carmópolis, Siririzinho, Riachuelo, Guaricema, Dourado e Camorim.
Campo Carmópolis
As rochas produtoras do embasamento são granada-biotita-xisto e muscovita-filito précambrianos, fraturados e cortados por veio de quartzo orientados preferencialmente na
direção SW-NE. A permoporosidade do campo é controlada por fraturas, microfraturas, e
feições de dissolução no veio de quartzo, contudo esta propriedade é muito heterogênea ao
longo do campo. O óleo produzido tem densidade entre 22° e 29° API.
No sistema petrolífero Barra de Itiuba-Coqueiro Seco as acumulações que se destacam estão
nos campos de Furado, São Miguel do Campos, Fazenda Pau Brasil, Rio Vermelho e Pilar.
Campo Pilar
Exibe geometria de rollover assoviada a grande falha normal da borda da bacia. O
trapeamento do campo é consequência de um gráben de colapso que deu origem a um
complexo arranjo de falhas e fraturas onde o óleo e gás são aprisionados. Estes elementos
estruturais também compartimentam o reservatório em centenas de blocos hidraulicamente
isolados. Seus reservatórios mais importantes situam-se na Formação Coqueiro-Seco, que
aprisiona óleos muito leves com densidade igual a 41° API, e a Formação Penedo é destacada
pelo acúmulo de gás.
Bacia Potiguar
A bacia Potiguar está localizada em sua maior parte no Estado do Rio Grande do Norte, e uma
pequena porção no Estado do Ceará. Compreende uma área de aproximadamente 119.295
Km², sendo parte dessas áreas emersas com uma dimensão de 33.200 km² e a parte submersa
com dimensão de 86.095 km². Seus limites geológicos são: à noroeste Alto de Fortaleza (Mar)
e Plataforma Aricati (terra) e à sudeste Alto de Touros (Mar) e Plataforma de Touro ou Leste
(Terra) (Fig. 10).
Possui um total de 55 campos de óleo e gás, O volume in-situ de óleo é da ordem de 5,330
bilhões de barris, produção acumulada de óleo 657,89 Milhões de barris e a reserva é da
ordem de 331,70 milhões de barris. Esses dados são oriundos de dezembro de 2006, ANP.
Quanto a logística a região conta com uma boa malha viária. Apresenta oleodutos e gasodutos,
Portos de Pecém/Fortaleza, Portos de Areia Branca, Guamaré e o Porto de Natal/Rio Grande
do Norte.
A primeira descoberta no mar ocorreu na Bacia Potiguar em 1973, no Campo de Ubarana, a 13
km da costa e em lâmina d’água de 15 m, uma acumulação em arenitos flúvio-deltaicos de
idade aptiana da Formação Alagamar, e em arenitos da Formação Açu com reserva de 82
milhões de barris. A primeira acumulação comercial em terra nessa bacia foi encontrada em
1979, pela descoberta do Campo de Mossoró. A partir de julho de 1979, a Bacia Potiguar
assumiu a condição de maior produtora de petróleo em terra no país, suplantando as
tradicionais províncias do Recôncavo e de Sergipe-Alagoas, já em fase madura de projeção .
Quanto a logística a região conta com uma boa malha viária. Apresenta oleodutos e gasodutos,
Portos de Pecém/Fortaleza, Portos de Areia Branca, Guamaré e o Porto de Natal/Rio Grande
do Norte.
A primeira descoberta no mar ocorreu na Bacia Potiguar em 1973, no Campo de Ubarana, a 13
km da costa e em lâmina d’água de 15 m, uma acumulação em arenitos flúvio-deltaicos de
idade aptiana da Formação Alagamar, e em arenitos da Formação Açu com reserva de 82
milhões de barris. A primeira acumulação comercial em terra nessa bacia foi encontrada em
1979, pela descoberta do Campo de Mossoró. A partir de julho de 1979, a Bacia Potiguar
assumiu a condição de maior produtora de petróleo em terra no país, suplantando as
tradicionais províncias do Recôncavo e de Sergipe-Alagoas, já em fase madura de projeção .
Figura 10 – Mapa de localização da bacia Potiguar (Cremonini et al. 1996)
Evolução Tectono-sedimentar
A Bacia Potiguar apresenta três principais estágios tectônicos: rift, transicional e drift. De
forma que no estágio rift a subsidência e sedimentação foram controladas por um mecanismo
de extensão e afinamento crustal e, nos estágios transicional e drift foram controladas pelo
resfriamento da crosta e balanço isostático (Fig 11).
No estágio rift foram desenvolvidas grandes falhas normais e de transferência, foram
formados os principais grábens assimétricos onde se estabeleceram lagos. A sedimentação
nesse estágio foi lacustre e fluvial representada por arenitos finos, siltitos e folhelhos da
Formação Pendência. Durante o estágio transicional o resfriamento da crosta levou a uma
subsidência contínua, havendo sedimentação de folhelhos, arenitos e carbonatos lagunares
com influência marinha (Formação Alagamar). E, no estágio drift duas seqüências
sedimentares depositaram-se em ambiente de deriva continental com influência de mar
aberto, e formaram-se falhamentos normais preferencialmente ao longo de lineamentos já
existentes. Este último estágio consiste de arenitos fluviais e argilitos da Formação Açu e
carbonatos da Formação Jandaíra, seguidos por um magmatismo que produziu os depósitos da
Formação Macau
Figura 11– carta estratigráfica da bacia Potiguar
Fonte: www.phoenix.org.br
Arcabouço Estrutural
A Bacia Potiguar é composta basicamente de grábens, altos internos e pela plataforma do
embasamento, os quais estão inseridas seqüências sedimentares Neocomianas a Terciárias.
Os grábens da porção emersa são assimétricos e limitam-se por falhas de grande rejeito a SE e
SW e de menor rejeito a NE e NW, sendo os da parte submersa também assimétricos e
orientados de acordo com a linha de costa. São preenchidos por seqüências sedimentares do
Cretáceo inferior.
Os altos internos separam os principais grábens como cristas alongadas do embasamento,
sendo compostos de gnaisses, migmatitos ou xistos soerguidos por falhas normais.
As plataformas do embasamento emersas são normalmente recobertas por sedimentos do
Aptiano e do Cretáceo Superior e também por seqüências terciárias na porção submersa.
Plataformas rasas limitam grábens centrais a leste e a oeste.
Sistema Petrolífero
A produção de óleo provém de reservatórios siliciclásticos que foram depositados nos estágios
rift, transicional e drift. O habitat do petróleo no estágio rift pode ser do tipo estrutural ou
combinado estrutural-estratigráfico. Os principais prospectos estão associados a falhas
normais com rotação de blocos, falhas normais antitéticas, falhas normais reativadas com
rejeito lateral, falhas de transferência e deslizamentos gravitacionais. Em todos os casos, o
óleo foi gerado nos folhelhos estratigraficamente associados aos reservatórios, os quais são
constituídos de arenitos grossos a muito finos da Formação Pendência, com porosidades
médias de 15 a 25 %.
No estágio transicional os principais tipos de prospectos consistem de homoclinais truncados
por canyons erosionais e domos associados a falhas transcorrentes. Normalmente o óleo
acumulado foi gerado em folhelhos da Formação Alagamar da mesma seqüência estratigráfica
com contribuição de hidrocarbonetos gerados na seqüência rift mais antiga. Os reservatórios
são constituídos de arenitos finos a médios fluviais e deltaicos, com porosidades em torno de
13 a 15 %.
O principal habitat do óleo do estágio drift ocorre nos arenitos porosos e permeáveis da
Formação Açu, sendo o petróleo gerado predominantemente na Formação Alagamar
subjacente, além de ter uma contribuição da seqüência rift (Formação Pendência).
Bacia do Ceará
A Bacia do Ceará está localizada na plataforma continental da margem equatorial brasileira,
ocupando uma área de 35.000 km (Fig. 12). A atividade de exploração da Bacia do Ceará em
água rasa remonta ao início da década de 70 e continua até os dias atuais. Entre 1977 e 1979
foram descobertos os campos de Xaréu, Curimã, Espada e Atum, todos situados na Sub-bacia
de Mandaú e de volumes modestos em reservatórios do Cretáceo.
A Bacia do Ceará em 2008, suas reservas totais são de 27,5milhões de barris em terra e
74,4milhões no mar, já as reservas provadas são de 8,4 e 57,5 milhões de barris em terra e no
mar, respectivamente. Em relação a 2006, houve um aumento no numero de barris em terra e
uma diminuição do numero de barris em mar.
Fig. 12 - Mapa de localização da Bacia do Ceará e localização dos campos de petróleo da Subbacia de Mundaú (Pessoa Neto, 2004).
Evolução Tectono-sedimentar
A Bacia do Ceará é divida em quatro sub-bacias, Sub-bacia do Piauí-Camocim, Acaruá, Icaraí e
Mundaú. Sendo essa última a mais conhecida e prospectada. Sua origem esta ligada a
evolução tectônica da margem continental brasileira. Esse regime de esforço foi responsável
pela geração do rifteamento oblíquo caracterizado pelo desenvolvimento de estágios distintos,
pré-, sin- e pós-ativação de movimentos transformantes (Fig 13).
A fase rift é marcada pela deposição de uma seqüência continental, composta por sedimentos
flúvio-deltaico-lacustres que constituem a Formação Mundaú (Aptiano Inferior). Nesta seção
estão situados alguns dos principais reservatórios produtores de óleo e gás nos campos de
Atum e Curimã da Sub-bacia de Mundaú .
A fase transicional constitui a seqüência depositada de mesmo nome, composta por depósitos
flúvio-deltaicos da Formação Paracuru (Aptiano Superior), sendo esta unidade a principal
geradora de hidrocarbonetos da bacia abrigando os principais reservatórios produtores nas
zonas mais superiores dos campos de Atum e Curimã.
A fase de deriva foi caracterizada pela deposição de uma seqüência marinha, composta por
sedimentos transicionais, marinhos rasos e marinhos profundos, distribuídos dentro de um
grande ciclo transgressivo-regressivo, podendo ser dividida em duas seções principais:
transgressiva e regressiva. A sedimentação marinha transgressiva iniciou-se me ambiente
transicional a marinho raso, passando para marinho profundo, sendo caracterizada pela
deposição dos carbonatos da Formação Ponta do Mel e dos folhelhos da Formação Ubarana
(Fig. . A sedimentação marinha regressiva ocorreu nos ciclos inferior, progradacional e
composto de sedimentos de água profunda e, o superior, agradacional e constituído de
sedimentos de plataforma rasa. Esse segundo ciclo regressivo é formado pela deposição dos
folhelhos e arenitos da Formação Ubarana. Em seguida, no Terciário ocorreram sedimentações
de carbonatos da Formação Guamaré e de arenitos da Formação Tibaú.
Figura 13 – Carta Estratigráfica da Sub-bacia de Mundaú, Bacia do Ceará (Costa et al., 1990).
Sistema Petrolífero
Na Sub-bacia de Mandaú possui as acumulações de óleo descobertas na Bacia do Ceará nos
campo de Xaréu, Curimã, Atum e Espada. Nas demais sub-bacias, embora ocorram numerosas
trapas, as rochas reservatório têm se mostrado com más características, o potencial gerador é
baixo e com tendência predominante para gerar gás. Os campos de Atum e Curimã
descobertos em 1978 e 1979 respectivamente, representam exemplos brasileiros clássicos de
trapeamento combinado, respondendo por cerca de 60% do volume descoberto.
No Campo de Atum os principais reservatórios fluviais e deltaicos pertencem às formações
Mundaú e Paracuru, incluindo os calcários lacustres da Camada Trairi. As principais zonas
produtoras do campo são os arenitos flúvio-deltaicos da Formação Mundaú. O óleo
encontrado é gerado predominantemente nos próprios folhelhos da Formação Paracuru, mas
há contribuição de geradores da fase rift. Os selantes são os folhelhos da Formação Paracuru e
Ubarana do ciclo transgressivo.
O Campo de Curimã é semelhante ao Campo de Atum em relação aos reservatórios e selantes,
porém as principais zonas de produção do campo são os arenitos fluviais da Formação Mundaú
(óleo e gás) e os arenitos deltaicos da Formação Paracuru (óleo).
ECONOMIA NORDESTE
Fig . 14 - Fonte: http://www.anp.gov.br/doc/petroleo/reservas_20081231.pdf
Fig. 15 - Fonte: http://www.anp.gov.br/doc/petroleo/reservas_20081231.pdf
Fig. 16- Fonte: http://www.anp.gov.br/doc/petroleo/reservas_20081231.pdf
Fig. 17 - Fonte: http://www.anp.gov.br/doc/petroleo/reservas_20081231.pdf
Fig. 18 - Fonte: http://www.anp.gov.br/petro/desenvolvimento_dados.asp
Fig. 19 - Fonte: http://www.anp.gov.br/petro/desenvolvimento_dados.asp
Preço médio do petróleo por estado, ano base 2007
Estado
Preço Médio
Alagoas
71,1
Bahia
68,16
Ceará
59,57
Rio Grande do Norte
63,71
Sergipe
58,9
Figura 20 – Preços médio por estado em 2007 (U$/barril)
Fonte : WWW.anp.gov.br
REFINARIAS NO NORDESTE
CEARÁ
A Petrobras está trabalhando para a construção de duas Refinarias tipo Premium – padrão de
refino internacional – localizadas uma no Ceará e outra no Maranhão. São destinadas para
produção de combustíveis de elevada qualidade.
A refinaria cearense, Premium I, será localizada no Complexo Industrial e Portuário do Pecém.
Sua capacidade de processamento será equivalente a 300 mil barris por dia de petróleo e será
incluída no Planejamento Estratégico da Petrobras para o horizonte de 2020.
O empreendimento será construído na área do Porto de Pecém, com investimentos da ordem
de US$ 11,1 bilhões, possivelmente com a participação minoritária da empresa Japonesa
Mitsui. A princípio a estatal teria 80% de participação da refinaria e a empresa japonesa
responderia por 20%. Se o acordo for firmado a empresa Mitsui pagará o investimento da
refinaria cearense Premium II. O início da produção, segundo a Gerência de Imprensa da
estatal, será em setembro de 2014. Nesta primeira fase serão produzidos 150 mil barris por
dia. A segunda fase, também para a produção de 150 mil barris diários, terá início no mês de
setembro de 2016.
A refinaria produzirá, principalmente, óleo diesel tipo EURO V (< 10 ppm de enxofre) para
exportação, e QAV, nafta, GLP e bunker para o mercado interno. A produção de diesel será em
torno de 50% de toda a produção da refinaria. Com este perfil, o estado do ceará deixará de
ser importador e será exportador de combustível. Produzirá também o diesel S-10, menos
poluente que o S-50 que é vendido pela Refinaria de Fortaleza desde 1º de maio de 2009. Este
é dez vezes menos poluente que o diesel comumente distribuído, o S-500 (maior teor de
enxofre).
O projeto original destas refinarias foi modificado para receber o óleo retirado do bloco de
Tupi, no pré-sal. As novas refinarias estavam antes programadas para processamento de óleo
pesado, mas como o óleo oriundo do bloco Tupi é leve a estatal alterou os seus investimentos.
Durante a obra está prevista a geração de cerca de 90 mil postos de trabalho (diretos e
indiretos).
MARANHÃO
A refinaria Premium I será instalada na capital, São Luís, e poderá processar até 600 mil barris
de petróleo por dia, configurando a maior refinaria do país. Com o dobro da capacidade da
refinaria cearense, seu investimento está avaliado em U$20 milhões que também poderá ter
participação de uma empresa japonesa, a Marubeni Corporation.
A escolha do estado do Maranhão foi tomada em razão da proximidade deste estado com o
mercado consumidor internacional, Europa e Estados Unidos. (Fonte: Diário do Nordeste –
16/06/2009 e o jornal O Estado de São Paulo)
PERNAMBUCO
A Refinaria Abreu e Lima, situa-se no município de Ipojuca, região metropolitana de Recife, e
está em fase inicial de obras de terraplenagem. Seu parque de refino será direcionado
principalmente para produção de óleo diesel com baixíssimo teor de enxofre, visando atender
à crescente demanda por derivados no Nordeste.
A Refinaria terá capacidade de processar até 230 mil barris por dia de petróleo – e poderá
utilizar o petróleo pesado tanto do Brasil quanto da Venezuela. A produção anual prevista para
esta unidade da Petrobras inclui 682 mil m³ de nafta petroquímica, 1,236 milhão de toneladas
de GLP, 9,5 milhões de toneladas de diesel e 2,2 milhões de toneladas de coque de petróleo.
Para a primeira fase da obra, a terraplanagem, foram contratadas, aproximadamente, 2.700
pessoas, sendo que 95% dos trabalhadores foram arregimentados no próprio estado de
Pernambuco – uma das premissas do empreendimento. Ainda em 2009 será iniciada a
construção civil dos prédios administrativos e de suporte da Refinaria, além da construção da
casa de força com potência total instalada de 150 MW, que suprirá toda a necessidade de
energia da refinaria. Os principais motivos que levaram a Petrobras a escolher o Estado de
Pernambuco para implementar a sua nova Refinaria foram:
1. Boa infra-estrutura portuária (porto de SUAPE);
2. Zona industrial estruturada;
3. Pernambuco ser o segundo mercado de derivados do NE;
A inauguração da Refinaria Abreu e Lima está prevista para 2011.
Quanto à participação da Venezuela na construção desta refinaria, o Brasil voltará a discutir
com a mesma as premissas do acordo em no máximo três meses, segundo a afirmação do
presidente Luiz Inácio Lula da Silva depois de se reunir com o presidente venezuelano Hugo
Chávez. Um dos pontos em desacordo entre os dois países diz respeito à comercialização de
petróleo.
O governo venezuelano deveria entrar com 40% dos recursos para a construção da refinaria
Abreu e Lima, mas até o presente momento apenas o governo brasileiro investiu na obra. Esta
falta de colaboração da Venezuela tem fundamento nas exigências feitas por Hugo Chavéz,
como o direito de comercialização no Brasil de petróleo importado daquele país, porém as
regras brasileiras determinam que só quem pode vender internamente é a Petrobras. (Fonte:
Canal Rural – 27/05/2009)
BAHIA
A Petrobras vai investir R$3 bilhões até 2011 na ampliação da Refinaria Landulpho Alves
(Rlam), em Mataripe, que atualmente apresenta capacidade equivalente a 323 mil barris/ dia.
O projeto envolve melhoria da infra-estrutura, com construção de dutos internos e parque de
tancagem; aumento da qualidade da gasolina e diesel, por meio da redução dos teores de
enxofre, e expansão da produção de derivados como lubrificantes, parafinas e asfaltos. As
intervenções serão iniciadas no próximo ano. No pico das obras, entre o segundo semestre de
2009 e primeiro semestre de 2010, serão gerados cerca de oito mil empregos diretos e 24 mil
indiretos.
O projeto de expansão da refinaria faz parte do plano de investimentos da Petrobras para o
período 2008-2012, que prevê recursos da ordem de US$112,4 bilhões, sendo que 87% desse
valor será injetado no Brasil. A área de exploração e produção da companhia vai receber o
maior aporte – US$65,1 bilhões, ou 58% do montante estimado. Já a área de refino, transporte
e
comercialização
da
multinacional
contará
com
US$29,6
bilhões.
Serão destinados 80% dos R$3 bilhões previstos para a Rlam (R$2,4 bilhões) para a melhoria da
qualidade dos combustíveis. As unidades de hidrotratamento e hidrodessulfurização vão criar
condições para a Refinaria produzir combustíveis menos poluentes e dentro das normas
ambientais, com teor máximo de 50 ppm (partículas por milhão). Outros R$396 milhões irão
para infra-estrutura, e R$210 milhões para expansão da produção de derivados no
empreendimento baiano.
Os principais produtos refinados são: propano, propeno, iso-butano, gás de cozinha, gasolina,
nafta petroquímica, querosene, querosene de aviação, parafinas, óleos combustíveis e asfaltos
A Refinaria de Mataripe, localizada em São Francisco do Conde, começou a ser construída em
1949 e está diretamente ligada à descoberta dos primeiros poços de petróleo no país,
precisamente no recôncavo baiano.
Bibliografia
PESSOA NETO, O. C. Blocos basculados truncados por discordância angular: lições aprendidas
em trapeamento combinado de hidrocarbonetos, Bacia do Ceará, Nordeste do Brasil.
Boletim de Geociências da Petrobras - v. 12, n. 1 - nov. 2003/maio 2004. p. 59-71.
Dr. Haroldo B. R. Lima – Apresentação – Questões do Petróleo no Nordeste Brasileiro – ANP
– Novembro de 2005
E. J. Milani, J. A. S. L. Brandão, P. V. Zalán & L. A. P. Gamboa PETRÓLEO NA MARGEM
CONTINENTAL BRASILEIRA:
GEOLOGIA, EXPLORAÇÃO, RESULTADOS E PERSPECTIVAS
Site:
http://www.phoenix.org.br
http://www.anp.gov.br/brnd/round9/round9/palestras/Potiguar%20(portugu%C3%AAs).pdf
http://ojs.c3sl.ufpr.br/ojs2/index.php/rbg/article/viewFile/10261/7359
http://www.cprm.gov.br/publique/media/capIII-l.pdf
http://www.phoenix.org.br/Phoenix4_Abr99.html
http://exercicios.fisicoquimica.googlepages.com/hidrocarbonetos
http://www.cprm.gov.br/publique/media/capX_b.pdf
http://diariodonordeste.globo.com/materia.asp?codigo=646943
http://portalexame.abril.com.br/ae/economia/m0159822.html
http://www.canalrural.com.br/canalrural/jsp/default.jsp?uf=1&local=1&action=noticias&id=2
524636&section=noticias
Sumário
Introdução
Origem do Petróleo
Fatores controladores
1
1
Distribuição do Petróleo no Brasil
3
Bacias Sedimentares
8
Bacia do Recôncavo
8
Bacia Sergipe-Alagoas
12
Bacia Potiguar
16
Bacia do Ceará
20
Economia Nordeste
23
Refinarias
27
Bibliografias
30
unesp
UNIVERSIDADE ESTADUAL PAULISTA
Campus de Rio Claro
Instituto de Geociências e Ciências Exatas
Departamento de Petrologia e Metalogenia
Recursos Energéticos : Petróleo no Nordeste
Discentes: Letícia
Bruno Cavalcanti de Paula
Docentes: Elias Carneiro Daitx