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INTRODUÇÃO À GEOLOGIA DO PETRÓLEO
- 1 Origem do Petróleo ÍNDICE
- 1.1 Teoria Inorgânica
- 1.2 Teoria Orgânica
- 2 Composição e Propriedades do Petróleo
- 2.1 Querogênio: Composição e Classificação
- 3 Transformação da Matéria Orgânica
- 4 Requisitos para Acumulação de Petróleo
- 4.1 Rochas Geradoras
- 4.1.1 Fatores que Controlam a Produção da Matéria Orgânica
- 4.1.2 Fatores que Controlam a Preservação da Matéria Orgânica
- 4.1.3 Rochas Geradoras de Petróleo
- 4.1.4 Quantidade de Matéria Orgânica
- 4.1.5 Qualidade da Matéria Orgânica
- 4.1.6 Maturação da Matéria Orgânica
- 4.2 Rochas-Reservatório
- 5.2.1 Porosidade
- 5.2.2 Permeabilidade
- 4.3 Rochas Capeadoras
- 4.4 Trapas
- 4.4.1 Trapas Estruturais
- 4.4.2 Trapas Estratigráficas
- 4.4.2.1 Trapas Estratigráficas Primárias
- 4.4.2.2 Trapas Estratigráficas Secundárias
- 4.4.3 Trapas Combinadas
- 4.5 Relações Temporais
- 5 Migração de Petróleo
- 5.1 Migração Primária
- 5.2 Migração Secundária
- 6 Bibliografia
Almi Cabral Pacheco – Engenharia de Minas UFBA
INTRODUÇÃO À GEOLOGIA DO PETRÓLEO
1. ORIGEM DO PETRÓLEO
A origem do petróleo é um dos mistérios mais bem guardados pela natureza, existindo duas linhas teóricas para a explicação de sua gênese.
1.1 TEORIA INORGÂNICA
Postula uma origem sem intervenção de organismos vivos. A teoria de Porfirev enuncia que, sob altas pressões e temperaturas na parte superior do manto, formam-se rochas ultramáficas que contêm óxidos de ferro, compostos voláteis (H 2 O, CO) e compostos orgânicos equivalentes ao petróleo que podem existir em equilíbrio com o meio circulante.
Os principais argumentos para suportar esta teoria são:
acumulações comerciais de hidrocarbonetos em rochas cristalinas;
presença de hidrocarbonetos em gases vulcânicos;
presença de hidrocarbonetos em meteoritos;
existência de campos gigantes;
existência de falhas profundas.
1.2 TEORIA ORGÂNICA
Postula a intervenção de organismos vivos na formação do petróleo. A matéria orgânica depositada com os sedimentos é convertida, por processos bioquímicos durante o soterramento, num polímero complexo denominado querogênio, que, por sua vez, é transformado em hidrocarbonetos por craqueamento térmico a grandes profundidades, sob pressões e temperaturas adequadas.
As evidências que suportam esta teoria são:
- mais de 99% das acumulações de petróleo encontram-se em rochas sedimentares;
Almi Cabral Pacheco – Engenharia de Minas UFBA
O asfalto entra na composição do petróleo em proporções que variam entre menos do que 5% até pouco mais de 40%. Pouco se conhece da composição química dos asfaltos, porém três classes de substâncias foram identificadas por suas propriedades físicas: asfaltenos, resinas e ácidos asfaltogênicos (Figura 1).
Figura 2 - Composição da matéria orgânica em rochas sedimentares. Adaptado de Alves et al., 1986.
O conteúdo de enxofre no petróleo varia desde frações centesimais até mais de 5%. Os petróleos de maior densidade normalmente são mais ricos em enxofre. Os compostos de enxofre mais comuns são: mercaptans, tiofenos e compostos inorgânicos (ex. H 2 S ).
O teor de oxigênio nos petróleos é geralmente inferior a 2% e seus compostos principais são ácidos carboxílicos e fenóis.
Elementos metálicos são normalmente encontrados no petróleo associados às porfirinas. Pelo menos quinze já foram identificados, sendo os principais: cálcio, sódio, magnésio, ferro, vanádio, alumínio, lítio, telúrio, bário, estrôncio, manganês e cobre.
Matéria orgânica total
Querogênio (insolúvel)
Rocha total
Minerais
Fração betuminosa
(solúvel em solventes orgânicos)?
Asfaltenos + Resinas HC aromático HC saturado
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2.1 QUEROGÊNIO: COMPOSIÇÃO E CLASSIFICAÇÃO
O querogênio é a fração da matéria orgânica insolúvel em solventes orgânicos, presente nas rochas sedimentares. A porção solúvel é denominada de betume.
Três tipos principais, caracterizados no diagrama de Van Krevelen (H/C, O/C) por seus respectivos estágios de evolução, parecem englobar a maioria dos querogênios existentes (Figura 2).
No querogênio do tipo I, a razão H/C é originalmente alta e o potencial para geração de óleo e gás também é elevado. Este tipo de querogênio é derivado principalmente da matéria orgânica algal lacustre (contém 10 a 70% de lipídios) e da matéria orgânica enriquecida em lipídios por ação microbiana.
No querogênio do tipo II, a razão H/C e o potencial de geração de óleo e gás são mais baixos do que os observados no querogênio do tipo I, embora ainda sejam bastante significativos. É usualmente relacionado com a matéria orgânica marinha depositada em ambientes redutores.
No querogênío do tipo III, a razão H/C é baixa e o potencial de geração de óleo é insignificante, mas pode ainda gerar gás quando submetido a temperaturas muito elevadas. A matéria orgânica é principalmente derivada de plantas terrestres superiores, composta basicamente por celulose e lignina que são extremamente deficientes em hídrogênio.
DIAGRAMA DE VAN KREVELEN
I - Derivado de matéria orgânica amorfa (algas planctônicas); + 50% lipídios; elevado potencial para gerar HC líquido. II - Derivado de matéria orgânica herbácea (polens, esporos); + 40% lipídios; regular/bom potencial para gerar HC líquido. III - Derivado de matéria orgânica lenhosa (vegetais superiores); potencial desprezível para gerar óleo; grandes profundidades. Possui alto potencial gerador de gás. As setas indicam diminuição do percentual de hidrogênio na matéria orgânica. Figura 2 – Diagrama de Van Krevelen. Fonte: Santos, 1984.
Introdução à Geologia do Petróleo geradoras são consideradas senis ou supermaturas. Este estágio começa mais cedo que o metamorfismo da fase mineral.
4. REQUISITOS PARA ACUMULAÇÃO DE
PETRÓLEO
Para que se forme uma acumulação petrolífera são necessários cinco requisitos básicos (Figuras 4 e 5):
presença de rochas geradoras;
presença de rochas-reservatório;
presença de rochas capeadoras;
trapas;
relações temporais adequadas.
Figura 4 - Condições necessárias para acumulação de petróleo numa bacia sedimentar. Fonte: Alves et al., 1986.
Almi Cabral Pacheco – Engenharia de Minas UFBA
Figura 6 - Os fatores geológicos necessários para a ocorrência de acumulações de petróleo. Fonte: Alves et al., 1986.
Figura 7: Relação entre elementos tectônicos e estratigráficos com acumulação de petróleo
Almi Cabral Pacheco – Engenharia de Minas UFBA
Figura 9 - Fotossíntese e processos que envolvem o elemento carbono. A maior parte do carbono da Terra está concentrada nos sedimentos, sendo que 18% é orgânico e 82% estão nos carbonatos. A maior parte do carbono orgânico produzido é rapidamente oxidado para CO 2 e reciclado para a atmosfera e hidrosfera. Adaptado de Tissot & Welt 1978. O mar é a principal fonte de matéria orgânica, que aí é sintetizada principalmente por algas microscópicas do tipo diatomáceas e dinoflageladas (Figura 10). As algas do grupo das diatomáceas são, atualmente, as responsáveis pela maior parte da fotossíntese realizada na Terra, fato que as torna as maiores produtoras de matéria orgânica neste planeta - matéria orgânica potencialmente geradora de petróleo. Essas algas são encontradas, atualmente, em todas as regiões do globo terrestre: no mar, nos lagos, nos rios e nos solos úmidos.
As algas diatomáceas contêm 5 a 10% de lipídios, matéria-prima a partir da qual a maior parte do petróleo é originado.
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DIATOMÁCEAS
DINOFLAGELADAS
Figura 10 - Algas microscópicas típicas: A - diatomáceas e B - dinoflageladas. Fonte: Ferreira, 1989.
Os animais marinhos, inclusive os planctônicos, são pouco importantes do ponto de vista de produção de matéria orgânica potencialmente geradora de petróleo. Esses organismos são decompostos com facilidade, antes de serem incorporados aos sedimentos, não participando significativamente na gênese do petróleo.
As plantas terrestres também não contribuem de maneira notável para a gênese do petróleo. Calcula-se que, atualmente, a matéria orgânica trazida pelos rios representa menos que 1% das substâncias orgânicas dos oceanos. Aliás, é fato bem conhecido que quantidades substanciais de petróleo foram geradas, no passado, antes do aparecimento das plantas terrestres. São encontradas grandes acumulações de petróleo em rochas devonianas e mesmo mais antigas, muito embora as primeiras plantas terrestres só tenham surgido no final do Devoniano.
4.1.1 FATORES QUE CONTROLAM A PRODUÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA Nas áreas continentais, o fator mais importante no processo de produção de matéria orgânica é o clima. Nas regiões desérticas, a produtividade é mínima, ao passo que, nas regiões de clima favorável, onde se desenvolvem florestas exuberantes, a produtividade é máxima.
Nos mares, a produtividade orgânica é controlada pela luz, pela temperatura e pelo teor de nutrientes dissolvidos na água.
Introdução à Geologia do Petróleo A zona mais favorável para a preservação da matéria orgânica está, geralmente, entre 200 e 800 metros de profundidade. É entre estes limites de profundidade que se encontra a zona de concentração mínima de oxigênio. A baixa concentração de oxigênio nessa zona deve-se aos fenômenos respiratórios que aí se processam e às fermentações oxidativas, ambos consumidores de oxigênio. As águas profundas são ricas em oxigênio devido às correntes submarinas que trazem águas saturadas em oxigênio das regiões polares. A maior riqueza em oxigênio nas águas profundas do Atlântico deve-se ao fato de que suas águas provêem de ambos os pólos.
Em certas áreas de circulação restrita, as águas profundas podem tornar-se totalmente depletadas em oxigênio, isto é, tornam-se anóxicas. Como exemplos, podemos citar o Mar Negro, o Golfo de Caríaco (Mar das Caraíbas), algumas bacias oceânicas profundas e muitos fiordes da Noruega e da Colúmbia Britânica.
Na ausência de oxigênio, organismos anaeróbicos (que podem viver na ausência de oxigênio) atacam os nitratos e os sulfatos para obter o oxigênio que necessitam para os seus processos metabólicos, liberando amônia, nitrogênio e gás sulfídrico.
A decomposição da matéria orgânica ocorre muito lentamente em condições anóxicas, o que permite a formação de rochas particularmente ricas em matéria orgânica. No Mar Negro, as águas abaixo de 200 metros não contêm oxigênio e os sedimentos do fundo são muito ricos em matéria orgânica.
Nos lagos, condições anóxicas muito favoráveis à preservação da matéria orgânica são freqüentemente encontradas. Os sedimentos lacustres podem conter 10% ou mais de matéria orgânica.
4.1.3 ROCHAS GERADORAS DE PETRÓLEO Partindo do princípio estabelecido por James Hutton de que "o presente é a chave do passado", discutimos nos itens anteriores as condições atuais de produção e preservação da matéria orgânica incorporada aos sedimentos. Condições idênticas devem ter existido no passado, acarretando a formação de rochas potencialmente geradoras de petróleo.
Almi Cabral Pacheco – Engenharia de Minas UFBA Para ser classificada como geradora (Figuras 11 e 12), uma rocha deve conter matéria orgânica em quantidade suficiente e esta matéria deve ser adequada à geração de hidrocarbonetos. Além disso, a rocha deve ter sido submetida a condições termoquímicas adequadas ao processo de transformação da matéria orgânica em petróleo. A temperatura mínima é estimada em 65 oC e a temperatura máxima em 160 oC, pois a esta temperatura, num tempo geológico, todo o petróleo líquido é destruído.
Deve ser observado que o processo de migração do petróleo produzido nas rochas geradoras, para as rochas armazenadoras, é muito ineficiente. Somente 1% do petróleo gerado em determinada rocha contribui para o total conhecido numa acumulação petrolífera. Deve ser lembrado que apenas uma pequena parte da matéria orgânica da rocha geradora transforma-se em petróleo (2 a 5%). Outro dado interessante é que, do petróleo acumulado nos reservatórios geológicos, o homem só pode aproveitar 20 a 30% por recuperação primária, sendo que, em alguns casos, a recuperação é inferior a 10%.
Figuras 11 – Testemunho de uma rocha geradora de petróleo da Formação Candeias (folhelho rico em matéria orgânica), Bacia do Recôncavo.
Figura 12 – Rocha potencialmente geradora de petróleo observada ao microscópio (folhelho). Fonte: Adans, 1984.
4.1.4 QUANTIDADE DE MATÉRIA ORGÂNICA
É intuitivo que, sob condições idênticas, uma rocha mais rica em matéria orgânica gerará quantidade maior de petróleo que outra onde os teores de matéria orgânica são menores. Entretanto, foi observado pelos geoquímicos que uma
Almi Cabral Pacheco – Engenharia de Minas UFBA preservados. Este tipo de matéria gera somente gás, mas apenas sob condições severas de temperatura. Tem baixo teor de hidrogênio e alto teor de oxigênio.
A conversão da matéria orgânica (querogênio) em petróleo é quase que diretamente proporcional ao seu conteúdo de hidrogênio. A melhor matéria orgânica contém mais de 10% de hidrogênio, sendo o teor mínimo, de acordo com Momper (1978), em torno de 7%.
4.1.6 MATURAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA
Quanto à maturação, as rochas potencialmente geradoras de petróleo podem ser classificadas como:
- Rochas Imaturas - as condições termoquímicas foram inadequadas à geração de quantidades significativas de petróleo. As rochas imaturas podem gerar gás seco (metano, de origem bioquímica) e pequenas quantidades de óleo imaturo. Eventualmente, podem conter hidrocarbonetos migrados de horizontes mais profundos.
- Rochas Maturas - as condições termoquímicas foram adequadas à geração de quantidades substanciais de petróleo.
- Rochas Senis - a paleotemperatura máxima foi excessiva, tendo destruído o petróleo líquido eventualmente gerado. Somente acumulações de gás (principalmente metano) podem ser esperadas de rochas senis.
4.2 ROCHAS-RESERVATÓRIO
Dá-se o nome de rocha-reservatório a qualquer rocha porosa e permeável capaz de armazenar o petróleo expulso das rochas geradoras durante o processo de compactação. Pode ser ígnea, metamórfica ou sedimentar.
A maior parte do petróleo até hoje descoberto encontra-se em arenitos (Figuras 13 e 14) e calcários (Figura 15). Isto deve-se ao fato de que estas rochas porosas e permeáveis são as mais comuns nas bacias sedimentares.
Para que uma rocha seja classificada como boa rocha-reservatório, é necessário que possua porosidade e permeabilidade adequadas.
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Figura 13 – Testemunho de uma rocha-reservatório (arenito portador de petróleo), Bacia do Recôncavo. Figura 14 – Arenito observado ao microscópio. Fonte:Adans, 1984.
O Campo de Ghawar, na Arábia Saudita, que é o maior campo petrolífero do mundo, produz de calcários. O Campo de Burgan, no Kuwait, o segundo em reservas de óleo, produz de arenitos do Cretáceo.
Figura 15 - Calcarenito observado ao microscópio. Fonte: Adans, 1984.
4.2.1 POROSIDADE
Introdução à Geologia do Petróleo Tabela 4 – Classificação das rochas reservatório quanto à porosidade. Porosidade (%) Fechada 0 - 9 Regular 9 - 15 Boa 15 - 20 Excelente 20 - 25 Denomina-se porosidade primária aquela controlada pelo ambiente de sedimentação. Ou seja, o material detrítico ou orgânico pode acumular-se de tal forma que espaços vazios (poros) são deixados entre os grãos de areia ou fragmentos de conchas, por exemplo.
A porosidade primária é a porosidade mais importante em arenitos. Por outro lado, a porosidade secundária desenvolve-se como resultado de algum processo geológico após a rocha-reservatório ter sido litificada (consolidada). A porosidade secundária desempenha importante papel em calcários. O tamanho dos poros varia desde milimétricos até cavernas, no caso de porosidade secundária desenvolvida pela dissolução da rocha carbonática original.
Compactação, cimentação e recristalização são processos geológicos que diminuem ou até mesmo destroem a porosidade das rochas-reservatório.
Grãos soltos de areia transformam-se em arenitos através da compactação e cimentação. Caso a cimentação seja completa, toda a porosidade é destruída. Na maioria dos casos, entretanto, a porosidade deixada é suficiente para acumular volumes consideráveis de água, óleo ou gás.
A porosidade pode ser estimada visualmente ou com o auxílio de lupas ou microscópios. Valores quantitativos são obtidos através de perfis ou através de ensaios petrofísicos em testemunhos.
A disposição (Figura 17), a classificação, o arredondamento dos grãos e a proporção de cimento e matriz são os principais fatores que afetam a porosidade.
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Figura 17 - A disposição dos grãos afeta sensivelmente a porosidade.
As rochas-reservatório são estudadas em laboratórios de petrofísica, principalmente através de testemunho. São obtidos dados quantitativos não só da porosidade e da permeabilidade, mas também da saturação dos fluidos presentes.
4.2.2 PERMEABILIDADE É a medida da capacidade de uma rocha de permitir fluxo de fluidos. É normalmente expressa em Darcy (D). Como esta unidade é muito grande, na prática utiliza-se o milidarcy (mD). Diz-se que uma rocha tem permeabilidade (k) de 1 Darcy quando transmite um fluido de 1 cp (centipoise) de viscosidade através de uma seção de 1 cm^2 , à razão de 1 cm^3 por segundo, sob um gradiente de pressão de uma atmosfera.
A permeabilidade é determinada em aparelhos denominados permeabilímetros.
A classificação das rochas-reservatório quanto à permeabilidade pode ser visualizada na tabela 5:
Tabela 5 – Classificação das rochas reservatório quanto à permeabilidade. Permeabilidade (mD) Baixa Menor que 1 Regular 1 – 10 Boa 10 – 100 Muito boa 100 – 1000 Excelente Maior que 1000 Normalmente, a permeabilidade encontrada nos reservatórios varia entre 5 e 1000 mD. Verifica-se, na figura 18, que rochas com a mesma porosidade podem ter permeabilidades bastante diferentes.
Uma rocha pode ser muito porosa, porém não permeável, como é o caso dos folhelhos.
O fraturamento da rocha pode aumentar consideravelmente sua permeabilidade.
