Modelagem de geração e migração de petróleo na bacia do recôncavo, Notas de estudo de Geologia

Baixe Modelagem de geração e migração de petróleo na bacia do recôncavo e outras Notas de estudo em PDF para Geologia, somente na Docsity! MODELAGEM DE GERAÇÃO E MIGRAÇÃO DO PETRÓLEO NA BACIA DO RECÔNCAVO, BA. Thamy Cristine Sales Domingos da Silva DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DA COORDENAÇÃO DOS PROGRAMAS DE PÓS-GRADUAÇÃO DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA CIVIL. Aprovada por: ________________________________________________ Prof. Luiz Landau, D.Sc. ________________________________________________ Prof. Alvaro Luiz Gayoso de Azeredo Coutinho, D.Sc. ________________________________________________ Dr. Félix Thadeu Teixeira. Gonçalves, D. Sc. ________________________________________________ Dr. Ricardo Perez Bedregal, D.Sc. RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL SETEMBRO DE 2006 ii SILVA, THAMY CRISTINE SALES D. da Modelagem de Geração e Migração do Petróleo na Bacia do Recôncavo, BA [Rio de Janeiro] 2006 XIII, 144 p. 29,7 cm (COPPE/UFRJ, M.Sc., Engenharia Civil, 2006) Dissertação - Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE 1. Bacia do Recôncavo 2. Sistemas Petrolíferos 3. Modelagem de Bacias I. COPPE/UFRJ II. Título ( série ) v AGRADECIMENTOS À Deus sobre todas as coisas, por permitir que eu chegasse ao final. À minha família e à Andrés Bibé pelo apoio e incentivo. Ao Dr. Felix Gonçalves, Dr. Ricardo Bedregal e Dr. Luiz Landau, grandes incentivadores deste trabalho, pela confiança, dedicação, interesse e paciência. Muito obrigada! Aos colegas do grupo LAB2M da qual fiz parte, em especial a: M.Sc.Ademilson Brito, Allan Porto, M.Ss. Davi Tatagiba, M.Sc.Eldues Martins, Dr. Flavio Fernandes, Dra. Jaci Guigon, Jason Carneiro, José Bento, Roberto Rocha, Veronica Vieira. Aos amigos do Lamce: Magda Almada, Mônica Caruso e Sergio Caruso. Ao Dr. Hercules T. Silva, Dr. Henrique Penteado, Dr. Garry Karner, Dr. Luciano Magnavita e Dr. Sidnei Rostirolla, pela contribuição com dados geológicos e geoquímicos através de suas publicações, grande alicerce deste trabalho. Aos amigos de PETROBRAS em especial aos geólogo(a)s: M.Sc. Elio Perez, Manuela Caldas, Anderson Damasceno, M.Sc.Daniela Blazutti, M.Sc. Fabrizio Dias Lima e Sabrina Diniz pelo incentivo, discussões e sugestões. Aos colegas da Gerência de Produção e Reservas Internacional (PETROBRAS) em especial ao gerente Dr. Roberto de Toledo e ao Dr. Airton Okada pela compreenssão e incentivo. Aos amigos da turma de mestrado em especial à: Juliana Vieira, M.Sc. Jorge Luiz Costa, M.Sc.Carlos Roriz, Gustavo Basta e M.Sc.Christian Niño pela amizade, companherismo e incentivo. À Platte River Associates Inc. e PGT- Petroleum Geoscience Technology pelo uso do software BasinMod. À Agência Nacional do Petróleo (ANP) e a Financiadora de Estudos e Projetos (FINEP) pelo apoio financeiro através do programa de Recursos Humanos da ANP para o setor de Petróleo e Gás – PRH-ANP/MCT. APOIO CU piedrnaa % a Co PPE Ss Technology Lab PRA  vii Resumo da Dissertação aprensentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.) MODELAGEM DE GERAÇÃO E MIGRAÇÃO DO PETRÓLEO NA BACIA DO RECÔNCAVO, BA Thamy Cristine Sales Domingos da Silva Setembro/2006 Orientador: Luiz Landau Programa: Engenharia Civil A existência de um sistema petrolífero requer, além da presença dos elementos e processos essenciais (gerador, reservatório, trapa, geração, etc.), um timing adequado e um balanço positivo entre o volume de petróleo gerado e o volume perdido durante a migração, em exsudações, etc. Devido à complexa dinâmica dos processos físicos e químicos que envolvem um sistema petrolífero a modelagem de bacias constitui a única ferramenta que permite integrar dados geológicos, geofísicos e geoquímicos, permitindo visualizar os processos e elementos que constituem o sistema petrolífero. Esta dissertação de mestrado tem como principal objetivo desenvolver uma modelagem 1D e Pseudo-3D (multi-1D) que permita entender a dinâmica entre os processos e elementos atuantes da Bacia do Recôncavo, bem como reconstruir a história térmica, geração e migração dos hidrocarbonetos. O desenvolvimento de uma modelagem de bacias e sistemas petrolíferas requer uma grande quantidade e variedade de dados, o que só foi possível devido a gama de dados publicados sobre a Bacia do Recôncavo. Devido a seu avançado estágio exploratório, trabalhos como esses podem auxília na indicações de áreas ainda não prospectadas e na realização de um balanço de massa que sirva para estimar o potencial remanescente não só nesta bacia como para servirem de análogo em sistemas petrolíferos de outras bacias sedimentares. x ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1 - Mapa de Localização da Bacia do Recôncavo (Modificado de Rodrigues, 1990) 4 Figura 2 - Mapa geológico simplificado (modificado de Rodrigues, 1990). ......................... 5 Figura 3 - Arcabouço estrutural da Bacia do Recôncavo (modificado de CAIXETA, 1994).7 Figura 4 - Carta estratigráfica da Bacia do Recôncavo (modificada de CAIXETA et al., 1994)............................................................................................................................. 15 Figura 5 - Carta Bio e Cronoestratigráfica da Bacia (modificada de SILVA, 1993). .......... 16 Figura 6 - Carta estratigráfica com tectonoseqüência (modificada de SILVA, 1993). ........ 23 Figura 7- Modelo de extensão empregado por KARNER et. al. (1992). ............................. 29 Figura 8 - Modelo de extensão empregado por MAGNAVITA (1994)............................... 29 Figura 9 - Modelos de migração e acumulação de petróleo da Bacia do Recôncavo (ROSTIROLLA, 1999)................................................................................................. 31 Figura 10 – Carta que sumariza o timing dos elementos e procesos do sistema. ................. 32 Figura 11 - Principais campos de óleo e gás da Bacia do Recôncavo (FIGUEIREDO et al., 1994)............................................................................................................................. 35 Figura 12 – Mapas digitalizados e gridados. Mapa de isópaca ( adaptado de Silva, 1993) e topo do Sergi obtidos através de operações do Surfer (espessura em metros) ............. 46 Figura 13 – - Mapas digitalizados e gridados. Mapa de isópaca ( adaptado de Silva, 1993) e topo do NRT002 ( Itaparica) obtido através de operações do Surfer (espessura em metros) .......................................................................................................................... 47 Figura 14 – Mapas digitalizados e gridados. Mapa de isópaca ( adaptado de Silva, 1993) e topo da TDI 1 obtido através de operações do Surfer (espessura em metros).............. 48 Figura 15 - Mapas digitalizados e gridados. Mapa de isópaca ( adaptado de Silva, 1993) e topo da TDI 2 obtido através de operações do Surfer (espessura em metros).............. 49 Figura 16 - Mapas digitalizados e gridados. Mapa de isópaca ( adaptado de Silva, 1993) e topo da TDI 3 obtido através de operações do Surfer (espessura em metros).............. 50 Figura 17 - Mapas digitalizados e gridados. Mapa de isópaca ( adaptado de Silva, 1993) e topo da TDI 4 obtido através de operações do Surfer (espessura em metros).............. 51 Figura 18 - Mapas digitalizados e gridados. Mapa de isópaca ( adaptado de Silva, 1993) e topo da TDI 5 obtido através de operações do Surfer (espessura em metros).............. 52 Figura 19 - Mapas digitalizados e gridados. Mapa de isópaca ( adaptado de Silva, 1993) e topo da TDI 6 obtido através de operações do Surfer (espessura em metros).............. 53 Figura 20 – Mapa base mostrando a localização dos poços utilizados para calibrar o modelo geométrico desta dissertação. ....................................................................................... 56 Figura 21 – Fluxograma de modelagem de bacias. .............................................................. 57 Figura 22 - Esquema de curva de Compactação vs. curva Não Compactada (modificado de Manual BasinMod -1D, 2003)...................................................................................... 60 Figura 23 - Cenário de um rifteamento mostrando decaimentos exponencial e linear em diferentes fases do rifte................................................................................................. 65 Figura 24 - Base do modelo Easy%Ro as quatro reações de energia de ativação................ 69 Figura 25 – Visão geral dos dados de entrada e modelagem de processos de geração envolvidas no BasinMod (adaptado de CONFORD, 1990 in MANUAL BASINMOD, 2003)............................................................................................................................. 72 Figura 26 – Mapa de isópaca da Formação Sergi usada como dado de entrada para o modelo geométrico (adaptado de SILVA, 1993) ......................................................... 80 Figura 27 – Mapa estrutural do topo do embasamento com localização das seções............ 82 xi Figura 28 – Seção 2 mostrando os horizontes e cruzando o Baixo de Camaçari, principal depocentro da bacia mostrando a geometria atual da Bacia do Recôncavo (0M.a.). ... 82 Figura 29 – Seção geológica esquemática da Bacia do Recôncavo (modificado de PENTEADO, 1999)...................................................................................................... 83 Figura 30 - Seção 1 mostrando os horizontes e cruzando a borda do Baixo de Camaçari, principal depocentro da bacia mostrando a geometria atual da Bacia do Recôncavo (0M.a.). ......................................................................................................................... 83 Figura 31 – Mapa do estrutural do topo do embasamento com localização da seção logintudinal................................................................................................................... 84 Figura 32 - Seção 1 mostrando os horizontes e cruzando logitudinalmente a bacia mostrando a geometria atual da Bacia do Recôncavo (0M.a.). .................................... 84 Figura 33 – Diagrama tridimenssional mostrando geometria e regime geotermal atual da Bacia do Recôncavo. .................................................................................................... 85 Figura 34 – Diagrama tridimenssional mostrando geometria atual e elevação (profundidade do depocentro) da Bacia do Recôncavo. ...................................................................... 86 Figura 35 – Mapa estrutural do Topo da Fm. Sergi atual (a). Note as similaridades com os mapas publicados por ROSTIROLLA (b) e ANTUNES (c) principalmente na região da Falha de MataCatu (área circulada em vermelho) (adaptado de ROSTIROLLA, 1999 e ANTUNES, 2003) ............................................................................................ 87 Figura 36 - Mapa do estrutural do topo do embasamento com localização das seções com variação faciológica...................................................................................................... 89 Figura 37 - Seção 1 mostrando a variação faciológica e modelo estratigráfico. Os horizontes cruzam o o Baixo de Camaçari, principal depocentro da bacia mostrando a geometria atual da Bacia do Recôncavo (0M.a.).......................................................... 90 Figura 38 - Seção 2 mostrando outra visão próxima a borda do Baixo de Camaçari, principal depocentro da bacia. Geometria atual da Bacia do Recôncavo (0M.a.)........ 90 Figura 39 – Mapa de fácies ao nível da TDI 2 (Membro Gomo), olhar tabela 6 que apresenta as proporções de cada litologia..................................................................... 91 Figura 40 - Mapa de fácies ao nível da Formação Sergi, olhar tabela 6 que apresenta as proporções de cada litologia. ........................................................................................ 92 Figura 41 – Mapa de fácies ao nível da TDI 6, olhar tabela 6 que apresenta as proporções de cada litologia............................................................................................................ 93 Figura 42 – Correlação entre a curva de porosidade modelada e dados de porosidade calculados por PENTEADO (1999) baseados em perfís elétricos. .............................. 94 Figura 43 – História de soterramento da Bacia do Recôncavo e isotermas mostrando a subsidência mecânica referente ao inicio da fase rifte e a ausência de subsidência térmica. ......................................................................................................................... 97 Figura 44 – Resultado da calibração do regime térmico atual utilizando o módulo Tansiente-Heat-Flow e fluxo de calor constante de 46mW/m2 de CARVALHO & VACQUIER (1977)...................................................................................................... 99 Figura 45 – Mapa de isotemperaturas no presente ao nível do Topo da Formação Sergi ( 0 M.a). ........................................................................................................................... 100 Figura 46 - Mapa de isotemperaturas ao nível do Topo da Formação Sergi ( 114 M.a)... 101 Figura 47 - Mapa de isotemperaturas ao nível do Topo da Formação Sergi ( 132 M.a)... 102 Figura 48 - Mapa de isotemperaturas ao nível do Topo da Formação Sergi ( 140 M.a)... 103 Figura 49 – Visão geral dos mapa de isotemperaturas ao nível do Topo da Formação Sergi de 0M.a. à 140M.a. ..................................................................................................... 104 xii Figura 50 - Mapa de isotemperaturas no presente ao nível da TDI 2 (Membro Gomo) ( 0 M.a). ........................................................................................................................... 105 Figura 51 - Mapa de isotemperaturas ao nível da TDI 2 (Membro Gomo) ( 114 M.a)..... 106 Figura 52 - Mapa de isotemperaturas ao nível da TDI 2 (Membro Gomo) ( 132 M.a)..... 107 Figura 53 - Mapa de isotemperaturas ao nível da TDI 2 (Membro Gomo) ( 135 M.a)..... 108 Figura 54 - Visão geral dos mapa de isotemperaturas ao nível do Topo da TDI 2 (Membro Gomo) de 0M.a. à 135M.a......................................................................................... 109 Figura 55 – Mapa de maturidade termal (%RO) do topo das rochas geradoras da TDI 2/ Membro Gomo no tempo 0 M.a. No detalhe mapa de maturidade termal do topo do Membro Gomo extraído da tese de MAGNAVITA (1992) usado para calibrar o modelo. ....................................................................................................................... 111 Figura 56 – Gráfico mostrando a correlação entre maturidade modelada e medida no pseudo-poço................................................................................................................ 111 Figura 57 - Mapa de maturidade termal (%RO) para as rochas geradoras da TDI 2/ Membro Gomo (base da seqüência) no tempo 0 M.a............................................................... 113 Figura 58 - Mapa de maturidade termal (%RO) para as rochas geradoras da TDI 2/ Membro Gomo (base da seqüência) no tempo 117 M.a........................................................... 114 Figura 59 - Mapa de maturidade termal (%RO) para as rochas geradoras da TDI 2/ Membro Gomo (base da seqüência) no tempo 135 M.a........................................................... 115 Figura 60 - Mapa de maturidade termal (%RO) para as rochas geradoras da TDI 2/ Membro Gomo (topo da seqüência) no tempo 0 M.a............................................................... 116 Figura 61 - Mapa de maturidade termal (%RO) para as rochas geradoras da TDI 2/ Membro Gomo (topo da seqüência) no tempo 117 M.a........................................................... 117 Figura 62 - Mapa de maturidade termal (%RO) para as rochas geradoras da TDI 2/ Membro Gomo (topo da seqüência) no tempo 135 M.a........................................................... 118 Figura 63 – Mapa mostrando a taxa de transformação do querogênio atual na base (figura da direita) e topo (esquerda) da TDI2/Membro Gomo (com curvas de profundidade) no tempo O M.a. ......................................................................................................... 121 Figura 64 – Mapa mostrando a taxa de transformação do querogênio atual na base (figura da direita) e topo (esquerda) d TDI2/Membro Gomo (com curvas de profundidade) no tempo 114 M.a............................................................................................................ 122 Figura 65 – Mapa mostrando a taxa de transformação do querogênio atual na base (figura da direita) e topo (esquerda) da TDI2/Membro Gomo (com curvas de profundidade) no tempo 129 M.a....................................................................................................... 123 Figura 66 – Diagram tridimensional mostrando a taxa de transformação atual do querogênio na base do Membro Gomo. ..................................................................... 124 Figura 67 – Diagrama tridimensional mostrando o volume de óleo expelido ao tempo de 0 M.a.............................................................................................................................. 127 Figura 68 - Mapa mostrando o volume de óleo expelido (migração primária), curvas de contorno (linhas em preto), volume de óleo expelido ( gradiente de cores no mapa). Volume expelido ao tempo de 0 M.a......................................................................... 128 Figura 69 - Mapa mostrando o volume de óleo expelido (migração primária), curvas de contorno (linhas em preto), volume de óleo expelido ( gradiente de cores no mapa). Volume expelido ao tempo de 114 M.a...................................................................... 129 Figura 70 – Mapa mostrando o volume de óleo expelido (migração primária), curvas de contorno (linhas em preto), volume de óleo expelido ( gradiente de cores no mapa). Volume expelido ao tempo de 129 M.a.................................................................... 130 1 1. INTRODUÇÃO A Bacia do Recôncavo está localizada no estado da Bahia, nordeste do Brasil, entre as latitudes 11◦ 75’ e 13◦ 00’S (Figura 1). A bacia corresponde a um sistema rifte intracontinental, que se alonga na direção norte-sul por aproximadamente 450 km, desde a zona agreste pernambucana até o litoral baiano. Do ponto de vista estrutural e tectônico, a Bacia do Recôncavo constitui um gráben assimétrico, inclinado para leste com área de aproximadamente 11.500 km2. A história da evolução tectono-sedimentar da Bacia do Recôncavo está relacionada ao evento rifte Eo-Cretáceo que culminou com a separação das Placas Africana e Sul-Americana (FIGUEIREDO et al, 1994). Até o momento, todos os campos de óleo e gás descobertos na bacia (cerca de 6,290 milhões de barris) referem-se ao sistema petrolífero Candeias-Sergi(!), cujo gerador e reservatório correspondem respectivamente aos folhelhos lacustres do Membro Gomo (Fm. Candeias) e aos arenitos flúvio-eólicos da Formação Sergi (Mello et al., 1994). Em produção desde a década de 30, a Bacia do Recôncavo encontra-se em um estágio exploratório maduro. Embora hajam muitos trabalhos desenvolvidos na Bacia do Recôncavo, motivados principalmente pelo avançado estágio exploratório na qual a bacia se encontra e pela maior disponibilidade de dados, ainda são poucos os trabalhos de modelagem de bacias, trabalhos que reconstruam a história da bacia em caráter regional. Os poucos trabalhos que tratam de modelagem de bacias na Bacia do Recôncavo ou são trabalhos muito antigos ou tomam apenas um compartimento da bacia, como é o caso da tese de doutorado de PENTEADO (1999). A estimativa do potencial remanescente em bacias sedimentares é altamente complexa, tendo em vista a dificuldade para calcular o volume de hidrocarbonetos gerado, o volume perdido durante a migração e, finalmente, realizar o balanço de massas com volume de hidrocarbonetos descoberto. No caso da Bacia do Recôncavo, entretanto, a grande quantidade de dados publicados, a geometria da bacia (praticamente um sistema fechado) e o estágio exploratório maduro auxiliam o uso da modelageme e conseqüêntemente ao balanço de massas. 2 No presente estudo foram integrados todos os dados geológicos, geofísicos e geoquímicos publicados e fornecidos pela ANP (Agência Nacional de Petróleo). Esta interação objetiva compreendem a dinâmica entre alguns dos processos e elementos que constituem este sistema petrolífero, a reconstituição da história térmica, de geração e migração de hidrocarbonetos na bacia. Os resultados deste trabalho também poderão servir de análogos para o estudo de sistemas petrolíferos de bacias sedimentares similares. A luz dos dados analisados foi possível simular alguns dos processos inerentes ao sistema petrolífero, integrá-los a partir do uso das ferramentas de modelagem 1D e pseudo-3D (multi-1D) e então criar um modelo coerente e simular processos inerentes ao sistema petrolífero. Além disso, esta abordagem possibilitou a integração de muitos dados públicos da bacia. 3 2. BACIA DO RECÔNCAVO 2.1. Arcabouço Estrutural A Bacia do Recôncavo compõe a porção sul do rifte intracontinental Recôncavo- Tucano-Jatobá (Figura 1), que se desenvolveu sobre um complexo mosaico de terrenos de idade predominantemente Pré-Cambriana (Figura 2). De norte para sul, o Maciço Alagoas-Pernambuco (Bacia de Jatobá), o Sistema de Dobramentos Sergipano (Bacia do Tucano Norte), o Cráton de São Francisco (bacias de Tucano Central e Sul), além do Cinturão Granulítico Atlântico (Bacia do Recôncavo) servem de embasamento para o Rifte ( Figura 2). As estruturas de desse embasamento exerceram forte influência na geometria final do arcabouço da bacia (Figura 3), controlando a orientação das zonas de falha, dos altos do embasamento como também das zonas de acomodação (SZATMARI et al., 1984; MILANI, 1987 e MAGNAVITA & CUPERTINO, 1988 in RODRIGUES, 1990). Como resultado, a Bacia do Recôncavo herdou uma forma alongada segundo N30E, produto da ação tectônica formadora e deformadora da Bacia, bem como das heterogeneidades de seu substrato (Figura 3). A Bacia está limitada à leste pelo sistemas de falhas de Salvador, com direção N30ºE e seu rejeito total é de cerca de 6.000 metros, e à oeste é limitada pelo sistema de falhas de Maragogipe, com mesma direção porém com rejeitos inferiores à 500 mestros. Ao norte é separada da Bacia de Tucano pelo Alto de Aporá e ao sul é separada da Bacia de Camamu pela Falha da Barra e os falhamentos que lhe dão continuidade para sudeste (Figura 3), (BRUHN, 1985). 6 Duas direções principais de fraturas ocorrem na estruturação da Bacia do Recôncavo: N20-30ºE e N30-40ºW (MILANI, 1984 in BRUHN, 1985). A primeira coincide com o sistema de grandes falhas das quais as falhas de Salvador, Maragogipe, Pedra do Salgado e Patioba são exemplos, enquanto a direção noroeste é representada essencialmente pelas falhas de Mata-Catu e Itanagra-Araçás, que possuem movimento direcional e segmentam a bacia nos seus compartimentos nordeste, central e sul. Segundo BRUHN (1985), no compartimento nordeste da Bacia do Recôncavo o sistema de falhamentos nordeste está representado especialmente pelas falhas antitéticas de Pedras e Patioba, as quais juntamente com o sistema de falhas de Salvador influenciaram fortemente a sedimentação dos turbiditos do Membro Gomo. As falhas de Pedras e Patioba definem três blocos principais no compartimento nordeste da bacia, com maior elongação NE-SW e mergulho regional para sudeste. NETTO et al. (1984) denominam Patamar de Capianga, o bloco compreendido entre a Falha de Pedras e o Alto de Aporá com suave mergulho pra sudeste; Baixo de Quiambina, o bloco com mergulhos acentuados pra sudeste, limitado pelas falhas de Pedras e Patioba; e, finalmente, Patamar de Patioba, a extensa faixa situada entre as falhas de Patioba e Salvador (Figura 3).O sistema de falhamentos com direção noroeste desempenhou uma função bastante secundária no controle da deposição dos arenitos do Membro Gomo. NETTO (op. cit.) modelou diversos grabens e horsts, com estes blocos elevados concentrando algumas das importantes jazidas petrolíferas do compartimento noroeste da bacia, como por exemplo o Campo de Riacho da Barra (BRUHN et al., 1984). 7 Figura 3 - Arcabouço estrutural da Bacia do Recôncavo (modificado de CAIXETA, 1994). 8 2.2. Evolução Tectono-Sedimentar A história da evolução tectono-sedimentar da Bacia do Recôncavo está relacionada ao evento rifte Eo-Cretáceo que culminou com a separação das Placas Africana e Sul- Americana (FIGUEIREDO et al, 1994). A margem leste brasileira evoluiu segundo um modelo de rifteamento passivo originado por esforços distensivos, vinculados à separação dos continentes Sul-Americano e Africano. Durante o Jurrásico, houve uma subsidência da bacia devido à flexura crustal, relacionada à fase de deformação elástica. Alcançado o limite de resistência elástica, a crosta rompeu-se originando o rifte ( MILANI, 1985). Antecedendo a ruptura do rifte, houve um prolongado estágio com pequena taxa de subsidência, o qual propiciou o desenvolvimento de uma bacia com características intracontinentais que foi denominada de Depressão Afro-Brasileira (ESTRELA, 1972 in PEREIRA, 2001). Nessa depressão fora depositados os sedimentos continentais (red-beds) do Andar Dom João (Grupo Brotas), provindos de sul e oeste. Estes sedimentos ocorrem sobrepostos à Formação Afligidos, a qual encontra-se associada ao desenvolvimento de mares epicontinentais no Paleozóico. Dentro desse contexto, o Rifte do Recôncavo-Tucano-Jatobá constitui-se por uma ramificação de direção oeste do lineamento principal de riftes geradores do Oceano Atlântico Sul, o qual foi abandonado, dando origem a um braço abortado. Este fato impediu a formação de uma crosta oceânica e a conseqüente sedimentação marinha que ocorrem nas bacias marinhas marginais. No início do Andar Rio da Serra, ocorreu um período de afogamento com a formação do lago Itaparica, que foi seguido por um período de ressecamento da bacia com recorrência do sistema fluvial com retrabalhamento eólico (Formação Água Grande), em uma fase tectonicamente estável. A implantação deste sistema flúvio-eólico, que prograda de norte para sul, representou uma mudança nas áreas-fontes da bacia que, até então, se situavam a sul e a oeste. Devido ao aumento da taxa de subsidência e a uma brusca variação climática, foi implantado novamente um sistema lacustre, porém desta vez anóxico, que propiciou a 11 2.3. Arcabouço Estratigráfico 2.3.1. Litoestratigrafia A Coluna Estratigráfica da Bacia do Recôncavo foi proposta formalmente por VIANA et al. (1971), sendo posteriormente modificadas por NETTO et al. (1984), NETTO & OLIVEIRA (1985), Aguiar & Mato (1990 in CAIXETA, 1994) e mais recentemente por CAIXETA et al. (1994). De acordo com a nova Coluna Estratigráfica proposta por CAIXETA et al. (1994), serão descritas aqui de maneira sumária as diferentes unidades litoestratigráficas presentes na Bacia do Recôncavo da base para o topo (Figura 4): O pacote sedimentar repousa discordantemente sobre um embasamento Pré- Cambriano, composto em sua maior parte, de granulitos e migmatitos de Idade Arqueana do Cinturão Granulítico Atlântico assim como de metassedimentos brasilianos da Formação Estância. Uma primeira seqüência relacionada a fase de sinéclise da bacia compreende compreendem as rochas permianas da Formação Afligidos, subdividida pelos membros Pedrão (inferior) e Cazumba (superior). O membro basal é constituído por arenitos intercalados a finas camadas de lamitos e ainda por pelitos e evaporitos na parte superior. Os arenitos correspondem a depósitos de barras de maré e plataforma representando um ciclo marinho regressivo. Já o Membro Cazumba, é composto por folhelhos vermelhos intercalados com níveis sílticos que conferem um ambiente lacustre. As poucas datações biestratigráficas com base em palinomorfos apontam para uma idade permiana (Kunguriano) para estes estratos presentes na Bacia do Recôncavo (CAIXETA, 1994). A seqüência pré-rifte (continental) é constituida pelas rochas jurássicas das Formações Aliança e Sergi e Cretáceas Itaparica e Água Grande. A Formação Aliança abrange os Membros Boipeba e Capianga. O Mb. Boipeba consiste de arenitos avermelhados, variando de finos a conglomeráticos que representam depósitos de um sistema fluvial entrelaçado com retrabalahamento eólico. Já o Mb. Capianga, formado por folhelhos vermelhos com raras intercalações de arenitos finos, constituem uma sedimentação lacustre rasa. Estas rochas contém ostracodes não marinhos de idade Dom 12 João (CAIXETA, 1994). A Formação Sergi caracteriza-se por arenitos desde finos a conglomeráticos também com intercalações de folhelhos vermelhos e cinza esverdeados, foram depositados por sistemas fluviais entrelaçados, com retrabalhamento eólico. Sua idade, presumida néojurássica, é indicada pela presença de ostracodes não marinhos de idade Dom João. A Formação Itaparica é composta por folhelhos e siltitos com raras intercalações de arenitos finos. É o registro de depósitos lacustres, com pequenas incursões fluviais. Segundo CAIXETA (1994), as determinações bioestratigráficas com base em ostracodes não-marinhos conferem à Formação Itaparica uma idade eoberriasiana. A Formação Água Grande é constituída por arenitos grossos a finos é interpretada como sistema fluvial entrelaçado e meandrante, com retrabalhamento eólico. A seqüência rifte é constiuída pelas rochas cretáceas que vão desde a Formação Candeias até a Formação São Sebastião (Lacustres, deltáicos, fluviais e eventualmente aluviais). A Formação Candeias abrange os membros Tauá e Gomo. O Membro Tauá, basal é constituído de folhelhos cinza escuros, físseis, de partição acicular, ricos em matéria orgânica. O Membro Gomo é constituído por folhelhos também cinza esverdeados, intercalados a biocalcarenitos, calcicutitos e arenitos turbidíticos inseridos nesse sistema lacustre de lago profundo. Sua idade eo-Rio da Serra é atestada por datações bioestratigráficas com base em ostracodes não-marinhos. A Formação Maracangalha caracteriza-se por folhelhos cinza esverdeados e cinza escuros subdividida nos membros Caruaçú e Pitanga. O Membro Pitanga compõe-se de arenitos finos, maciços, siltícos, argilosos, ricos em fragmentos de matéria orgânica originados por fluxos gravitacionais. Já o Membro Caruaçú é representado por camadas lenticulares de arenitos finos a médios, as quais foram geradas por correntes de turbidez. A partir das análises bioestratigráficas com base em ostracodes não marinhos, deduz-se as idades neo-Rio da Serra e Aratu para esta formação, depositada em ambiente lacustre com turbiditos intercalados. A Formação Salvador ocorre em toda coluna cretácea e caracteriza-se pelos conglomerados e arenitos que ocorrem na borda leste da Bacia do Recôncavo. Esses conglomerados são o resultado de leques aluviais sintectônicos que marcam a atividade tectônica das falhas de borda que representam a fase rifte dessa bacia entre Berriasiano e o 13 Eoaptiano. O atual Membro Sesmaria designa os arenitos que realmente correspondem as fácies distais da Formação Salvador e não aqueles pertencentes ao Membro Morro do Barro que não possuem nenhuma relação com os conglomerados da borda da bacia, como fora proposto anteriormente (Barroso, 1984 in CAIXETA, 1994). Contituida de arenitos, a Formação Marfim é representada por arenitos finos a médios bem selecionados, intercalados a camadas de folhelhos cinzas, siltitos e biocalcarentos ostracoidais. As análises bioestratigráficas com base em ostracodes não marinhos apontam a idade neo-Rio da Serra para estes depósitos de origem flúvio-deltaica. A Formação Pojuca é constituída por arenitos muito finos a médios, ás vezes, calcíferos e folhelhos cinzas, siltitos e biocalcarentos ostracoidais. São também depósitos de origem flúvio-deltaica e as análises bioestratigráficas com base em ostracodes não marinhos, deduz-se as idades neo-Rio da Serra a Jiquiá para estes depósitos. A Formação Taquipe caracteriza-se por folhelhos cinzas, arenitos muito fino a fino, siltitos, e ainda margas. Esta unidade ocupa uma feição erosiva em forma de canyon, alongada na direção norte-sul e constatada na porção centro-oeste do Recôncavo. São depósitos de fluxos gravitacionais cuja as análises bioestratigráficas apontam idade Aratu. Os depósitos da Formação São Sebastião são subdivididos em três membros: Mb. Paciência (inferior), Mb. Passagem dos Teixeiras (médio) e Mb. Rio Joanes (superior). Estes membros são caracterizados por intercalações de arenitos grossos, amarelo- avermelhados, friáveis, intercalados com siltitos e folhelhos. Correspondem a depósitos de sistema fluviais cujas análises bioestratigráficas apontam idades Buracica a Jequiá. A Formação Marizal caracteriza-se por arenitos e conglomerados e secundariamente, por siltitos, folhelhos e calcários. São depósitos de leques aluviais com pequenos lagos restritos associados de idade Alagoas Durante o Terciário foram depositados os pacotes das Formações Sabiá e Barreiras. A Formação Sabiá é composta por folhelhos cinza esverdeados com intercalações de arenitos finos e lentes de calcários. Correspondem a depósitos de ambiente marinho. A Formação Barreiras representada por arenitos grossos e conglomerados com intercalações de lamitos caracterizam depósitos de leques aluviais. 16 Figura 5 - Carta Bio e Cronoestratigráfica da Bacia (modificada de SILVA, 1993). 17 2.3.3. Cronoestratigrafia A correlação cronoestratigrafíca dos estratos não-marinhos do Cretáceo Inferior é um grande problema no que diz respeito à sua correspondência com a escala internacional de tempo geológico e com unidades em diferentes partes do mundo. Isso se deve a significativa ausência de bons fósseis índices. Devido a esta restrição adotou-se um esquema cronoestratigráfico local desenvolvido pela Petrobrás e baseado nos ostracodes de origem lacustres. As unidades cronoestratigráficas locais são adotadas em todas as bacias cretáceas da margem leste brasileira. Em termos de correlação mundial esta fauna de ostracodes correlaciona-se com os taxa encontrados na Europa e África e as mesmas ocorrem principalmente nas Séries puberkianas e neocomianas (GHIGNONE, 1979 in SILVA, 1993). Estas unidades cronoestratigráficas são baseadas em biozonas. Na Bacia do Recôncavo são reconhecidos 6 Andares locais da base para o topo: Dom João, Rio da Serra, Aratu, Buracica, Jiquiá e Alagoas. O Andar Alagoas, na Bacia do Recôncavo, tem sua sedimentação discordante com os estratos subjacentes (SILVA, 1993). A classificação cronoestratigrafica atual da Bacia do Recôncavo segue o zoneamento bioestratigráfico proposto por VIANA et. al. (1971) que é o ápice em termos de organização de distribuição temporal de inúmeras espécies que ocorreram na bacia durante o Mesozóico. Isto se deve também ao fato da fauna da Bacia do Recôncavo possuir uma das maiores coleções de fósseis não-marinhos do mundo. A despeito do uso da escala geológica, segundo SILVA (1993), a carta cronoestratigráfica adotada pela PETROBRAS ainda segue a correlação internacional de HARLAND et. al. (1982 in SILVA, 1993) e não a escala geológica mais recente também de HARLAND et. al. (1982 in SILVA, 1993) Em modelagem de bacias, até o momento, para caracterizar o modelo geométrico da bacia não é possível caracterizá-las segundo as suas formações, pois geralmente as mesmas cortam as linhas de tempo o que os programas de modelagem não conseguem caracterizar numericamente. Sendo assim, lança-se mão de outros métodos para caracterizar a 18 geometria da bacia sem comprometer a veracidade do modelo. Para isso é muito importante o conhecimento da correlação bio, lito e cronoestratigráfica da bacia, pois em muitos trabalhos, principalmente no caso de modelagem numérica, estas unidades cronoestratigráficas e zoneamentos bioestratigráficos serão utilizados. Neste trabalho, o entendimento desta correlação é muito importante, pois os mapas de isópacas utilizados, na modelagem tridimensional, para definir o modelo geométrico, foram individualizados em intervalos tectono-deposicionais (tdi’s) que correspondem aos 6 Andares locais reconhecidos na bacia. Estes intervalos (tdi’s) nada mais são que superfícies isócronas, definidas como um conjunto de estratos geneticamente relacionados e depositados durante um específico intervalo de atividade tectônica limitados por superfícies de inundação máxima, segundo o modelo de GALLOWAY (1989). Os limites destes intervalos tectono-deposicionais são caracterizados por marcos estratigráficos, que constituem um importante registro na história deposicional da bacia. Estes marcos compõem confiáveis elementos cronológicos porque foram produzidos durante uma fase de inundação da bacia e mínima entrada de siliciclásticos, significando mudanças na paleogeografia regional da bacia. A caracterização e significado destes intervalos tectono-deposicionais serão descritos com maior detalhe no próximo capítulo. 21 Tabela 1 - Características dos intervalos tectono deposicionais que fazem parte da tectonosseqüência do Cretáceo Inferior na Bacia do Recôncavo (adaptado de SILVA, 1993) Intervalo Tectono- deposicional Tempo compreendido (Ma) Fase Tectônica Unidade lito- estratigráfica (Formação) Unidade Bio- estratigráfica (Biozona) Marcadores Buracica-Jiquiá (VI) 3.7 Rifte Superior renovado – Tectonica ativa São Sebastião NRT 007 Marco 1 e b.u.¹ Aratu Superior (V) 2.5 Rifte Medio- Inferior - Tectonismo ainda ativo Candeias, Pojuca e Taquipe NRT 006 Marcos 7 e 1 Aratu Inferior (IV) 5.5 Rifte Médio - Tectonismo menos ativo Candeias, Pojuca e Taquipe NRT 005 Marcos 15 e 7 Rio da Serra Superior (III) 7.5 Rifte Médio - Tectonismo diminuindo em direçao ao topo Candeias e Marfim NRT 004 Marcos 40 e 15 Rio da Serra Médio (II) 3.0 Inicio da fase rifte – forte atividade tectônica Candeias NRT 003 Marcos 60 e 40 Rio da Serra Inferior (I) 2.0 Fase Pré-Rift Água Grande e Candeias (Tauá) NRT 002 r.o.u.² e Marco 60 b.u.¹ = superfície de breakup r.o.u.²= começo da não-conformidade do rifte Ambos os registros, fornecem um meio de correlação regional, facilmente reconhecível e possível de serem datados. Uma das grandes diferenças entre estes modelos, além do limite das seqüências, estaria nos objetivos da interpretação. O grupo da Exxon faz uso essencialmente de dados sísmicos, enquanto que Galloway enfatiza a sedimentologia, interpretando ambientes pelas feições internas e geometria de fácies. Alguns autores como Van Wagoner et. al. (1990 in DELLA FÁVERA, 2001), cujos trabalhos remontam a estratigrafia de seqüências deposicionais de VAIL (op. Cit), fazem algumas críticas sobre a seqüência de Galloway desaconselhando o seu uso. De acordo com estes mesmos autores uma discordância trata-se de uma quebra real de uma seqüência diferentemente da superfície de inundação máxima. Sendo assim, nenhuma seqüência poderia conter dentro de si uma discordância. Entretanto, POSSAMENTIER & ALLEN 22 (1999) recomendam que a escolha do tipo de seqüência a ser usada a depender da bacia e de sua história deposicional a de mais fácil aplicação, ou seja, “teorias mais simples devem ser escolhidas em detrimento das mais complexas”. Seguindo esta “máxima”, DELLA FÁVERA (op. Cit.) sugere que seria preferível o uso de superfícies de máxima inundação em unidades de 3ª ou de menor ordem, em bacias intracratônicas, já que ela é de fácil reconhecimento, enquanto que discordâncias, neste contexto deposicional quase plano, só poderiam ser inferidas ou postuladas. Seguindo esta linha SILVA (1993) fez uso do conceito de seqüência genética e tectonosseqüência, muito bem aceitas para aplicar estratigrafia de seqüência em contextos não marinhos, como é o caso da Bacia do Recôncavo, obtendo sucesso. 23 Figura 6 - Carta estratigráfica com tectonoseqüência (modificada de SILVA, 1993). 26 Vários autores (MAGNAVITA & CUPERTINO, 1987 e 1988; MILANI & DAVISON, 1988; MAGNAVITA, 1992) acrescentam como crítica o fato do plano de descolamento N-S com mergulho em direção para leste postulado por USSAMI et al. (1986) não é compatível com a orientação de estruturas da zona orogênica sergipana. Além disso, o plano de descolamento estaria em conflito com a assimetria observada na bacia do Tucano Central. Essa última crítica, KARNER et al. (1992) replicam que a assimetria de uma bacia é dada em função da predominância do sistema de falhas sintéticas ou antitéticas no compartimento superior da zona de descolamento, independente da orientação dessa última. Ainda na mesma linha e baseado no modelo de LISTER et al. (1986), CASTRO Jr (1987 e 1988) explica a diferença de polaridade entre as bacias separadas pelo Arco de Vaza-Barris pela existência de duas regiões onde as zonas de deslocamento têm comportamentos distintos. A sul do arco, as duas zonas de descolamento que atravessam a crosta que mergulhara para NW. Entretanto, a norte do arco, as zonas de descolamento teriam um mergulho para SE, o que permitiria os depocentros situados a oeste da bacia do Tucano norte e em vários blocos da bacia marginal de Sergipe-Alagoas. A diferença entre as orientações das zonas de descolamento e das estruturas presentes no Cráton de São Francisco e na zona orogênica Sergipana foi invocada por DAVISON (1988) como argumento contrário ao modelo de duplo sistema de rifte avançado por CASTRO Jr. (op cit.). MAGNAVITA (1992) chamou atenção para o problema da inexistência de bacia sedimentar a oeste do Rifte RTJ que, segundo ele, seria uma conseqüência do modelo de duplo rifte (PENTEADO, 1999). Por fim é proposto um modelo de extensão ligada a associação de cisalhamento simples e puro na litosfera (Figura 8). Para MAGNAVITA (1992) a formação do rifte RTJ seria uma consequencia da extensão E-W obliqua aos grábens, os quais são limitados por zonas de acomodação de direção NW-SE. Entretanto, CHANG et al. (1992) sustenta que a direção principal da extensão foi NW-SE. Os estudos de KARNER et al. (1992) e MAGNAVITA et al. (1994) propõem modelos geodinâmicos para a formação do rifte do RTJ, e discutem a evolução tectônica posterior a fase rifte. Para simular a formação do rifte da Bacia de Tucano, KARNER et al. (1992) utilizou um modelo de extensão litosférica para o cisalhamento simples ao longo de 27 uma superfície de descolamento da crosta; abaixo dessa superfície, ou seja, na base da crosta e no manto litosférico, a extensão se daria por cisalhamento puro (Figura 7). A bacia do Tucano se encontraria no espaço criado por uma falha normal (a falha da borda oriental da bacia) com mergulho na direção contraria àquela da superfície de descolamento, no bloco crustal superior; essa superfície seria um efeito de uma zona de falha fortemente inclinada na borda oeste da bacia que vai se tornar cada vez mais horizontal a medida que ela se aprofunda na crosta, ou seja, a leste. Para respeitar o princípio da conservação da área da seção, esse modelo admite que a taxa de estiramento da crosta na Bacia do Tucano seja equilibrada por uma taxa equivalente no manto litosférico pela zona compreendida entre essa bacia e a de Sergipe-Alagoas. Como conseqüência do estiramento por cisalhamento simples e puro, o regime térmico original da litosfera foi perturbado no momento da formação do rifte. Considerando um corte geológico transversal a bacia do Tucano, KARNER et al. (1992) modelaram a resposta flexural da litosfera levando em consideração perturbações provocadas pela modificação do regime térmico, pela sedimentação da fase rift e pela erosão dos flancos da bacia. Com estes modelos e assumindo espessuras originais da crosta e litosfera (35km e 125 km respectivamente e uma espessura elástica efetiva da litosfera elevada de 42km, reduzida a 30km por efeito da extensão) dentre outras condições de contorno, KARNER et. al. (op.cit.) chegaram a resultados que sugerem que a forte rigidez flexural da litosfera não permite a ocorrência de uma fase de subsidência térmica pós-rift. Como resultado da forte rigidez flexural da litosfera e da erosão contínua dos flancos do rift se desenvolveu uma fase de inversão e erosão generalizada de cerca de 700 metros no final da fase rift até o presente dentro da Bacia do Tucano. MAGNAVITA et. al. (1994) também modelou o compostamento flexural da litosfera ao longo de três seções geológicas dentro da Bacia do Recôncavo e Tucano. Ele empregou um modelo geodinâmico (flexural cantilevre model) que se assemelha a célula utilizada por KARNER et. al. (1992). O modelo de MAGNAVITA (op. cit.) admite que a extensão se deu por cisalhamento simples dentro da crosta superior e por cisalhamento puro dentro da crosta inferior e manto litosférico (Figura 8). 28 A principal diferença dentre estes dois modelos é que no modelo de KARNER (op. cit.) a zona de maior estiramento da crosta superior não coincide horizontalmente com a zona de maior estiramento da crosta inferior e do manto (Figura 7), ou seja, um estiramento não-homogêneo que tem como conseqüência o deslocamento da anomalia térmica e uma fase de subsid6encia térmica pouco desenvolvida na Bacia do Recôncavo. No modelo desenvolvido por MAGNAVITA (op. cit.) o estiramento é homogênio, ou seja, a zona de maior estirmaneto da crosta superior coincide horizontalmente com a zona de maior estiramento a espessura original da crosta inferior e manto. Magnavita estimou uma espessura original da crota em cerca de 35km com efeito de espessura elástica efetiva otimizado em 5km. O principal impacto disso foi o resultado de um modelo com fase de subsidência pós-rift entre o Albiano e Oligoceno com consequente soerguimento e erosão durante o Oligoceno e principalmente uma subsidência térmica entre o Oligoceno e o Recente. Ele estima que a erosão resultante da fase de subsidência térmica tenha uma espessura máxima de 700 metros, somada a espessura de erosão ao fim da fase rift de cerca de 6,5km (de rochas cristalinas, ao Leste da Falha de borda de Salvador), 1,6km de rochas sedimentares nas proximidades da borda Leste do rift e finalmente 0,9km de sedimentos dentro da região do Horts de Dom João. Dentre os modelos propostos para Bacia do Recônavo, o modelo de KARNER et. al. (1992) parece aprensentar maior conexão com a evolução da bacia, sua história térmica, espessura pós-rifte e ausência de uma fase marinha, já que trata-se de um rifte abortado. Os dados de reflectância de vitrinita e dados de temperatura atual da bacia confirmam esta hipótese. É importante frisar que os os modelos de evolução geotectônica propostos por MAGNAVITA (1994) e KARNER et. al. (1992) são coerentes, tendo em vista que honram os volumes estimados de seções erodidas propostas por estes autores e os dados de calibração. Desses modelos modelos evolutivos as diferenças mais marcantes dizem respeito a considerar a existência ou não de uma fase de subsidência térmica pós-rift, os eventos erosivos e a profundidade máxima que estes sedimentos foram soterrados. 31 estratigráficas ou combinadas, principalmente em reservatórios turbidíticos das formações Candeias e Marfim, conectados diretamente aos folhelhos geradores, com migração por pequenas distâncias e (3) rollovers formados em baixos de falhas de crescimento da seção sin-rifte, ao nível dos reservatórios deltaicos das formações Pojuca e Marfim, com migração vertical ao longo de falhas regionais (ROSTIROLLA, 1999). Figura 9 - Modelos de migração e acumulação de petróleo da Bacia do Recôncavo (ROSTIROLLA, 1999). No que diz respeito aos selos, os mesmos provém de níveis argilosos que capeiam as rochas reservatórios. A reconstrução da história de soterramento junto à interação de outros fenômenos físico e químicos responsáveis pela geração, migração de petróleo revelam que o momento crítico da bacia, onde todos os elementos e processos inerentes ao sistema petrolífero estavam presentes e atuantes, ocorreu durante o Cretáceo Superior (Figura 10 – Carta que sumariza o timing dos elementos e procesos do sistema.). 32 Figura 10 – Carta que sumariza o timing dos elementos e procesos do sistema. 33 2.6. Histórico de Exploração e Produção A exploração da Bacia do Recôncavo teve início em 1937, sendo que apenas dois anos depois, em 1939, no município de Lobato era descoberto petróleo na bacia, coincidentemente a primeira descoberta de petróleo no Brasil. A partir daí intensificaram-se as investigações geológicas na bacia devido a grande expectativa de novas descobertas desencadeada pela perfuração do poço pioneiro em Lobato (SANTOS e BRAGA, 1990). A história de exploração e produção da Bacia do Recôncavo se confunde com a história da PETROBRAS que foi criada em 1953 e teve um papel fundamental na história de exploração e produção da bacia, sendo a principal fomentadora da sua atual base de dados e informações. De 1945 até o final da década de 60 foram realizados um grande número de trabalhos importantes para o conhecimento da bacia, dentre eles o mapeamento iniciado pelo Conselho Nacional de Petróleo e concluído pela PETROBRAS. Este trabalho visava evidenciar anomalias estruturais, principais alvos nas pesquisas de jazidas de petróleo na época. Até o final de 1988 foram perfurados cerca de cinco mil poços, dos quais 958 exploratórios e 4.052 explotatórios. Os cerca de 80 campos de petróleo existentes na Bacia do Recôncavo foram descobertos neste período. Além disso, uma densa rede de estações gravimétricas recobriu a bacia e foram levantados mais de 20.000 km de linhas sísmicas (SANTOS e BRAGA, 1990). Levando em consideração sua área de cerca de 11.000 km2 e o volume de óleo encontrado até o momento, a Bacia do Recôncavo pode ser considerada uma das bacias mais prolífera do Brasil. Nela foram gerados mais de 1.000 milhões de m3 de óleo, dos quais espera-se recuperar mais de 250 milhões de m3 com os métodos atuais de recuperação. Mais de 230 milhões de m3 de óleo equivalente foram produzidos nos últimos 60 anos nos seus 80 campos de óleo e gás (ROCHA et. al, 2002). Considerada como uma bacia madura, a Bacia do Recôncavo encontra-se em avançado estágio exploratório, com seus prospectos do tipo estruturais praticamente esgotados. Hoje, após 60 anos de produção, sua produção é de aproximadamente 50.000 bbl/dia, o que corresponde à cerca de um terço de seu pico histórico nos anos 70 (ROCHA et. al, 2002). Isso se deve a um enorme esforço e utilização de tecnologia avançada tanto 36 3. REVISÃO DOS TRABALHOS ANTERIORES DE MODELAGEM DA BACIA DO RECÔNCAVO A modelagem de bacias e sistemas petrolíferos ainda é uma área de estudos relativamente noca, tendo em vista que seu uso se difundiu no inicio dos anos 90. Este é um dos motivos pelo qual ainda ainda são poucos os trabalhos de modelagem publicados sobre as bacias brasileiras, em especial na Bacia do Recôncavo. Já que os softwares e know-how destas técnicas inicialmente se limitavam as empresas de exploração. Na Bacia do Recôncavo os trabalhos de modelagem ainda são poucos. Será descrita aqui uma síntese de alguns trabalhos realizados na bacia, que foram base de dados desta dissertação. Até o presente momento um dos trabalhos mais importantes de modelagem no que tange a modelagem de bacias e sistemas petrolíferos é o trabalho de PENTEADO (1999), que trata-se de uma modelagem composicional 2-D da gênese, expulsão e migração de petróleo dentro do compartimento sul da Bacia do Recôncavo usando o software Temispack (da Beicip). Este trabalho foi uma das principais fonte de pesquisa desta dissertação, por este motivo será o trabalho aqui descrito com maior detalhe. O principal objetivo deste trabalho foi desenvolver um estudo composicional da geração do petróleo, expulsão e migração ao longo de uma seção cruzada no compartimento sudeste da Bacia do Recôncavo usando o software de modelagem de bacias Temispack, de modo a obter um melhor entendimento dos sistemas petrolíferos. Os processos de craqueamento primário e secundário, retensão na rocha fonte, expulsão e migração secundária foram estudados separadamente para avaliar seus respectivos impactos na evolução composicional do petróleo, antes de serem feitas a interação e modelagem de todos estes elementos em conjunto. Em qualquer modelo geológico, os horizontes não podem cortar as linhas de tempo, tendo de estar sub-paralelos as mesmas, porém sabe-se que na maioria das bacias raramente os níveis litoestratigráficos concidem com as linhas de tempo por serem baseados em zoneamentos bioestratigráficos. Sendo assim, nesta modelagem o autor considerou que, as 37 unidades litoestratigráficos que estivessem dentro de um intervalo de tempo, seriam consideradas unidades cronoestratigráficas. PENTEADO (op. cit.) atribuiu uma idade específica ao topo de cada Formação empregando a correlação bioestratigráfica e geocronológica de de CAIXETA (1994). Outra importante fonte foram os dados litoestratigráficos e bioestratigráficos provenientes de poços. Os horizontes estratigráficos da fase pós-rift foram baseados no modelo de evolução geodinâmica de MAGNAVITA et al. (1994) e de Misuzaki et al. (1995). Destes modelos evolutivos, especificamente, o autor utilizou os dados de espessura de sedimentação pós rite e espessura de erosão. Primeiramente uma erosão pré-Aptina (de 123 Ma a 120Ma), com espessuras variáveis de sedimentação durante a seqüência pós-rifte entre o Aptiano e Oligoceno (120 a 30Ma) e um segundo evento erosivo durante o Oligoceno (30 à 22Ma) que afetou principalemente os sedimentos da seção pós-rift.. Os tipos de litologias associadas foram retiradas de descrições de rochas, análise de dados de poços, correlações e associações de fácies em sísmica. Por levar em consideração o modelo evolutivo de MAGNAVITA et. al. (op. cit), PENTEADO (op. cit.) fez a modelagem térmica da bacia para obter o fluxo de calor usando diferentes fatores de estiramento litosférico para uma bacia do tipo rift (Fator Beta de McKENZIE, 1978 in PENTEADO, 1999). Os diferentes fatores de estiramento calculados por MAGNAVITA, (β=1,25 para o Compartimento Sul (com 25% de estiramento)da bacia e β=1.15 para a parte central da bacia e Falha de Salvador) foram aplicados levando em consideração uma fase rifte com duração de 22.5Ma. Neste contexto o autor considerou a existência de um período de subsidência térmica na bacia e erosão pós-rifte. Estas carateristicas da modelagem impactam desde a espessura da seção pós-rifte, ao período de geração, taxa de transformação e todos os processos inerentes a geração, expulsão. Após modelar cenários com espessuras variadas conclui que o cenário com uma espessura pós rifte variando de 1200 metros no Horts de Dom João e Plataforma de São Domingos e de até 100 metros no Grabén de Camaçari, tinha melhor correspondência com as medidas de reflectância de vitrinita no Horst de Dom João e Plataforma de São Domingos. As calibrações dos dados de taxa de transformação e de temperatura praticamente não sofreram alterações com esta configuração de espessura variável da seção pós-rifte. Neste modelo de espessura variável PENTEADO também variou o fluxo de calor 38 lateralmente. O modelo térmico consistiu na na diminuição do fluxo de calor do Horst de Dom João em direção ao flanco Leste. Esta diferença de fluxo foi atribuda muito provavelmente a dissipação de calor dentro do flaco ou às rochas metamórficas de origem cristalina aflorantes. Além disso, foram modeladas variações no fluxo de calor gerado por radioatividade dentro da crosta, e feitas análises de sensibilidades da calibração do modelo térmico sobre os parâmetros cinéticos de craqueamento primário. Uma das conclusões desta análise foi que a maturação da rocha geradora do Membro Gomo depende da profundidade de soterramento e do fluxo térmico a que foi submetida dentro do pacote sedimentar. A profundidade de soterramento está relacionada com a quantidade de eventos erosivos, ou seja, o modelo de evolução térmica impacta diretamente a maturação da materia orgânica dentro das rochas geradoras. No que diz respeito ao modelo de geração, expulsão e migração os modelos de PENTEADO (1999) têm um excelente controle, devido a quantidade de dados (geológicos, geoquímicos, térmicos etc). Em termos de dados geoquímicos relevantes, o autor cita que as cartas de isovalores de potencial petrolífero (S2) por unidade estratigráfica mostram as regiões na Bacia do Recôncavo onde a rocha geradora está imatura (Horst de Dom João) e que o potencial do Membro Tauá e Gomo equivalem respectivamente a 7 e 14kg/HC/tonelada de rocha. Estes valores foram extrapolados pelo autor ao longo dessas unidades estratigráficas. A matéria orgânica foi adotada como sendo tipo I e um volume de massa contante de 1030 kg/m3 para água e 837 kg/m3 para a fase óleo. Em termos de migração primária, a saturação mínima para expulsão (saturation threshold) de óleo utilizada foram de 3% e 10% para as rochas geradoras do Membro Gomo. Os cálculos para a obtenção da porosidade dos reservatórios foram obtidos a partir de uma curva exponencial calculando a porosidade como função da profundidade (Lei de ATHY). Assim, as funções que descrevem este decaimento da porosidade em função da profundidade usadas na Bacia do Recôncavo foram: Turbiditos do Membro Gomo Ф (z) = 28, 3* exp-(0,003 z) r2= 0,64 Areias da Formação Água Grande Ф (z) = 29, 5* exp-(0,003 z) r2= 0,73 Areias da Formação Sergi Ф (z) = 33,0* exp-(0,003 z) r2= 0,77 41 Um outro trabalho bastante relevante para modelagem da Bacia do Recôncavo é a publicação de CARVALHO & VACQUIER (1977) que precedeu a tese de doutorado de CARVALHO (1981) . Este artigo e a própria tese tratam de um método para determinação de fluxo de calor com aplicação na Bacia do Recôncavo. Os autores desenvolveram um método que usa temperatura do fundo do poço correlacionada com profundidade de perfís SP. Os perfís também foram usados para identificação litológica bem como determinação da condutividade térmica de cada lito-tipo determinando a condutividade térmica da coluna geológica. Hoje este método já é bastante empregado, e é conhecido como método BHT (Bottom-hole temperature) e bastante empregado na modelagem de bacias. Em situações em que o número limitado de dados de temperatura não permite a determinação do gradiente geotémico das camadas, é possível calcular o "gradiente aparente" (Ga), através deste método usando a relação a seguir: Ga = (Tp - T0/Zp) (1) onde Zp é a profundidade referente à temperatura Tp e T0 é a temperatura média anual da superfície da localidade considerada. Este é o valor armazenado na base de dados como gradiente geotérmico da localidade considerada O fluxo geotérmico é calculado pela relação: Q = Tp - T0 / ∑ni-1 Zi/Ki (2) onde o denominador representa a soma das resistências térmicas das “n” camadas litógicas atravessadas pelo poço. Na Bacia do Recôncavo os autores utilizaram 918 dados de temperatura de provenientes de seis campos de petróleo para determinação do fluxo de calor no presente. A condutividade térmica foi extraída de 81 tipos de rochas representativos da bacia e da análise de perfís de 81 poços. O fluxo de calor obtido para a Bacia do Recôncavo foi de 42 1,10 ± 0,17 microcalorias/cm2.seg ou 46mW/m2. Este é um trabalho clássico e seus resultados são empregados até hoje em modelagens térmicas. Outros trabalhos de grande relevancia para compreensão da Bacia do Recôncavo bem como suporte ao estudo e modelagem dos sistemas petrolíferos na Bacia do Recôncavo tem sido desenvolvidos. Dentre eles destaca-se um recente trabalho de modelagem desenvolvido na Bacia do Recôncavo por ANTUNES (2003) que trata de uma modelagem numérica tridimensional visando o estudo de campo de tensões na Bacia do Recôncavo através do método de elementos finitos. Trata-se da aplicação desta metodologia para fins de análises de geologia estrutural. O autor gerou um modelo geométrico/estrutural da bacia. Para tanto, como software foi usado o pacote de modelagem GOCAD. O programa de geração de malha geológica tridimensional MultiMesh foi utilizado para construir a malha de tetraedros. Dados petrofísicos para diversos intervalos de profundidade no modelo, foram gerados por inversão utilizando informações de vários perfis de poços. Para a realização da análise numérica foi utilizado um programa de análise mecânica pelo Método dos Elementos Finitos. Para desenvolvimento do modelo 3D utilizou-se mapas estruturais sísmicos a nível da Formação Sergi, Marco 1 e Marco 15, além do uso de perfis de 42 poços e o apoio de geólogos da PETROBRAS/CENPES e E&P-BA. Foram confeccionadas 5 seções geológicas regionais 2D paralelas, de direção NW-SE, cortando a área a ser modelada. Sobre cada uma destas seções foram digitalizados os objetos geológicos (falhas e superfícies estratigráficas). Sobre os mapas estruturais foram obtidos os traços em planta das falhas A distribuição no domínio 3D estudado das superfícies de falhas normais e lístricas e das superfícies estratigráficas de várias idades definem vários subdomínios estruturais-estratigráficos que puderam ser analisados do ponto de vista do comportamento geomecânico (ANTUNES, 2003). Os resultados de trabalhos como os de ANTUNES (op. cit.) podem servir como dados de entrada para modelos geométricos ou para fins de análise comparativa (mapas de topo estrutural por exemplo, como foi o casa desta dissertação) além dar suporte a modelagens sistemas de migração por falhas, estudra definição de falhas selo/duto, dentre outras aplicações. 43 4. BASE DE DADOS E METÓDOS 4.1. Dados e Metodologia Geral A metodologia utilizada no desenvolvimento deste trabalho envolveu: a) Pesquisa bibliográfica e compilação de dados (Tabela 2); b) Digitalização usando o programa Didger e geração de malha de isópacas, isólitas e mapas de razão areia-folhelho das Tectonoseqüências definidas por SILVA (1993) a partir do programa Surfer; c) Digitalização de mapas de campos de óleo e gás; d) Utilização de informações de poços descritos na literatura (topos de formações conhecidas) para calibração do modelo geométrico (coordenadas dos poços disponíveis na homepage do BDEP)(Tabela 3); e) Malha dos mapas com espaçamento 300, que melhor respondeu aos objetivos do trabalho e malha de modelagem com espaçamento de 1000 devido a limitação do simulador. A modelagem geometrica foi calibrada com cerca de 100 poços catalogados na literatura cujos topos de formações e/ou marcos conhecidos foram utilizados como pontos de controle para validar o modelo geométrico da bacia (Figura 20). f) Utilização de alguns parâmetros defaults da suíte Plate River (BasinMod 1-D; BasinView pseudo-3D; BasinFlow) que modelam numericamente os principais fenômenos físico e químicos controladores dos processos de geração e migração do petróleo tais como: condução de calor; correção da curva de compactação; cinética química; fluxo de fluído em meios porosos e todos os outros parâmetros pertinentes à modelagem de bacias. Os modelos de compactação, termal, maturação e 46 Is óp ac a Se rg i To po Se rg i Is óp ac a Se rg i To po Se rg i Figura 12 – Mapas digitalizados e gridados. Mapa de isópaca ( adaptado de Silva, 1993) e topo do Sergi obtidos através de operações do Surfer (espessura em metros) Fi gu ra 1 2 – M ap as d ig ita liz ad os e g ri da do s. M ap a de i só pa ca ( ad ap ta do d e Si lv a, 1 99 3) e t op o do S er gi o bt id os a tr av és d e op er aç õe s d o Su rf er (e sp es su ra e m m et ro s) 47 Is óp ac a N R T0 02 Ita pa ric a To po N R T0 02 It ap ar ic a Is óp ac a N R T0 02 Ita pa ric a To po N R T0 02 It ap ar ic a Figura 13 – - Mapas digitalizados e gridados. Mapa de isópaca ( adaptado de Silva, 1993) e topo do NRT002 ( Itaparica) obtido através de operações do Surfer (espessura em metros) Fi gu ra 1 3 - M ap as d ig ita liz ad os e g ri da do s. M ap a de i só pa ca ( ad ap ta do d e Si lv a, 1 99 3) e t op o do N R T 00 2 ( I ta pa ri ca ) o bt id o at ra vé s d e op er aç õe s d o Su rf er (e sp es su ra e m m et ro s) 48 Is óp ac a TD I 1 To po TD I 1 Is óp ac a TD I 1 To po TD I 1 Figura 14 – Mapas digitalizados e gridados. Mapa de isópaca ( adaptado de Silva, 1993) e topo da TDI 1 obtido através de operações do Surfer (espessura em metros) Fi gu ra 1 4 - M ap as d ig ita liz ad os e g ri da do s. M ap a de i só pa ca ( ad ap ta do d e Si lv a, 1 99 3) e t op o da T D I 1 o bt id o at ra vé s d e op er aç õe s do S ur fe r (e sp es su ra e m m et ro s) 51 Is óp ac a TD I 4 To po TD I 4 Is óp ac a TD I 4 To po TD I 4 Figura 17 - Mapas digitalizados e gridados. Mapa de isópaca ( adaptado de Silva, 1993) e topo da TDI 4 obtido através de operações do Surfer (espessura em metros) Fi gu ra 1 7- M ap as d ig ita liz ad os e g ri da do s. M ap a de i só pa ca ( ad ap ta do d e Si lv a, 1 99 3) e t op o da T D I 4 o bt id o at ra vé s d e op er aç õe s do S ur fe r (e sp es su ra e m m et ro s) 52 Is óp ac a TD I 5 To po TD I 5 Is óp ac a TD I 5 To po TD I 5 Figura 18 - Mapas digitalizados e gridados. Mapa de isópaca ( adaptado de Silva, 1993) e topo da TDI 5 obtido através de operações do Surfer (espessura em metros) Fi gu ra 1 8 - M ap as d ig ita liz ad os e g ri da do s. M ap a de i só pa ca ( ad ap ta do d e Si lv a, 1 99 3) e t op o da T D I 5 o bt id o at ra vé s d e op er aç õe s do S ur fe r (e sp es su ra e m m et ro s) 53 Is óp ac a TD I 6 To po TD I 6 Is óp ac a TD I 6 To po TD I 6 Figura 19 - Mapas digitalizados e gridados. Mapa de isópaca ( adaptado de Silva, 1993) e topo da TDI 6 obtido através de operações do Surfer (espessura em metros) Fi gu ra 1 9 - M ap as d ig ita liz ad os e g ri da do s. M ap a de i só pa ca ( ad ap ta do d e Si lv a, 1 99 3) e t op o da T D I 6 o bt id o at ra vé s d e op er aç õe s do S ur fe r (e sp es su ra e m m et ro s) 56 não depositada pode ser calculado pelo sistema. Os cálculos são realizados em unidades individuais antes de um balanceamento da seção geológica. Figura 20 – Mapa base mostrando a localização dos poços utilizados para calibrar o modelo geométrico desta dissertação. 57 Figura 21 – Fluxograma de modelagem de bacias. Em termos de variações faciológicas o programa possui uma “biblioteca” de dados litológicos. Esta “biblioteca” possui um conjunto default de oito litologias puras com as respectivas propriedades (condutividade térmica, porosidade inicial, tamanho de grão, capacidade calorífera etc). Como normalmente as formações ou até mesmo os intervalos de interesse são formadas por uma mistura de litologias, três variações podem ser definidas fazendo uso das misturas de litologias puras (lithology mixes) ou criando uma litologia nova em termos de composição mineralógica. Este último caso é mais usado quando há litologias mais complexas a partir da biblioteca de minerais usando o recurso mineral mixes. Os valores das propriedades das rochas são interpolados quando da misturas de litologias, o mesmo se dá no caso da criação de uma nova rocha a partir da mistura de minerais. Estas propriedades também podem ser alteradas caso elas não sejam 58 representativas das amostras da área. As litologias e suas respectivas propriedades são atribuídas a uma malha para que no cálculo da compactação sejam levadas em consideração às características litológicas de cada intervalo. Embora as litologias sejam representadas em unidades cronoestratigráficas, as variações verticais provenientes de falhas podem ser modeladas no programa. Porém nesta modelagem as falhas não foram consideradas, a migração foi considerada aqui de modo simplificado, através de carrier-beds, ou seja, através de camadas permo-porosas. Além disso o conglomerado de borda que cortam toda a bacia foi criado como uma nova litologia a partir da opção mineral mixes e inseridos na borda de cada tectono seqüência representada por horizontes para que o modelo fosse o mais representativo possivel e coerente com a estratigrafia da bacia. Como em qualquer modelagem, a metodologia consiste na simulação de diferentes possibilidades que retratam a evolução geológica da bacia ou intervalo em estudo em diferentes épocas. Estas simulações serão analisadas a luz do conhecimento prévio da área de modo que possam ser selecionados os modelos mais coerentes com os dados e que melhor se ajuste a bacia. Sendo assim a modelagem por si só já é um estudo de sensibilidade onde a todo tempo este tipo de analise é levada em consideração. O software de modelagem é descrito aqui como a principal ferramenta utilizada na modelagem de bacias que recebe como input toda a base de dados e informações geradas anteriormente a esta etapa metodológica. Sendo assim, será descrita uma síntese das principais funções e algoritmos do programa usados na modelagem. Alguns desses algoritmos foram escolhidos por se ajustarem melhor aos resultados esperados e ao contexto da bacia estudada. 61 A compactação exponecial (SCLATER & CHRISTIE, 1980) é um método empírico derivado de um extensivo estudo de oito poços do Grabén Central do Mar do Norte. Sobre os estudos dos calcáreos cretáceos desse grabén, areias paleocenicas e folhelhos terciários, SCLATER & CHRISTIE (1980) concluíram que os sedimentos do Mar do Norte apresentam um exponencial aumento em espessura com diminuição da profundidade sobre a compactação. É importante ressaltar que este método tende calcular porosidades mais altas do que seriam esperadas. A relação que expressa a relação porosidade versus profundidade é: Ф = Ф0 exp (-Kz) (3) Onde: Ф = Porosidade; Ф0 = Porosidade inicial; K = Fator de compactação para ajustar a diferença de compressibilidade de diferentes litologias; z = Profundidade. Como parâmetro de relação exponencial SCLATER & CHRISTIE (1980) definiram valores para cada litologia do Mar do Norte submetida à pressão normal (tabela 1) Tabela 5 - Dados de porosidade utilidados para cálculo de efeito de compactação para litologias puras no default do programa BasinMod (2003). LITOLOGIAS Ф0 FATOR EXPONENCIAL (K) Folhelho 0.63 0.51 x 10-5/cm Arenito 0.49 0.27 x 10-5/cm Calcário 0.70 0.71 x 10-5/cm Arenito argilosa 0.56 0.39 x 10-5/cm Fonte: SCLATER & CHRISTIE (1980 in Manual BasinMod 1-D, 2003) 62 4.2.2 História Térmica A história termal é vital para a modelagem de maturação e geração. Mudanças na maturação e geração ocorrem exponencialmente com relação à temperatura enquanto ocorrem linearmente com relação ao tempo. No Basin Mod-1D existem diversas opções para a reconstrução da história termal, tais como: gradiente geotermal; fluxo de calor ou dados de BHT etc. A reconstrução de uma história termal em uma bacia tipo rifte por exemplo, causará grandes variações de calor que afetam a temperatura por milhões de anos posteriormente ao evento rifte. Em casos como a Bacia do Recôncavo, com sua história evolutiva particular, estas temperaturas não se elevaram bruscamente. Algumas teorias como as de KARNER (1987) e MAGNAVITA (1994) tentam explicar estas particularidades, embora existam divergências o que já foi detalhado no capítulo 2.5. Em termos de metodologia, foram testados cenários com as opções do programa. Inicialmente, optou-se por lançar mão dos dados de BHT (Bore Hole Temperature), pois foram os únicos dados reais avaliados. Estes dados foram utilizados para obtenção da temperatura e/ou fluxo de calor atual da bacia. Neste programa os dados de temperatura mensurados , como BHT por exemplo, sofrem correção da temperatura através do método Horner Plot para obter a verdadeira temperatura de formação a partir do dado bruto de perfil. Este método é baseado no modelo de incremento de temperatura em função do tempo e unindo com as temperaturas das provas de canhoneio (D.S.T) se pode estimar a temperatura real da formação, aplicando uma regressão linear (VERGARA, 1998). Uma vez medidas as temperaturas, as mesmas são corrigidas e o resultados é o fluxo de calor ou gradiente geotérmico atual. Na ausência de dados paleogeotermais o fluxo de calor obtido através deste método pode ser considerado constante no tempo e gerar um cenário da modelagem térmica e história termal. No caso desta dissertação foram usadas todas as alternativas possíveis de acordo com os dados disponíveis e a luz do conhecimento sobre a história evolutiva da bacia, de forma que fosse possível estudar múltiplos cenários. Foram simulados modelos térmicos a partir dos dados de BHT extraídos de bibliografia ou dos poços fornecidos pela ANP 63 (Agência Nacional de Petróleo) usando o método de Transient Heat Flow com o fluxo de calor constante no tempo, além de dados de fator de estiramento da crosta extraídos de PENTEADO (1999) no método Rifting Heat Flow. Os demais enfoques do programa usados para calcular fluxo de calor e refinar seus resultados tais como: steady-state(regime permanente); gradient (gradiente) e opções avançadas (condutividade do fluído); basement heat flow; Delta heat; basal boundary conditions; calor raiogênico etc não foram utilizadas por serem julgadas não adequadas aos modelos e objetivos a que o trabalho se propõem, além de indisponibilidade de dados. Sendo assim, serão detalhados aqui apenas os métodos utilizados nesta modelagem. 1. Transiente Heat Flow – Na natureza não há equilíbrio térmico, há calor específico (capacidade de reter calor). O regime transiente é o que mais se assemelha ao que ocorre na natureza. Nas rochas a capacidade de retenção de calor varia de acordo com as suas características litológicas. Este regime usa uma equação diferencial que calcula a capacidade de reter calor de diferentes unidades de rocha. A equação usada pelo programa para calcular o fluxo de calor transiente é a equação de difusão transiente que resultou quando a Lei de Fourier de transmissão de calor foi combinada com a Lei de conservação de energia. Em 1-D a transferência de calor é assumida como sendo feita por transmissão vertical usando a equação: Cv δT/δt - δ/δz (γ δT/δz) – Q= 0 onde: Cv = Capacidade calorífera por volume T = temperatura (K) λ = Condutividade termal t = tempo Q = Termo da fonte de calor z = profundidade 2. Rifting Heat Flow - O rifteamento causa significantes perturbações na história termal. As particularidades do fluxo de calor em um rifte estão longe de serem (4) 66 β = __________Espessura inicial da litosfera____________ Espessura da litosfera imediatamente após o estiramento O tempo de rifteamento, a extensão da fase rifte e o fluxo de calor atual são fatores com um impacto significativo no modelo de fluxo de calor rifte. A implementação deste modelo apareceu como solução para modelar um aumento no fluxo de calor que embora suponha-se não ser muito significativo nesta bacia, é comum a todas as bacias do tipo rifte. Porém, o uso desta opção foi descartado já que a alteração dos valores de fator beta não causaram nenhuma mudança representativa no modelo térmico, diferente dos dados diretos obtidos em poços (BHT) cujos resultados estavam coerentes com o esperado para a bacia. (6) 67 4.2.3 Maturação de petróleo O módulo de maturação do BasinMod, que calcula a taxa de transformação do querogênio em petróleo, oferece muitas opções para cálculo deste módulo, dentre elas podemos destacar três principais opções: TTI (índice de tranformação tempo temperatura – Lopatin, 1971); Easy %Ro (LNNL – adaptado de Lawrence Livermore National Labs, 1988); Simple %Ro (Suzuki – adaptado de Suzuki, Matsubayashi e Waples, 1993). O módulo Easy%Ro é uma simplificação do modelo cinético para reflectância de vitrinita e dentre os três módulos será descrito aqui mais detalhadamente por ter sido o módulo usado na modelagem de maturação, por possuir o modelo químico mais completo e melhores resultados dentre as duas opções de módulo cinético. 1. LLNL Easy %Ro Um dos mais usuais indicadores de maturação é a reflectância de vitrinita. A reflectância de vitrinita pode ser correlacionada com quase todos os outros índices de maturidade termal, tais como coloração de esporos, biomarcadores etc. O módulo Easy %Ro assume que o percentual de Reflectância de Vitrinita está relacionado com a composição química de um querogênio e utiliza um programa chamado VITRIMAT (desenvolvido pelo LLNL) para calcular a composição da vitrinita a partir de um modelo cinético que considera reações separadas para para a eliminação de H2O, CO2, CH4 e hidrocarbonetos de estruturas mais leves. O programa então faz seus cálculos a partir de correlações do o percentual de Reflectância de Vitrinita com o conteúdo de carbono e razões Hidrogênio/Carbono e Oxigênio/Carbono. Para utilizar estas relações o LLNL desenvolveu um modelo químico-cinético qua calcula as razões H/C e O/C e conteúdo de carbono como uma função do tempo. Também está incluída a geração de hidrocarbonetos de estrutura mais leve (CHn) que não são essenciais para o cálculo do percentual de Reflectância de Vitrinita, porém podem ser usados para calcular tendências composicionais de maturação. 68 Entretanto, para calcular estas reações é necessário uma equação quimica-cinética. Reações de maturação são assumidas por ser uma função do tempo, temperatura e pressão. A pressão não é calculada explicitamente neste modelo. Sendo assim, assume-se que a pressão é grande o suficente, tornando a temperatura e o tempo as únicas variáveis importantes. Neste caso, o programa assume que a função tempo-temperatura é adequadamente descrita pela equação de Arrhenius: K = AeE/RT onde: K = Índice constante A = Constante de Arrhenius ou Fator de Freqüência (s-1) E = Energia de Ativação (em Kcal/mol) R = Constante universal dos gases (O, 001987 kcal/mol K) T = Temperatura (em Kelvin) No VITRIMAT cada uma das quatro reações é tratada como um conjunto paralelo de reações de primeira ordem todas tendo um mesmo Fator de Freqüência (A), mas cada uma tendo sua própria distribuição de energia de ativação. No BasinMod a distribuição da energia de ativação para estas quatro reações é combinada para prover as bases para o modelo Easy%Ro. No programa existe um querogênio chamado “RoMaturity”que contém os parâmetros cinéticos usados para calcular a extensão das reações. A razão de transformação (TR) é então usada para calcular %Ro (Figura 24). A reação de Arrhenius, permite uma maior acurácia na modelagem sobre um extenso intervalo de valores de %Ro (0.3 – 4.5) bem como uma variação de condições de aquecimento. Este modelo foi testado em diferentes cenários geotermais e tectônicos com resultados bastente realísticos. (7) 71 hidrocarboneto, o BasinMod utiliza um modelo cinético de n-componentes para modelar esta rede de reações paralelas que calcula múltiplos componentes de óleo e gás gerados de querogênio, preferivelmente, à somente uma fase de cada. O modelo cinético do BasinMod utiliza-se da equação de Arrhenius na qual os querogênios são transformados em hidrocarbonetos. Assim, também pode ser calculada a taxa de transformação, ou seja, a fração de querogênio que foi transformada em hidrocarboneto. Com o conhecimento da evolução térmica e e dos parâmetros cinéticos é possível estabelecer um modelo cinético de geração (Figura 25). 72 Figura 25 – Visão geral dos dados de entrada e modelagem de processos de geração envolvidas no BasinMod (adaptado de CONFORD, 1990 in MANUAL BASINMOD, 2003). 73 4.2.5 Migração de Petróleo Chamamos de migração de petróleo o caminho que o hidrocarboneto faz do ponto onde foi gerado até onde será acumulado. Devido a alta pressão e temperatura, os hidrocarbonetos são expelidos das rochas geradoras, e migram para as rochas adjacentes . Apartir da migração é que o petróleo terá chances de se acumular em um reservatório e formar reservas de interesse econômico. A migração ocorre em dois estágios, que são os estágios de migração primária (movimentação dos hidrocarbonetos do interior das rochas fontes e para fora destas) e migração secundária (quando se desloca através do meio poroso até as trapas). O Basin Flow é o programa que atua como módulo de migração, ele faz o papel de unir o modelo de maturação como o modelo de compactação mecânica e todas as outras informações (tabela estratigráfica, escala de tempo etc), disponíveis no programa BasinMod (1-D) e opções de escolha de métodos de redução de porosidade (exponencial, recíproca), permeabilidade, história de soterramento (definir intervalos de tempo ou profundidade), opções de cálculo geotermal (fluxo de calor transiente, steady state, método usado no 1-D etc) calculando assim o volume e a direção de migração do hidrocarboneto. Um das entradas do BasinFlow é o “Cálculo de Expulsão” (migração primária), cuja única opção disponível é “Saturation Method”. Este método estima quanto de porosidade será saturada com hidrocarboneto antes da expulsão começar. O valor padrão do programa para limiar de saturação (saturation threshold) é 20% (default). Uma vez que a porosidade da rocha geradora tenha sido saturada até este limiar o hidrocarboneto gerado além deste valor começa a ser expelido, ou seja, é o valor a partir do qual a migração secundária (da rocha geradora para a rocha reservatório) inicia. Nesta modelagem das opções oferecidade para rodar o BasinFlow foram utilidadas as seguintes opções, que honraram a modelagem 1D: • Redução de porosidade - exponencial; 76 γho-w = 38.379 (ρw-ρhc)0.09935 (12) Onde γho-w é a superfície de tensão interfacial entre hidrocarboneto e a água de formação. O limiar de pressão capilar (capillary threshold pressure) resulta da superfície de tensão interfacial entre hidrocarboneto e a água de formação e é espressa como um diferencial de pressão ao longo da interface. Variações no limiar de pressão capilar resultam em uma força de movimento para óleo e gás. BasinFlow utiliza de muitas equações para calcular a pressão capilar que envolvem porosidade e permeabilidade e para tanto também utiliza a Lei de Darcy para desenvolver os cálculos de permeabilidade. Estas equações não serão descritas aqui pelo volume de equações usadas, porém podem ser consultadas no MANUAL BasinFlow Parte2 (2003). Em suma, a “carga de hidrocarboneto (hydrocarbon head)” (Hhc) é a soma de todas as forças de direção descritas acima: Hhc = Hbuoy + Hhydro + Hcap press (13) O potencial de hidrocarboneto será igual a carga de hidrocarboneto (Hhc) multiplicada por g (gravidade). 77 5. MODELAGEM 1D E PSEUDO-3D DA BACIA DO RECÔNCAVO A modelagem de bacias é uma técnica bastante complexa, pois trata de uma integração de várias ciências contidas dentro da geologia de petróleo, desde a geologia básica de bacias sedimentares, a geologia estrutural, contexto tectono-termal (história de soterramento, soerguimento, erosão), estimativas de fluxo de calor, geofísica (perfís, sísmicas, mapas gravimétricos), geoquímica (cinética, dados laboratorias da rocha geradora), dentre outros dados que estiverem a disposição. Mesmo tendo a mão muitos dados o profissional especialista em modelagem necessita, ao longo do tempo, desenvolver e exercitar o raciocínio geológico e a visualização, necessita mais do que isso, ter sensibilidade e ter até mesmo idéia do que pode ser esperado em termos de resultado. Em modelagens onde “teclas” são facilmente “apertadas” sem compreensão da história geológica envolvida, “grandes mentiras ou pobres modelos” podem ser desenvolvidos sem que se dê conta. Além disso, há de se ter em mente que os modelos são simplificações da natureza (que por acaso não é nada simples). Por isso, há que se considerar que haverão erros, aproximações e ausências de informações, ainda mais quando se trabalha em grandes escalas. Isso sem contar com os erros embutidos nas aquisições de dados de entrada, redigitalizações etc. Aproximações e limitações do método sempre haverão, mas com sucesso em muitos casos. Um importante exercício é ter em mente as possíveis aplicações e limitações do modelo criado, para que não haja otimismo exacerbado ou discrédito total ao modelo proposto. Este trabalho é resultado de uma extensa pesquisa por dados públicos e informações relevantes e de qualidade suficiente para serem empregados em uma modelagem. O exercício de modelagem que será aqui descrito não tem a menor intenção de propor um modelo refinado e sim demostrar de maneira simples que uma modelagem pseudo-3D em escala de bacia pode ser feita, mesmo com uma quantidade razoável de dados, e obter 78 resultados coerentes com o esperado para a bacia. Tudo isso através do uso de uma suíte de modelagem de bacias em 1D e pseudo 3D. Esta técnica utiliza os dados de poços (multi- wells) para modelar os parâmetros (ex. porosidade, permeabilidade, geração, expulsão etc) tridimenssionalmente. Este trabalho foi feito utilizando a Suíte de modelagem da Plate River (Basin-Mod 1D, BasinView e BasinFlow) cujo fluxograma já foi descrito resumidamente, no capítulo anterior. Outros softwares, Diger e Surfer, também foram utilizados para digitalização e gridagem dos mapas. Os resultados discutidos nos próximos capítulos não demonstrarão todas as simulações realizadas e sim os melhores resultados obtidos. 81 gerados pelo programa (a partir de operações matemáticas entre as isópacas) com topos de formações que houvessem sido publicados. Devido a Formação Sergi, principal reservatório da bacia, ter seus mapas extensivamente publicados optou-se por utilizá-lo para fins de validação do modelo geométrico. Os mapas comparados são do topo da Formação Sergi provenientes de trabalhos publicados por ROSTIROLLA (1999) e ANTUNES (2003) e uma das seções foi comparada à seção esquemática clássica da bacia desenvolvida por PENTEADO (1999). Estes trabalhos foram descritos no Capítulo 3. A partir desses mapas e seções pode-se concluir que em um primeiro momento as principais feições da bacia foram preservadas, isso pode ser notado quando comparamos a Seção 1 (Figura 28) com a seção feita por PENTEADO (1999), onde pode-se notar claramente uma configuração bastante similar no Baixo de Camaçari. Também ao comparar a configuração da bacia em mapa com os mapas de topo da Formação Sergi de ROSTIROLLA e ANTUNES (op. cit) podemos notar similaridades. A validação do modelo geométrico colaborou para o desenvolvimento da modelagem termo-mecânica (modelo térmico e de compactação), que posteriormente serviram de parâmetro calibrador para o modelo de maturação. Já desta etapa pode-se concluir portanto, que em uma modelagem de bacias e sistemas petrolíferos as etapas de trabalho são pré-requisitos umas das outras, este encadeamento é imprescindível para que o modelo fique coerente, mais que isso, em muitos momentos se faz necessário retroceder a passos iniciais da modelagem para recalibração, ora por resultados não satisfatório, ora por obtenção de novos dados relevantes a modelagem. 82 Figura 27 – Mapa estrutural do topo do embasamento com localização das seções. Figura 28 – Seção 2 mostrando os horizontes e cruzando o Baixo de Camaçari, principal depocentro da bacia mostrando a geometria atual da Bacia do Recôncavo (0M.a.). 83 Figura 29 – Seção geológica esquemática da Bacia do Recôncavo (modificado de PENTEADO, 1999) Figura 30 - Seção 1 mostrando os horizontes e cruzando a borda do Baixo de Camaçari, principal depocentro da bacia mostrando a geometria atual da Bacia do Recôncavo (0M.a.).