A indústria petrolífera foi gradualmente percebendo, ao longo de décadas de exploração, que para se encontrar jazidas de hidrocarbonetos de volume significativo era imperioso que um determinado número de requisitos geológicos ocorressem simultaneamente nas bacias sedimentares. O estudo destas características de maneira integrada e a simulação preliminar das condições ótimas para sua existência concomitante, com o objetivo de permitir a diminuição do risco exploratório envolvido nas perfurações de poços, um item de elevado custo, foram consolidados em um único conceito: o de sistema petrolífero (Magoon & Dow, 1994).
Um sistema petrolífero ativo compreende a existência e o funcionamento síncronos de quatro elementos (rochas geradoras maturas, rochas-reservatório, rochas selantes e trapas) e dois fenômenos geológicos dependentes do tempo (migração e sincronismo).
O Sistema Petrolífero Paleo-Mesozóico:
Análises geoquímicas de amostras de rochas Paleozóicas colhidas no onshore de Portugal revelaram que, sedimentos marinhos do Carbónico, aflorando no Alentejo e Algarve, e argilitos negros do Silúrico (ver foto), aflorando no bordo Nordeste da bacia Lusitânica, poderão ter sido rochas geradoras para este sistema petrolífero. Cremos que estas rochas que afloram no onshore se estendem por debaixo das bacias Meso-Cenozóicas, constituindo parte do que, até recentemente, era chamado o soco Paleozóico.
Análises efectuadas nos argilitos negros do Silúrico - a rocha mãe mais promissora - revelaram valores de TOC entre 0,5 e 1,5 %, com algumas amostras atingindo os 4 %, e valores de reflectância média da vitrinite à volta de 0,7 %, o que as coloca bem dentro da janela de óleo. Por outro lado, a análise de sedimentos marinhos do Carbónico apresentaram valores de TOC à volta de 0,5 %. Apesar de uma grande parte destas amostras se encontrar sobre-maturada (overmature), com valores de reflectância média da vitrinite de cerca de 3 %, algumas das amostras mostraram valores de reflectância média de vitrinite entre 1,5 e 2,5 %, o que as coloca na janela de gás - entre o wet-gas e o dry-gas.
Este sistema petrolífero foi recentemente objecto de pesquisa por parte da Mohave Oil and Gas Corporation através das sondagens Aljubarrota. O poço Aljubarrota-2 tinha como objectivo principal a formação de Silves, constituída por rochas terrígenas com capacidade de reservatório e que a Mohave acreditava poder ter acumulações comerciais de gás. O poço não foi um sucesso comercial, apesar de ter encontrado bons indícios de gás neste reservatório, mas teve o mérito de demonstrar o potencial deste sistema petrolífero Paleo-Mesozóico. Este poço testou ainda gás (350 Mcf/dia) nos carbonatos fracturados do Jurássico da formação da Brenha que pode ter sido originado nas rochas mãe Paleozóicas.
O Sistema Petrolífero Meso-Cenozóico:
Argilitos (paper shales) marinhos de ambiente profundo (ver foto), ricos em matéria orgânica produtora de óleo (oil prone), foram identificados no Jurássico Inferior (Sinemuriano Superior ao Toarciano Inferior - correspondentes à base da formação de Brenha) no Norte da bacia Lusitânica, quer em sondagens, quer em afloramento. Crê-se que o óleo leve, com baixo teor de enxofre, recuperado em testes de produção de curta duração (drillstem tests) nesta área, tenha sido gerado por estas rochas mãe. Análises geoquímicas a amostras do Norte da bacia Lusitânica revelaram espessuras de rocha geradora entre 140 a 190 m, valores de TOC entre 0,2 e 5,8 % e valores de reflectância média de vitrinite entre 0,7 e 2,0 %, o que coloca essas amostras na janela de óleo-gás. Estes argilitos ricos em matéria orgânica parecem ter sido depositados, em espessuras consideráveis nos principais depocentros em ambiente redutor, ao passo que, fora desses depocentros não se encontram ou têm espessuras negligenciáveis. Rochas mãe com aproximadamente a mesma idade e litologia foram encontradas em sondagens realizadas na bacia do Porto; é provável que estas sejam mais ricas e melhor desenvolvidas fora das estruturas.
Na bacia Lusitânica Sul a sequência sedimentar do Jurássico Superior inclui rochas mãe, oil prone, do Oxfordiano Superior. Estas rochas mãe ocorrem como calcários maciços de ambiente marinho profundo e calcários betuminosos costeiros a lacustres, quer em sondagens quer em afloramento, estando estes últimos melhor desenvolvidos nos sinclinais. Análises geoquímicas a amostras do Sul da bacia Lusitânica (Torres Vedras - Montalegre) revelaram espessuras de rocha geradora entre 20 a 110 m, valores de TOC até 3 % e níveis de maturação que variam rapidamente de imaturos a sobre-maturos. Estas rochas da formação de Cabaços (ver foto) são provavelmente responsáveis pelos vários indícios superficiais - exsudações (seeps) e impregnações - observados, assim como pelo óleo encontrado em muitas das sondagens efectuadas nesta bacia. O óleo recuperado em testes de produção de curta duração (drillstem tests) executados em arenitos do Jurássico Superior no poço Moreia-1 terá, provavelmente, sido gerado por esta rocha mãe.
Fonte: http://www.scielo.br/
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