Geologia Campos Bacia de Campos

X. Recursos Minerais Energticos: Petrleo

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em pacotes com at 250 m de espessura, lateralmente confinados pela intensa estruturao da rea, que define uma srie de blocos com contatos leo-gua individualizados. Tratase de reservatrios de boa porosidade (27% a 30%) e elevada permeabilidade.

Campo de MarlimO Campo de Marlim foi descoberto em 1985 pelo pioneiro 1RJS-219A, perfurado em lmina dgua de 835 m (Fig. X.30). Esse poo testou uma anomalia de amplitude ssmica que se revelaria como um leque arenoso de mar baixo de idade oligocnica, com cerca de 150 km2 de rea e espessura de 73 m, saturado por leo de 19o API e situado entre as cotas batimtricas de 500 e 1.100 m. A trapa eminentemente estratigrfica no sentido oeste, norte e sul, dada pelo pinch out dos reservatrios contra os folhelhos que envolvem o depsito arenoso; para leste, a acumulao termina contra uma falha normal lstrica, interpretada como sendo o duto pelo qual o petrleo ascendeu a partir da rocha geradora, situada na Formao Lagoa Feia (Tinoco e Cor, 1991). Como Complexo de Marlim denomina-se o campo propriamente dito e as acumulaes adjacentes (Marlim Leste e Marlim Sul), em similar contexto estratigrfico e estrutural, no conjunto alcanando uma rea de 380 km2 e encerrando volume de leo in place da ordem de 14 bilhes de barris (Tigre et al. 1990), e a maior acumulao petrolfera j encontrada em territrio brasileiro.

O reservatrio Marlim consiste em uma srie de lobos submarinos coalescentes, no-confinados, resultando em vasto corpo arenoso macio e relativamente homogneo, de granulometria mdia a fina e porosidade da ordem de 25%, com espessura mdia de 47 m, praticamente inconsolidados. O reservatrio do Campo de Marlim abriga petrleo de densidade entre 17o e 21o API, biodegradado. Nas pores oeste e noroeste do campo, aparecem depsitos de geometria alongada que registram as fcies arenosas ligadas a canais alimentadores dos lobos distais. As fcies que constituem o reservatrio de Marlim so: arenito fino a mdio, macio; interlaminados sltico-arenosoargiloso, bioturbado; e arenitos muito finos com ripples, interpretados como sendo depsitos originados pela ao de correntes de contorno em guas profundas que retrabalham os espessos corpos turbidticos (Guardado et al. 1989). A anlise composicional dos arenitos de Marlim revelou uma composio arcosiana, com cerca de 30% de feldspatos, principalmente potssicos. baixa a taxa de alterao desses minerais quando comparados a outros reservatrios tercirios da bacia, o que reduz a presena de caulinita e outros argilominerais que, potencialmente, prejudicam o fluxo durante a produo. A condio de alta friabilidade desses reservatrios acarreta baixa recuperao dos testemunhos coletados no campo, dificultando medies das condies petrofsicas. Ao mesmo tempo, a natureza frivel da rocha favorece a produo de slidos juntamente com o petrleo, fazendo-se necessrias

Figura X.30 Seo ssmica de reflexo no Campo de Marlim, Bacia de Campos (mod. de Candido e Cor, 1990)

Figure X.30 Seismic reflexion section of Marlim Field, Campos Basin (mod. from Candido and Cora, 1990)

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Parte IV Recursos Minerais Industriais e Energticos

Figura X.31 Seo geolgica ilustrativa dos diversos reservatrios saturados de petrleo no Campo de Albacora, Bacia de Campos (mod. de Candido e Cor, 1990)

Figure X.31 Geological section illustrating several reservoirs saturated with oil at Albacora Field, Campos Basin (mod. from Candido and Cora, 1990)

medidas especiais de conteno de areia nos poos produtores. A reserva de leo em Marlim de 1,7 bilho de barris (Bruhn et al. 1996); em 2002, o campo alcanou a vazo mdia diria da ordem de 500.000 barris, que corresponde a seu pico de produo planejado.

Campo de AlbacoraOcorrida em 1984, a descoberta do Campo de Albacora (Fig. X.31) foi a primeira entre os super-gigantes de gua profunda da Bacia de Campos, o que abriu para a explorao vasta fronteira at ento intocada. O poo pioneiro, o 1-RJS-297, foi perfurado em lmina dgua de 293 m e constatou uma seo arenosa constituda por seis corpos turbidticos empilhados, com idades entre o albo-cenomaniano e o mioceno, situados a profundidades entre 2.300 e 3.300 m abaixo do nvel do mar. Os arenitos produtores constatados pelo pioneiro estendem-se lateralmente, para guas profundas, a distncias variveis para cada nvel, sendo que o reservatrio do Mioceno, o mais amplo, avana at a lmina dgua de 2.000 m. O campo ocupa uma rea de 235 km2, com uma espessura acumulada das diversas zonas portadoras de leo da ordem de 117 m. A porosidade muito varivel, sendo em mdia de 17% nos arenitos mais antigos e de 30% nos turbiditos do

mioceno. O maior volume de leo da jazida encontra-se trapeado em reservatrios de idade oligocnica. J os reservatrios do mioceno guardam vasta capa de gs. A densidade do leo aumenta no sentido dos reservatrios mais jovens, sendo de 30o API nos do albo-cenomaniano e de 17o API nos do mioceno (Candido e Cor, 1990). O volume de leo in place em Albacora da ordem de 4,5 bilhes de barris (Tigre et al. 1990). O Campo de Albacora ocupa o pice de um anticlinal orientado a SWNE, estruturando a seo do cretceo superior e do tercirio. O pacote albiano afetado tambm por um sistema de falhas normais NS, algumas delas delimitando e compartimentando a acumulao para as areias dessa idade. Em sua deposio, os corpos turbidticos de Albacora foram fortemente condicionados pela tectnica salina; com seu fluxo para leste, a sada dos evaporitos deixou inmeras depresses no substrato, que definiram stios preferenciais captao dos fluxos arenosos. Os reservatrios oligocnicos de Albacora constituem sistema de leques turbidticos de mar baixo, com elementos canalizados na poro noroeste do campo e lobos nas demais reas (Candido, 1991). As fcies reconhecidas para os reservatrios dessa idade so: arenito fino a mdio; arenito mdio a grosso; lamito seixoso; e conglomerado. Diamictitos e lamitos deformados representam depsitos de talude associados aos reservatrios arenosos turbidticos. Depsitos


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de contornitos e de margas hemipelgicas tambm ocorrem, sendo as ltimas os melhores marcos estratigrficos para correlao (Souza Cruz et al. 1986). Para os depsitos de idade albo-cenomaniana, predominam fcies de arenito macio com cimento calcfero; interlaminado arenito-folhelho-calcilutito; e marga bioturbada. Compreendem um complexo sistema turbidtico em que se amalgamaram doze corpos arenosos individuais (Bruhn et al. 1998). A cimentao calcfera, que aumenta de intensidade com a profundidade, propicia a formao de concrees com geometria lenticular que, associadas s intercalaes de folhelho, representam barreiras de permeabilidade com impacto sobre os mecanismos de fluxo durante a fase de produo.

Campo de GaroupaEsta foi a primeira acumulao comercial descoberta na Bacia de Campos, feito alcanado com a perfurao do poo 1-RJS-9A, em 1974. Garoupa (Fig. X.32) localiza-se a cerca de 80 km a SE do Cabo de So Tom, em cota batimtrica de 125 m. O campo tem uma rea de 16 km2 e produz petrleo com densidade entre 29o e 32o API de reservatrios carbonticos albianos da Formao Maca, que ocorrem a uma profundidade em torno de 3.100 m.

Os reservatrios do campo, com uma coluna de leo de 145 m, tm porosidades de 17% a 22% (Tigre, 1988) e esto estruturados em anticlinal limitado por falhas normais lstricas a leste e a oeste; os mergulhos estruturais ao nvel dos reservatrios, nos flancos da feio dmica, so da ordem de 3o a 7o. A componente estratigrfica da acumulao dada pelo acunhamento das fcies porosas de calcarenitos e calcirruditos de alta energia, que gradam lateralmente a calcilutitos (Baumgarten, 1989). As rochas de granulometria mais grossa desenvolveram-se em funo da evoluo de um alto halocintico local durante o basculamento regional psAptiano da bacia para leste. Na zona produtora de Garoupa, quatro fcies principais so reconhecidas: grainstone poroso, grainstone cimentado, wackestone/packstone e grainstone bioturbado, cimentado (Guimares et al. 1998). Reservatrios efetivos localizam-se na primeira delas, sendo que as demais representam rochas submetidas a fenmenos de cimentao fretica e de bioturbao durante episdios de exposio subarea. O espao poroso dos carbonatos Maca exibe elementos de macroporosidade e microporosidade; a primeira basicamente intergranular, mas tambm mldica e vugular por dissoluo. Microporosidade observada na matriz, nos gros e no cimento, sendo predominante na zona de transio.

Figura X.32 Seo geolgica esquemtica ilustrando a configurao estrutural-estratigrfica do Campo de Garoupa, Bacia de Campos

Figure X.32 Schematic geological section illustrating the stratigraphicstructural configuration of Garoupa Field, Campos Basin

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O reservatrio em Garoupa inclui espessa zona de transio leo-gua, correspondente a um tero da coluna total de hidrocarbonetos do campo. O contato leo-gua encontra-se ligeiramente inclinado para nordeste, como conseqncia da interao entre fenmenos diagenticos e a migrao do petrleo de leste para oeste dentro do campo. As reservas de leo e de gs associado no reservatrio Maca de Garoupa so de 58 milhes de barris e 1,6 bilho de m3 (Baumgarten et al. 1982).

Campo de BadejoDescoberto em 1975 pelo pioneiro 1-RJS-13, o Campo de Badejo (Fig. X.33) situa-se na culminncia estrutural de um proeminente horst ao nvel do embasamento, o Alto de Badejo, que se desenvolve em uma direo SWNE a cerca de 70 km da costa, em rea de lmina dgua prxima aos 100 m. Esta jazida caracteriza-se pela produo de petrleo de 27o API a partir de coquinas da Formao Lagoa Feia e de 33o API em basaltos fraturados da Formao Cabinas. Os volumes de leo in situ em cada um desses horizontes estratigrficos so de, respectivamente, 76 e 35 milhes de barris (Baumgarten et al. 1986). As coquinas exibem um padro de porosidade bastante heterogneo, com valores da ordem de 10% a 15%; a porosidade basicamente mldica e vugular, por dissoluo

secundria das carapaas. Recristalizao por fenmenos diagenticos produziu cimentao por calcita e slica, comprometendo as qualidades permo-porosas dessas rochas. As coquinas ocorrem em vrios horizontes, com espessuras de at 150 m, intercaladas a arenitos lticos e folhelhos. Elas so constitudas basicamente por carapaas de pelecpodes, bastante retrabalhadas, com matriz terrgena. Aparecem nveis de oides talco-estivensticos, margas com leitos de ostracodes e arenitos bioturbados. O basalto, reservatrio no-convencional produtor em Badejo por meio de fraturas, de caractersticas tholeiticas e exibe abundantes vesculas preenchidas por zeolitas, localmente tendo textura brechide. A remoo das zeolitas por dissoluo secundria, favorecida pela presena das fraturas, gerou porosidade vugular adicional a essa seo. As fraturas so localmente preenchidas por calcita; o maior bice no que concerne produo a partir destas rochas o carter descontnuo das redes de fraturas, cuja ocorrncia de difcil predio. A idade radiomtrica dos basaltos Cabinas, obtida por meio do mtodo K-Ar, est na faixa 120130 Ma (Pimentel e Gomes, 1982). Estudos dessa unidade identificaram ciclos que incluem um pacote basal de lava diferenciada durante sua consolidao; uma seo brechide, indicativa de atividade piroclstica ou fragmentao da lava sotoposta; um pacote tufceo muito alterado; e, culminando cada ciclo, aparecem arenitos argilosos inter-traps.

Figura X.33 Seo geolgica regional na poro sul da Bacia de Campos, mostrando o contexto estrutural e estratigrfico do Campo de Badejo (mod. de Tigre, 1988)

Figure X.33 Regional geological section of the southern portion of Campos Basin showing the structural and stratigraphic framework of Badejo Field (mod. from Tigre, 1988)


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Figura X.34 Mapa da Bacia de Santos, com os campos de petrleo j descobertos

Figure X.34 Map of Santos Basin indicating the elements of oil system acting on the area

Bacia de SantosA Bacia de Santos (Fig. X.34) tem orientao geral SWNE e geometria cncava, abrangendo cerca de 200.000 km2 do sudeste brasileiro. A norte limitada pelo Arco de Cabo Frio e a sul pela Plataforma de Florianpolis, ambas sendo feies que se posicionam na terminao de lineamentos ocenicos expressivos (Cainelli e Mohriak, 1998). No sentido oeste, a Bacia de Santos limitada pela Serra do Mar, uma feio fisiogrfica que confina a bacia marginal ao domnio ocenico. A espessura total mxima do pacote neocomiano a recente que a preenche estimada em cerca de 11.000 m. Os primeiros levantamentos geofsicos na bacia datam de 1968 e em 1970 foi perfurado o primeiro poo. At hoje foram descobertos 6 campos na Bacia, dos quais cinco em reservatrios carbonticos albianos e um em rochas siliciclsticas do neocretceo.

do petrleo para esse sistema petrolfero (Fig. X.35). Tais rochas contm querognio do tipo II e teor de carbono orgnico de at 5%, ocorrendo com espessura mxima de 150 m. A migrao foi por superfcies de discordncia. Os reservatrios so calcarenitos porosos albianos da Formao Guaruj, estruturados em amplos anticlinais associados halocinese. Exemplificam essa condio os campos de Caravela, Estrela do Mar, Tubaro e Coral, na poro sul da bacia. Esse sistema gerador tambm alimentou rochas siliciclsticas neocretcicas; tal o caso no Campo de Merluza, onde turbiditos santonianos e arenitos maastrichtianos de plataforma foram saturados por gs, tendo a migrao a partir das rochas geradoras ocorrido por falhas lstricas.

Campo de CaravelaO Campo de Caravela situa-se na poro sul da Bacia de Santos, em lmina dgua de 195 m. A acumulao, descoberta pelo pioneiro 1-BSS-64, ocorre em ampla feio dmica com eixo NS, de origem halocintica, cortada por falhamentos tambm nessa orientao, estruturando a seo de carbonatos albianos da Formao Guaruj que constituem os reservatrios

Sistema Petrolfero Itaja AuGuarujAs rochas pelticas (folhelhos calcferos e margas) da Formao Itaja Au, de idade cenomaniana-turoniana, so os geradores

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Os reservatrios eo-mesoalbianos em Caravela, correspondentes Formao Guaruj Inferior, caracterizamse por importante compartimentalizao vertical (Fig. X.36), associada a uma boa continuidade lateral, o que condiciona complexos arranjos de fluidos que influem notavelmente nos mecanismos de fluxo e, conseqentemente, no gerenciamento da produo. As rochas-reservatrio so calcarenitos oolticos de barras de plataforma intercalados a calcarenitos peloidais depositados em ambiente de menor energia. As porosidades chegam a 24%, e as permeabilidades so da ordem de at alguns Darcies, valores anmalos para a grande profundidade em questo.

Campo de MerluzaDescoberto pelo pioneiro 1-SPS-11, em 1979, o Campo de Merluza (Fig. X.37) materializa a singular histria de sucesso da campanha exploratria executada por companhias contratantes com clusula de risco, condio vigente no Pas entre o final dos anos 70 e meados dos 80. O contrato em questo foi operado pelo consrcio PectenMarathonShell; a descoberta deu-se a 140 km da costa do Estado de So Paulo, em rea com lmina dgua entre 120 e 140 m. A estrutura perfurada tem forma dmica alongada a NS, rea de 29 km2 e relevo de 160 m, tendo gnese relacionada intensa halocinese que caracterizou a evoluo da Bacia de Santos. As reservas de Merluza somam 7 bilhes de m3 de gs e cerca de 10 milhes de barris de condensado (Jinno e Lamas, 1990). A acumulao ocorre em dois nveis estratigrficos distintos: em arenitos de plataforma marinha rasa da poro basal da Formao Juria, de idade maastrichtiana, e em arenitos turbidticos santonianos da Formao Itaja Au Membro Ilhabela (Rodrigues et al. 1991). Os arenitos turbidticos de Merluza so macios, com gradao normal e exibem espessas franjas diagenticas de clorita; so caracterizados por porosidade dominantemente intergranular primria, da ordem de 20%. J os arenitos Juria, posicionados acima dos turbiditos e deles separados por uma seo peltica com cerca de 200 m de espessura, representam depsitos de ilha de barreira e exibem cimentao quartzofeldsptica, que resulta em porosidades entre 13% e 15%. A presena de um aqfero ativo ao longo do flanco oeste da estrutura contribui para o mecanismo de produo do campo.

Figura X.35 Carta estratigrfica da Bacia de Santos, com indicao dos elementos do sistema petrolfero atuante na rea (mod. de Milani e Thomaz Filho, 2000) Figure X.35 Stratigraphic map of Santos Basin indicating the elements of oil system acting on the area (mod. from Milani and Thomaz Filho, 2000)

do campo. O leo, com densidades entre 38o e 45o API, satura grainstones oolticos e oncolticos situados a 4.900 m, as maiores profundidades de que se obtm produo petrolfera hoje em dia no Brasil. Ao tempo da descoberta, a reserva de leo e condensado no Campo de Caravela foi estimada em 109 milhes de barris, e a de gs natural em 2,5 bilhes de m3 (Moraes et al. 1994). O gs associado a essa jazida inclui 38 ppm de H2S, impondo a aplicao de normas ligadas segurana operacional, pois existe potencial para severa corroso de equipamentos e eventuais vazamentos associados, com os conseqentes riscos vida humana no ambiente de trabalho.

Bacia do ParanA Bacia do Paran (Fig. X.38) situa-se no centro e sul do Brasil, onde cobre mais de 1.000.000 de km2, estendendo-se aos vizinhos Paraguai, Uruguai e Argentina, onde ocupa outros 400.000 km2. A sinclise exibe formato oval, com eixo maior orientado a NNESSW, sendo que dois teros de sua rea so


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Figura X.36 Seo geolgica de detalhe do Campo de Caravela, Bacia de Santos, ilustrando a distribuio de fcies reservatrio nos carbonatos albianos da Formao Guaruj

Figure X.36 Geological section of detail of Caravela Field, Santos Basin, illustrating the distribution of facies reservoirs in the Albian carbonates of the Guaruj formation

Figura X.37 Seo de correlao estratigrfica baseada em poos no Campo de Merluza, Bacia de Santos, mostrando a distribuio de arenitos saturados de gs (mod. de Jinno e Lamas, 1990)

Figure X.37 Section of stratigraphic correlation based on wells at Merluza Field, Santos Basin, showing the distribution of gas-saturated sandstones (mod. from Jinno and Lamas, 1990)

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Figura X.38 Mapa ilustrativo da faixa de ocorrncia da Formao Irati em superfcie, no flanco lestesul da Bacia do Paran Figure X.38 Map illustrating the occurring strip of Irati Formation on surface, at southeastern portion of Paran Basin

cobertos pelas lavas mesozicas da Formao Serra Geral. As rochas sedimentares que a preenchem aparecem ao longo de um cinturo de afloramentos com mais de 5.500 km de extenso, moldado pelos processos erosivos meso-cenozicos do continente. O registro sedimentar-magmtico desta ampla bacia alcana cerca de 7.000 m de espessura mxima. A origem e o desenvolvimento da Bacia do Paran no interior continental do Gondwana, a partir do neo-ordoviciano, teve estreito relacionamento com a evoluo dos Gondwanides, importante cinturo de deformao compressiva ativo durante todo o fanerozico ao longo da margem sudoeste do continente (Milani e Ramos, 1998). As orogenias l ocorridas parecem ter propagado esforos compressivos seletivamente ao interior do continente, e com isso contribudo na criao de espao deposicional na Bacia do Paran (Milani, 1997), bem como na histria de deformao da bacia, por meio da reativao de zonas de fraqueza preexistentes do substrato pr-cambriano. Seis superseqncias so identificadas na Bacia do Paran (Milani, 1997): Rio Iva, Paran, Gondwana I, II, III e Bauru. As trs primeiras correspondem a grandes ciclos transgressivoregressivos paleozicos, enquanto as demais constituem-se de rochas sedimentares de natureza continental e gneas associadas.

Figura X.39 Carta estratigrfica da Bacia do Paran (mod. de Milani e Thomaz Filho, 2000), com referncia ao posicionamento do folhelho betuminoso da Formao Irati Figure X.39 Stratigraphic map of Paran Basin (mod. From Milani and Thomaz Filho, 2000), with reference to the positioning of bituminous shale of Irati Formation

Com particular interesse ao tema aqui abordado aparece a Superseqncia Gondwana I (Fig. X.39), que constitui o pacote sedimentar mais volumoso da Bacia do Paran, com espessura total da ordem de 2.500 metros. Trata-se de seo sedimentologicamente complexa e heterognea, onde esto registradas desde as condies glaciais vigentes durante o neocarbonfero at o seco e rido interior continental do trissico. Em sua poro mdia, a Superseqncia Gondwana I inclui os folhelhos betuminosos da Formao Irati, rochas que se incluem entre as organicamente mais ricas do Planeta; em funo de seu elevado teor de carbono orgnico, a Formao Irati propicia o aproveitamento industrial de seus


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folhelhos para a extrao de petrleo e gs, como descrito a seguir.

Industrializao do Folhelho Betuminoso Irati: tecnologia no-convencional para produo de petrleoNo Brasil, o interesse pela potencialidade de utilizao do folhelho betuminoso, ou xisto, como fonte alternativa para produo de petrleo, antigo. A primeira extrao de petrleo a partir de folhelho organicamente rico aconteceu em 1884, na Bahia. Em 1935, em So Mateus do Sul PR, uma usina rudimentar chegou a produzir em torno de 300 litros de leo por dia a partir do folhelho da Formao Irati. Em 1949, o Governo Federal decide investigar cientificamente as potencialidades do xisto e a viabilidade econmica de sua industrializao. Um ano mais tarde, criada a Comisso de Industrializao do Xisto Betuminoso, para estudar a construo de uma usina na cidade de Trememb, Bacia de Taubat, So Paulo, com capacidade para produzir 10 mil barris dirios. Com a criao da PETROBRAS em 1953, o acervo desta Comisso por ela incorporado e, em 195758, foi desenvolvido um novo processo de tratamento do folhelho betuminoso, o Petrosix, reconhecido mundialmente como o mais avanado no aproveitamento industrial de folhelhos betuminosos. A maior parte do folhelho betuminoso existente em territrio nacional, com as caractersticas mais adequadas ao aproveitamento industrial, est includa na Formao Irati,

Permiano da Bacia Paran (Fig. X.36), que ocorre nos estados de So Paulo, Paran, Santa Catarina, Rio Grande do Sul, Mato Grosso do Sul e Gois. A PETROBRAS concentrou suas operaes na jazida de So Mateus do Sul, onde o minrio encontrado em duas camadas: a superior, com 6,4 metros de espessura e teor de leo de 6,4%, e a inferior, com 3,2 metros de espessura e teor de leo de 9,1% (Fig. X.40). Em 1972, entrou em operao a Usina Prottipo do Irati, comprovando operacionalmente a viabilidade tcnica do processo Petrosix. A consolidao dessa tecnologia se completaria em dezembro de 1991, quando entrou em operao o mdulo industrial da usina paranaense. Hoje, a Superintendncia de Industrializao do Xisto minera e processa diariamente 7.800 toneladas de rocha cujo tratamento recupera 3.870 barris de leo, 120 toneladas de gs combustvel, 45 toneladas de gs liquefeito e 75 toneladas de enxofre. A principal caracterstica da tecnologia desenvolvida pela PETROBRAS a simplicidade operacional. Depois de minerado a cu aberto, o folhelho betuminoso vai para um britador, que o reduz a fragmentos com tamanhos entre 6 e 70 mm. Esse material britado ento levado a uma retorta, onde submetido a um processo de pirlise a 500 graus centgrados, sendo ento a matria orgnica ou querognio convertida em leo e gs. Terminado o processo de extrao do leo e gs da rocha, o xisto retortado devolvido rea minerada, que ento recuperada sob o ponto de vista ambiental. Segundo as premissas operacionais do processo Petrosix, de cada quilmetro quadrado da Formao Irati podem ser obtidos 7,3 milhes de barris de petrleo (Padula, 1968).

Figura X.40 Detalhe estratigrfico do Grupo Passa Dois na rea da Superintendncia de Industrializao do Xisto, em So Mateus do Sul PR, com destaque para as camadas de folhelho betuminoso da Formao Irati

Figure X.40 Stratigraphic detail of Passa Dois Group, in the area of Superintendence of Xisto Industrialization, in So Mateus do Sul PR, showing the layers of bituminous shale of Irati Formation

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Nota Bibliogrfica dos AutoresEdison Jos Milani. Gelogo (UFRGS/ 1977), Mestre (UFOP/1985), Doutor (UFRGS/1997). Na PETROBRAS desde 1978, trabalhando inicialmente como gelogo de poo nas bacias do Recncavo, Campos e Santos, posteriormente, no Centro de Pesquisas da PETROBRAS, participou de uma srie de projetos de estudo das bacias do Norte e Nordeste. Chefiou o grupo de explorao da Bacia do Paran, em Curitiba e, atualmente na Sede da Empresa, gerencia um grupo de tcnicos dedicados ao desenvolvimento de novas tecnologias aplicadas Explorao. E-mail: [email protected]

Laury Medeiros de Arajo. Geolgo (UNISINOS/1978), Doutor (UFRGS/ 2001). Na PETROBRAS, desde 1979, atuou na rea de acompanhamento geolgico de poos e avaliao de perfis e testes de formao na Bacia de Campos, desenvolvendo estudos pioneiros na rea da hidroqumica aplicada explorao. Exerceu atividades de interpretao exploratria na Bacia do Paran e, atualmente, trabalha no grupo de modelagem de sistemas petrolferos na PETROBRAS, no Rio de Janeiro. E-mail: [email protected]

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