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UFRJ Rio de Janeiro
2010
Guilherme Eduardo Zerbinatti Papaterra
PRÉ-SAL: conceituação geológica sobre uma nova fronteira exploratória
no Brasil
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM GEOLOGIA
Dissertação de Mestrado (Geologia)
UFRJ
Rio de Janeiro Maio 2010
Guilherme Eduardo Zerbinatti Papaterra
PRÉ-SAL: conceituação geológica sobre uma nova fronteira exploratória no Brasil
Dissertação de Mestrado submetida ao Programa de Pós-graduação em Geologia, Instituto de Geociências, da Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ, como requisito necessário à obtenção do grau de Mestre em Ciências (Geologia).
Área de concentração:
Estratigrafia e Paleontologia
Orientador:
Leonardo Fonseca Borghi de Almeida
PAPATERRA, Guilherme Eduardo Zerbinatti
Pré-Sal: conceituação geológica sobre uma nova fronteira exploratória de petróleo no Brasil / Papaterra, Guilherme Eduardo Zerbinatti –Rio de Janeiro: UFRJ / IGeo, 2010.
xiii, 81 f.: il., 29,7 cm
Dissertação (Mestrado em Geologia) – Universidade Federal do Rio de Janeiro, Instituto de Geociências, Programa de Pós-graduação em Geologia, 2010.
Orientador: Borghi, Leonardo Fonseca.
1. Geologia. 2. Instituto de Geociências – Dissertação de Mestrado. I. Borghi, Leonardo. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Instituto de Geociências, Programa de Pós-graduação em Geologia. III. Título.
CDD – 553.280981
UFRJ Rio de Janeiro
Maio 2010
Guilherme Eduardo Zerbinatti Papaterra
PRÉ-SAL: conceituação geológica sobre uma nova fronteira exploratória no Brasil
Dissertação de Mestrado submetida ao Programa de Pós-graduação em Geologia, Instituto de Geociências, da Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ, como requisito necessário à obtenção do grau de Mestre em Ciências (Geologia).
Área de concentração:
Estratigrafia e Paleontologia
Orientador:
Leonardo Borghi
Aprovada em:
Por:
_____________________________________ Dr. Claudio Bettini (UFRJ)
_____________________________________ Dr. Carlos Jorge de Abreu (UNB)
_____________________________________ Dr. Reneu Rodrigues da Silva (EPE / Petrobras)
A minha esposa Cristiane, minha filha Maria Teresa
e aos meus pais
vi
Agradecimentos
À ANP, por proporcionar oportunidade de qualificação profissional; à minha ex-chefe,
professora Dra. Marilda Rosado, pela aprovação inicial deste estudo; à Lícia e a toda equipe
do Centro de Documentação e Informação da ANP, pela ajuda na normalização das
referências bibliográficas; e em especial, ao meu orientador, professor Leonardo Borghi, pelo
grande incentivo, amizade, dedicação e disponibilidade na orientação deste trabalho.
vii
Resumo
PAPATERRA, Guilherme Eduardo Zerbinatti Papaterra. PRÉ-SAL: conceituação geológica sobre uma nova fronteira exploratória no Brasil. Rio de Janeiro, 2010. xiii, 81 f. Dissertação (Mestrado em Geologia) – Programa de Pós-graduação em Geologia, Instituto de Geociências, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2010. O anúncio de descobertas de óleo e gás natural, em 2007, na seção Rifte na região de águas ultraprofundas da bacia de Santos, aponta para a existência de novas e excelentes perspectivas para o setor petrolífero brasileiro. O objetivo principal deste trabalho foi circunscrever o conceito geológico do intervalo conhecido como “Pré-sal” nas bacias da margem Leste Meridional brasileira. Para o desenvolvimento deste estudo utilizou-se apenas de informações e dados públicos. A circunscrição deste intervalo envolveu questões exploratórias, limites estratigráficos e abordagens tectônicas. Do ponto vista exploratório, as acumulações de hidrocarbonetos estariam controladas pela ocorrência de altos estruturais do embasamento, tendo como reservatórios principais os carbonatos da seção Rifte (coquinas) e sag (microbialitos). Em relação ao ponto de vista geotectônico, caracterizado neste trabalho como indefinido, torna-se relevante a discussão da fase Sag durante o estágio evolutivo das bacias tipo rifte. Estratigraficamente, o intervalo “Pré-sal” é representado por todos os estratos depositados temporalmente antes do pacote evaporítico, do final do Aptiano. O presente trabalho visa servir como referência para aqueles que possuem interesse em se aprofundar no tema, bem como, para os tomadores de decisão sob o novo marco regulatório do setor petrolífero nacional. Palavras-chave: pré-sal, bacias da Margem Continental, Aptiano
Rio de Janeiro Abril de 2010
viii
Abstract
PAPATERRA, Guilherme Eduardo Zerbinatti Papaterra. PRE-SALT: geological concepts on a new exploratory frontier in Brazil. Rio de Janeiro, 2010. xiii, 81 f. Dissertação (Mestrado em Geologia) – Programa de Pós-graduação em Geologia, Instituto de Geociências, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2010. The announcement of oil and natural gas resources discovery in 2007, under rift section in the ultra-deep waters of the Santos basin, indicates the existence of excellent perspectives for the Brazilian oil sector. The main objective of this study was to define the geological concepts of the package known as "Pre-salt” along the Eastern Brazilian Margin. We used only public data and information. The package delimitation involves exploratory issues, stratigraphic boundaries and tectonic approaches. Regarding the exploratory standpoint, the hydrocarbon accumulations would be controlled by the occurrence of basement structural highs, with the main reservoirs being the carbonate Rift section (coquina-reservoir) and sag (microbialites reservoir). Concerning geotectonics, considered undefined in this work; the Sag phase during rift basin evolution deserves discussion. Stratigraphically the “Pre-salt” package is represented by all strata deposited before the evaporites from the late Aptian. The present work is going to serve as reference for those who are interested in developing the subject, as well as for decision makers under the new oil regulatory framework. Key-Words: Pre-salt, Brazilian Continental Margin, Aptian
ix
Lista de figuras
Figura 3.1. Reconstruções paleogeográficas das sequências Sin-rifte e megassequências Pós-rifte, Evaporítica Transicional e Plataforma Carbonática Rasa..................................... 10 Figura 3.2. Seções geológicas das bacias meso-cenozóica, ao longo da margem Leste brasileira................................................................................................................................. 12 Figura 3.3. Modelo geodinâmico esquemático da margem continental divergente.............. 16 Figura 3.4 Mapa de localização das bacias sedimentares da margem Leste Meridional brasileira................................................................................................................................. 17 Figura 3.5. Seção esquemática (dip) ao longo da bacia de Santos, ilustrando as fases Rifte / Sag (I), Transicional (II) e Margem Passiva (III)............................................................ 20 Figura 3.6. Mapa de localização dos limites da bacia de Santos........................................... 21 Figura 3.7. Colunas estratigráficas da bacia de Santos.......................................................... 23 Figura 3.8 Carta de eventos do sistema petrolífero, configuração subsal, da bacia de Santos.................................................................................................................................... 25 Figura 3.9. Mapa de localização dos limites da bacia de Campos......................................... 26 Figura 3.10Colunas estratigráficas da bacia de Campos....................................................... 27 Figura 3.11. Carta de eventos do sistema petrolífero, configuração subsal, da bacia de Campos................................................................................................................................... 30 Figura 3.12. Mapa de localização dos limites da bacia do Espírito Santo............................. 31 Figura 3.13. Colunas estratigráficas da bacia do Espírito Santo........................................... 32 Figura 3.14. Carta de eventos do sistema petrolífero, configuração subsal, da bacia do Espírito Santo 34 Figura 4.1. Relação entre a cronoestratigrafia internacional com a cronoestratigrafia local e a distribuição dos elementos de datação............................................................................. 36 Figura 5.1. Seções sísmicas nas bacias do Espírito Santo (A) e Santos (B), ilustrando as configurações pré-sal e subsal............................................................................................... 41 Figura 5.2 Seção sísmica ilustrando o aspecto estratigráfico do intervalo “Pré-sal (região de águas ultraprofundas da bacia de Santos) e a magnitude dos evaporitos aptianos.......... 44 Figura 5.3. Mapa de localização dos principais blocos exploratórios no “pólo Pre´-sal” da bacia de Santos...................................................................................................................... 46 Figura 5.4. Seção sísmica regional interpretada mostrando os altos estruturais de Tupi (bloco BM-S-11) e Pão de Açúcar. (bloco BM-S-22)........................................................... 49 Figura 5.5. Seção estratigráfica na bacia de Campos............................................................ 53 Figura 5.6. Seção sísmica regional (E-W) interpretada na região central da bacia de Santos..................................................................................................................................... 55 Figura 5.7. Detalhe da seção sísmica regional da Figura 5.6................................................. 56 Figura 5.8. Mapa de anomalia gravimétrica residual Bouguer com a localização das principais feições tectônicas das bacias da margem continental brasileira........................... 57 Figura 5.9. Mapa ilustrativo da província “Pré-sal” segundo Estrela (2008) e Formigli (2008).................................................................................................................................... 58 Figura 5.10. Mapa integrado do limite da “área do Pré-sal” versus o limite dos ”reservatórios pré-sal” segundo Estrela (2008) e Formigli (2008)........................................ 60 Figura 5.11. Perfil-tipo de uma seqüência de terceira ordem definida para o Aptiano Superior na Bacia de Campos................................................................................................ 64 Figura 5.12. Seção tipo da Formação Barra Velha, Grupo Guaratiba, no poço 3-RJS-625, na bacia de Santos.................................................................................................................. 67
x
Figura 5.13. Seção tipo da Formação Macabu, Grupo Lagoa Feia, no poço 1-RJS-682, na bacia de Campos.................................................................................................................... 68 Figura 5.14. Exemplo de amostra de testemunho de sondagem do poço 3-RJS-646 (bloco BM-S-11), reservatório “Pré-sal”, e seu análogo, estromatólito recente na região da Lagoa Salgada....................................................................................................................... 70 Figura 5.15. Seções esquemáticas ilustrando o processo de rifteamento e a exposição das áreas proximais durante o Eoaptiano (A); e o recobrimento da discordância “pré-Aptiano Superior” (B)........................................................................................................................ 71
xi
Lista de tabelas Tabela 5.1 Principais notificações de descobertas no intervalo “Pré sal” em poços pioneiros nos blocos exploratórios situados na região denominada “Pólo Pré Sal” da bacia de Santos................................................................................................................ 45
xii
Lista de quadros
Quadro 5.1. Descrição dos principais reservatórios carbonáticos, de origem microbial, seção Sag nas bacias da margem Leste Meridional.......................................................... 66 Quadro 5.2. Descrição dos principais reservatórios carbonáticos da seção Rifte nas bacias da margem Leste Meridional..................................................................................... 73
xiii
Sumário
Agradecimentos vi
Resumo vii
Abstract viii
Lista de figuras ix
Lista de tabela xi
Lista de quadros xii
1 INTRODUÇÃO .................................................................................................................. 1
2 MÉTODO ........................................................................................................................... 5
3 O MODELO GEOLÓGICO DAS BACIAS ...................................................................... 6
3.1 A evolução do oceano Atlântico Sul .............................................................................. 6
3.2 Bacias da margem Leste Meridional ............................................................................ 17
3.2.1 Bacia de Santos ............................................................................................................. 21
3.2.2 Bacia de Campos .......................................................................................................... 25
3.2.3 Bacia do Espírito Santo ................................................................................................ 30
4 O ANDAR ALAGOAS .................................................................................................... 35
5 O PRÉ-SAL ...................................................................................................................... 40
5.1 O ponto de vista exploratório ....................................................................................... 41
5.2 O ponto de vista geotectônico ...................................................................................... 52
5.3 O ponto de vista estratigráfico ...................................................................................... 61
6 CONCLUSÕES ..................................................................................................................... 74
Referências bibliográficas ........................................................................................................ 77
1
1 INTRODUÇÃO
As recentes descobertas de grandes acumulações de óleo mediano a leve e gás natural
no intervalo “Pré-sal” das bacias da margem continental Leste Meridional brasileira apontam
para a existência de novas e excelentes perspectivas para o setor petrolífero brasileiro
(BARBASSA, 2007). Se confirmados esses volumes recuperáveis, estaremos diante de uma
nova fronteira exploratória, de grande potencial, principalmente nas bacias de Santos e
Campos.
A terminologia “Pré-sal” surge na mídia nacional a partir do ano 2005, quando a
Petrobras realizou as primeiras perfurações exploratórias1 na seção Rifte, em águas
ultraprofundas da bacia de Santos (blocos exploratórios BM-S-10 e 11), obtendo sucesso
geológico2.
A partir da confirmação destas acumulações, o Conselho Nacional de Política
Energética (CNPE3) publicou a Resolução Nº 6, de 8 de novembro de 2007, determinando à
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a exclusão de 41 blocos
exploratórios da 9ª Rodada de Licitações, situados nas bacias do Espírito Santo, de Campos e
de Santos e relacionados às possíveis acumulações em reservatórios do “Pré-sal”. Nessa
resolução, determinou também ao Ministério de Minas e Energia (MME) que avaliasse, no
1 Em 30 de agosto de 2005, a Petrobras, em fato relevante, notifica presença de indícios de petróleo no primeiro poço exploratório do bloco BM-S-10, em águas ultraprofundas da Bacia de Santos, numa área posteriormente conhecida informalmente como "cluster". Em 11 de julho de 2006, a Petrobras, em fato relevante denominado “Petróleo em Áreas de Novas Fronteiras na Bacia de Santos”, relata a descoberta de óleo leve no poço pioneiro 1-BRSA-369A-RJS (1-RJS-628A), do bloco exploratório BM-S-11, situado em lâmina d’água de 2140 metros, distante cerca de 250 quilômetros da costa Sul da cidade do Rio de Janeiro. 2 O sucesso na exploração de petróleo pode ser classificado segundo dois elementos: geológico (ou técnico) e o econômico (ou comercial). O sucesso geológico é alcançado com a descoberta de uma acumulação num alvo exploratório (prospecto ou “lead”), que pode não ser suficientemente atrativo para justificar novos investimentos exploratórios. 3 O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), criado pela Lei no 9.478, de 06 de Agosto de 1997, é um órgão de assessoramento do Presidente da República, responsável pela formulação de políticas e diretrizes de energia destinadas a promover o aproveitamento racional dos recursos energéticos do País. O Decreto Nº 3.520, de 21 de Junho de 2000, dispõe sobre a estrutura e funcionamento, além de outras providências.
2
prazo mais curto possível, as mudanças necessárias no marco legal que contemplem um novo
paradigma de exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil.
Nessa mesma data, a Petrobras relata, em Fato Relevante4, a conclusão da análise dos
testes de formação do segundo poço exploratório (1-RJS-646), perfurado no bloco BM-S-11,
em águas ultraprofundas da bacia de Santos, numa área denominada de Tupi. Neste
comunicado, o volume recuperável de óleo mediano (28º API), é estimado entre 5 e 8 bilhões
de barris de óleo equivalente, apresentando a seguinte definição para estes reservatórios:
“...As rochas do Pré-sal são reservatórios que se encontram abaixo de uma extensa camada de sal, que abrange o litoral do Estado do Espírito Santo até Santa Catarina, ao longo de mais de 800 km de extensão por até 200 km de largura, em lâmina d’água que varia de 1.500 m a 3.000 m e soterramento entre 3.000 e 4.000 metros...”. Em 17 de julho de 2008, através de Decreto Presidencial s/nº, é instituída uma
Comissão Interministerial com a finalidade de estudar e propor as alterações necessárias na
legislação, no que se refere à exploração e à produção de petróleo e gás natural nas novas
províncias petrolíferas descobertas em área denominada “Pré-sal”.
No dia 31 de agosto de 2009, o Poder Executivo Federal apresenta proposta de um novo
marco legal para exploração de áreas estratégicas como o “Pré-sal”, resultado de trabalho
elaborado no âmbito daquela Comissão Interministerial. A proposta encaminhada ao
Congresso Nacional é composta de 4 projetos de lei que dispõem sobre: (a) introdução do
regime de partilha de produção nestas áreas; (b) criação de uma nova empresa pública para
gestão destes contratos; (c) criação de um fundo social, a partir das receitas oriundas das
4 De acordo com a Comissão de Valores Mobiliários, na sua Instrução CVM Nº 31, de 08 de Fevereiro de 1984, considera-se relevante qualquer decisão do acionista controlador, deliberação da assembléia geral ou dos órgãos de administração da companhia, ou qualquer outro ato ou fato de caráter político-administrativo, técnico, negocial ou econômico-financeiro ocorrido ou relacionado aos seus negócios, que possa influir de modo ponderável: I - na cotação dos valores mobiliários de emissão da companhia aberta; ou II - na decisão dos investidores em negociar com aqueles valores mobiliários; ou III - na determinação de os investidores exercerem quaisquer direitos inerentes à condição de titular de valores mobiliários emitidos pela companhia.
3
atividades petrolíferas na “área do pré-sal” e em áreas estratégicas; e (d) cessão de direitos de
exploração e produção da União à Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras.
O Projeto de Lei N.º 5.938/20095, que trata da introdução do novo modelo de
exploração e produção, define geograficamente a área do Pré-sal6, limitando por coordenadas
geográficas em anexo da proposta, cuja delimitação posterior está vinculada à evolução do
conhecimento geológico.
Recentemente, citações e abordagens geológicas sobre estas ocorrências de
hidrocarbonetos têm surgido em apresentações públicas e na bibliografia, como:
(a) “Play7 Pré-sal” (CARMINATTI et al., 2008; GOMES et al., 2008), definido como
modelo conceitual de acumulação de hidrocarbonetos em reservatórios carbonáticos,
de origem microbial, abaixo de camadas de sal do Aptiano;
(b) Modelo de Acumulação da Seção Rifte (CHANG et al., 2008), caracterizado por
acumulações de hidrocarbonetos em altos estruturais da seção Rifte, tendo como
reservatórios rochas siliciclásticas e carbonáticas do andar local “Alagoas”;
(c) “Reservatórios Pré-Sal” (FORMIGLI, 2008; ESTRELLA, 2008), denominados de
reservatórios do tipo sag8, cujo principal reservatório é constituído por
microbialitos9, e, secundariamente, outros carbonatos (coquinas) da seção Rifte.
5 O projeto Lei 5938/2009 dispõe sobre a exploração e a produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos sob o regime de partilha de produção, em áreas do pré-sal e em áreas estratégicas, altera dispositivos da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, e dá outras providências. Sob este novo regime, proposto pelo executivo, parcela da produção de hidrocarbonetos será repartida entre a União e o contratado. 6 No capítulo II - DAS DEFINIÇÕES TÉCNICAS, item IV do projeto Lei 5938/2009, define-se a área do pré-sal como: região do subsolo formada por um prisma vertical de profundidade indeterminada, com superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices estabelecidas no Anexo desta Lei, bem como outras regiões que venham a ser delimitadas, em ato do Poder Executivo, de acordo com a evolução do conhecimento geológico. 7 Play consiste num modelo conceitual para um estilo de acumulação de hidrocarbonetos, utilizado por exploracionistas, para a investigação ou desenvolvimento de prospectos numa bacia, região ou num determinado trend. 8 A denominação sag (flexura, curva ou dobra, em Inglês) faz alusão a fase (ou estágio) de quiescência tectônica, ainda dentro da evolução da tectônica rifte, na sua parte superior, cujos sedimentos teriam sido depositados em uma “bacia tipo sag”. Esta fase ou estágio é composta por uma sequência de camadas sub-horizontais, resultado de subsidência termal, flexural, apresentando atividade tectônica rúptil escassa.
4
Historicamente, acumulações de hidrocarbonetos em estratos do Cretáceo Inferior,
depositados nas bacias de rifte da margem Leste brasileira anteriores à deposição de
evaporitos do Aptiano, já haviam sido encontradas no campo terrestre de Carmópolis
(reservatórios conglomeráticos e embasamento fraturado, selados por evaporitos e folhelhos
aptianos), descoberto em 1963, na bacia de Sergipe-Alagoas; e, em águas rasas da margem
continental, na bacia de Campos, desde a década de 1970, em basaltos fraturados do
Neocomiano e coquinas do Barremiano.
Diante destas recentes discussões sobre o novo marco regulatório para o setor de
petróleo e gás natural no Brasil, a circunscrição do conceito geológico do intervalo “Pré-sal”
torna-se necessária e envolve questões exploratórias além da abrangência geográfica desta
província, tais como limites estratigráficos, natureza do sistema petrolífero, homogeneidade
dos reservatórios e continuidade das acumulações, que necessitam ser discutidas e analisadas
de maneira que o tratamento regulatório seja o mais adequado e preciso para esta nova
fronteira exploratória.
Neste sentido, o objetivo deste trabalho é o de analisar os conceitos e dados geológicos
disponíveis na literatura para tentar delinear, mais precisamente, o conceito geológico do
termo “Pré-sal”, vis-à-vis as recentes perfurações exploratórias na seção Rifte em águas
ultraprofundas na bacia de Santos, cujos resultados foram de sucesso geológico, além de
outras áreas.
9 Segundo Burne &Moore (1987), ‘microbialitos’ consistem em depósitos orgânico-sedimentares formados pela interação entre comunidades microbiais bentônicas e sedimentos detríticos ou químicos, envolvendo processos de trapeamento e ligamentos de sedimentos detríticos, calcificação inorgânica e biogênica.
5
2 MÉTODO
O desenvolvimento da dissertação tem como base a seleção e avaliação crítica de
trabalhos bibliográficos técnicos publicados acerca da temática “Pré-sal”.
O material utilizado para o desenvolvimento deste trabalho envolveu dezenas de artigos
técnicos e teses relacionadas à geologia das bacias sedimentares na margem Leste brasileira,
bem como os modelos geológicos aplicáveis na exploração de hidrocarbonetos. Não se
utilizaram dados proprietários nem confidenciais, seja de empresas, seja de órgãos públicos.
O foco principal deu-se na abordagem de aspectos evolutivos tectonossedimentares das
bacias da margem Leste Meridional, incluindo análises de seções geológicas, linhas sísmicas
e perfis geofísicos que apresentam o intervalo “Pré-sal” nas bacias de Santos, Campos e
Espírito Santo. Para tanto, discutem-se modelos geológicos sobre a evolução do Atlântico Sul
à luz de novos conceitos geotectônicos, sobretudo no intervalo “Transicional”, de idade
Alagoas, nas bacias da margem Leste (Capítulo 3).
Em seguida, aborda-se o Andar Alagoas cronoestratigraficamente, uma vez que ele
inclui, na margem Leste, o pacote de evaporitos (“Sal”), além dos depósitos carbonáticos e
siliciclásticos sotopostos que constituem os reservatórios “Pré-sal” (Capítulo 4).
Após a abordagem cronoestratigráfica, discute-se o intervalo “Pré-sal” dos pontos de
vista exploratório, geotectônico (fases Rifte / Sin-rifte) e estratigráfico (Capítulo 5).
Por fim, analisados os modelos geológicos, tenta-se circunscrever geologicamente o
conceito de “Pré-sal”.
6
3 O MODELO GEOLÓGICO DAS BACIAS
3.1 A evolução do oceano Atlântico Sul
A evolução das bacias sedimentares da margem continental brasileira (cf. PONTE e
ASMUS, 1978) apresenta quatro estágios (ou fases tectônicas) diferentes: Pré-rifte, Rifte,
Proto-oceânico (Pós-rifte) e Marinho Aberto (Pós-rifte). As clássicas sequências “do
Continente”, “do Lago”, “do Golfo” e “do Mar” documentam em termos paleoambientais,
respectivamente, cada um destes estágios tectônicos que ocorrem no registro estratigráfico das
bacias (PONTE e ASMUS, 1978).
Diferentes modelos e interpretações têm sido propostos para a abertura do Oceano
Atlântico Sul. De uma maneira geral há três abordagens clássicas quanto à sua evolução da
margem: (i) domeamento térmico ou intumescência do manto como causa do afinamento
crustal (ASMUS e BAISCH, 1983); (ii) processos de estiramento litosférico como precursores
da abertura, tendo as anomalias termais papel secundário (CHANG et al., 1992); e (iii)
processos mistos com diferentes taxas de estiramento ao longo da próto-margem (DAVISON,
1998; WHITE e MACKENZIE, 1989).
Atualmente, o modelo mais aceito para a formação das bacias da margem continental e
do Oceano Atlântico baseia-se em conceitos tectonofísicos propostos por White e Mackenzie
(1989). Em síntese, este modelo admite um estiramento litosférico e afinamento da crosta e
litosfera, durante a Fase Rifte, e, posteriormente, uma fase de subsidência termal associada ao
resfriamento da anomalia térmica da astenosfera.
De uma maneira geral, há um entendimento que o desenvolvimento de separações
continentais ocorra de forma episódica ao longo de zonas de fraqueza, com múltiplas fases de
rifteamento e oceanização, constituindo o rifteamento um processo progressivo e diácrono.
Neste sentido, ao longo do processo de ruptura do Megacontinente Gondwana Oeste,
7
enquanto um determinado segmento já se encontrava na fase de espalhamento do assoalho
oceânico, outros ainda se encontram na Fase Rifte, em graus diferenciados de extensão da
crosta.
Os pontos iniciais de abertura teriam sido dois hot spots: Santa Helena e Tristão da
Cunha. Após a instalação destes riftes teria ocorrido a propagação de megafraturas nos
sentidos Sul e Norte.
O trabalho clássico de Ponte e Asmus (1978) constata diferenças no padrão estrutural e
no estilo tectônico ao longo da margem brasileira, permitindo a sua divisão em duas principais
províncias: (a) Região Norte, da bacia Potiguar até a bacia da Foz do Amazonas (hoje
conhecida como margem Equatorial) e, (b) Região Leste-Sudeste, estendendo-se da bacia de
Pelotas até a de Pernambuco-Paraíba (hoje conhecida como margem Leste).
No Norte, os possíveis prolongamentos de cadeias nas zonas de fratura equatoriais e a
deformação de parte do prisma estratigráfico mesozóico sugerem falhamentos transformantes
nos estágios iniciais do desenvolvimento das bacias. Os falhamentos normal e transformante,
mesmo quando contemporâneos, podem ser concebidos como o resultado de um sistema de
cisalhamento ao longo de zonas de fratura equatoriais, com movimentos convergentes (bacia
do Ceará), divergentes (bacia Potiguar), e paralelos (bacia de Barreirinhas). Já ao longo da
margem Leste, ocorrem predominantemente falhamentos normais.
Segundo Chang et al. (1992), a estratigrafia das bacias da margem Leste pode ser
dividida em cinco megassequências (Figura 3.1): Continental, Transicional Evaporítica,
Plataforma Carbonática Rasa, Marinha Transgressiva, e Marinha Regressiva. Destas, as duas
últimas são relacionadas a ciclos eustáticos de margem passiva.
Megassequência Continental —Figueiredo (1981, apud CHANG et al., 1992),
caracteriza, ainda na megassequência Continental, três diferentes associações de fácies e
estilos estruturais, denominadas, da base para o topo: Sin-rifte I, Sin-rifte II e Sin-rifte III.
8
Sin-rifte I—A sequência Sin-rifte I consiste em sedimentos do Neojurássico,
depositados em uma larga depressão conhecida como depressão Afro-Brasileira (PONTE et
al., 1971; ESTRELLA, 1972, apud CHANG et al., 1992). Essa depressão foi preenchida
rapidamente por complexos pacotes de depósitos fluviais e de leques aluviais, além de
pequena quantidade de evaporitos, depositados localmente em ambiente de “playa-lake”.
Arenitos de origem eólica também são comuns nessa sequência. Remanescentes erosivos
desses sedimentos estão preservados nas bacias de Camamu-Almada, Recôncavo-Tucano,
Jatobá e Sergipe-Alagoas. Vale registrar que esta sequência, por ser pouco afetada por
falhamentos, foi originalmente considerada Pré-rifte por Ponte e Asmus (1978).
Sin-rifte II—Durante o Neocomiano (andares locais Rio da Serra e Aratu), a distensão
crustal acelerada gerou uma série de meio-grábens ao longo de toda margem Leste. Ao norte
(bacias do Recôncavo, Tucano e Sergipe-Alagoas), lagos profundos com coluna d’água
estratificada foram formados e preenchidos por folhelhos ricos em matéria orgânica e
turbiditos associados a clásticos flúvio-deltaicos. Ao sul (principalmente, as bacias de Santos
e Campos), o vulcanismo foi bastante ativo. Os lagos tornaram-se progressivamente mais
rasos e os eventos vulcânicos menos marcantes, com a sedimentação caracterizada por
depósitos lacustres de textura fina associados a clásticos vulcânicos.
Sin-rifte III—Durante o Barremiano (andares locais Buracica e Jiquiá), rochas
carbonáticas compostas por biválvios e ostracodes foram acumuladas em altos estruturais, e
sedimentos flúvio-deltaicos e lacustres foram depositados nos baixos adjacentes. Essas
sequências contêm espessos pacotes ricos em matéria orgânica, que representam períodos de
nível de lago alto em sentido ao topo. A salinidade dos lagos da sequência Sin-rifte III
aumenta gradualmente, chegando quase a níveis normais de água do mar.
Megassequência Transicional Evaporítica —Na maior parte das bacias marginais, a
Megassequência Continental é coberta por sedimentos aptianos (localmente Andar Alagoas)
9
da Megassequência Transicional. A separação dessas duas megassequências é marcada por
uma discordância angular (discordância "pré-Aptiano Superior" (sic) segundo Dias, 2004)
evidente; que caracterizaria a peneplanização da topografia do rifte ao final dessa fase.
Localmente esta discordância foi coberta por uma cunha relativamente delgada de clásticos
derivados das terras altas adjacentes, sendo gradualmente inundada por água salgada
proveniente do oceano localizado a sul. A progressiva transgressão resultou no
desenvolvimento de estreito e restrito mar ao longo da margem Leste (norte da bacia de
Pelotas até bacia de Sergipe-Alagoas), resultando na deposição de espessas camadas de
evaporitos.
Megassequência Carbonática de Plataforma Rasa — Durante o Albiano, a abertura
gradual da estreita passagem marinha fez com que os evaporitos aptianos fossem sucedidos
por uma plataforma carbonática de alta energia em situações de águas rasas, e calcilutitos em
águas profundas. Ao longo da antiga linha de costa albiana, sistemas clásticos do tipo "fan-
delta" se desenvolveram, intercalando-se com os sedimentos carbonáticos. O modelo
desenvolvido por Spadini et al. (1988, apud CHANG et al., 1992) para esta sequência é de
uma rampa carbonática típica, deformada pela halocinese que controlou a distribuição de
fácies dos carbonatos de água rasa e, especialmente, os bancos de oólitos e oncolitos.
Megassequência Marinha Transgressiva— Ao final do Albiano, o gradual
afundamento da bacia, acompanhado de transgressão marinha, resultou no afogamento da
plataforma carbonática de alta energia (CHANG et al., 1988) e na deposição de sequências de
baixa energia, representadas por calcilutitos ritmicamente estratificados, margas e folhelhos
com conteúdo calcífero e planctônico. Ao final do Albiano – início do Cenomaniano,
condições batiais já tinham sido estabelecidas na bacia (DIAS-BRITO, 1987;
KOUTSOUKOS e DIAS-BRITO, 1987, apud CHANG et al., 1992). A sedimentação
turbidítica arenosa está presente nessa sequência ao longo de toda a margem, sendo mais bem
10
estudada na bacia de Campos. Foram identificados dois modelos de ocorrência deste tipo de
sedimentação episódica: canalizada, controlada pela tectônica do sal; e, em lençol, que pode
gerar corpos contínuos de 250 km² (BARROS et al., 1982, apud CHANG et al., 1992).
Megassequência Marinha Regressiva. —A sedimentação de margem passiva no
cenozóico passa a apresentar um caráter regressivo, caracterizado pela configuração típica do
offlap, através de sucessivas sequências formadas por sedimentos depositados em ambientes
flúvio-deltaicos, com ocorrência de leques deltaicos e plataformas (siliciclásticas e
carbonáticas). Em algumas áreas, o padrão progradacional pode ser substituído por um padrão
agradacional vertical, refletindo bioconstruções carbonáticas de alta energia. A parte sul da
margem brasileira foi dominada por sistemas siliciclásticos, enquanto ao norte as plataformas
carbonáticas foram mais bem desenvolvidas.
Figura 3.1. Reconstruções paleogeográficas das sequências Sin-rifte e MegasequênciasPós-rifte, Evaporítica Transicional e Plataforma carbonática rasa (CHANG et al., 1992).
11
A Figura 3.2, modificada de Chang et al. (1992), apresenta seções geológicas de bacias
meso-cenozóicas ao longo da margem leste brasileira. De maneira geral, as principais
diferenças entre as bacias dizem respeito a:
(a) variação da espessura e tipo de sedimentação da Fase Rifte;
(b) deformação halocinética diferenciada em função das fisiografias distintas do
substrato pré-sal, e da variação do aporte sedimentar ao longo da margem e;
(c) taxas de acomodação sedimentar diferenciadas para a seção da Fase Pós-rifte,
especialmente na seção cretácea.
12
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Cabe destacar aqui que, na análise do desenvolvimento dos riftes brasileiros, há uma
corrente de autores (e. g. , DIAS, 1991, MAGNAVITA, 1992) que seguem a classificação
tectono-sedimentar proposta por Asmus e Porto (1980, apud BUENO, 2004), onde o início da
Fase Rifte coincide com a sequência deposicional lacustre, e outra corrente (e. g., CHANG et
al., 1998), que considera seu início já durante a época de acumulação da Megassequência
Continental (Sin-rifte I, cf. CHANG et al., 1992).
Cainelli e Mohriak (1999), ao abordar a evolução geodinâmica do Atlântico Sul em sua
margem divergente, definem cinco principais fases evolutivas (Figura 3.3), com diferentes
padrões de tectônica e sedimentação.
A primeira fase (Figura 3.3a) estaria relacionada aos processos iniciais da separação
entre os continentes sulamericano e africano, apresentando soerguimentos localizados e falhas
incipientes. O início da segunda fase (Figura 3.3b) é caracterizado por um aumento do
estiramento litosférico, coincidindo com extrusão de lavas basálticas e atividade de falhas
crustais, resultando na formação de semigrábens preenchidos por sedimentos continentais
lacustres (Neocomiano–Barremiano). Ao final da segunda fase, há um novo aumento da
extensão litosférica, que é marcada por grandes falhas que rotacionam os blocos de rifte
anteriormente formados, sendo então cobertos por sedimentos menos rotacionados. A origem
da crosta oceânica, provavelmente no final dos episódios de rifteamento, está relacionada à
Dorsal Mesoatlântica. Em algumas bacias, estas primeiras manifestações de espalhamento
oceânico estão associadas a vulcanismo subaéreo, responsável pela formação de seaward-
dipping reflectors (HINZ, 1981; MUTTER, 1982; MUTTER et al., 1985; MOHRIAK et al.,
1998; apud CAINELLI e MOHRIAK, 1999).
A terceira fase (Figura 3.3c) compreenderia episódios de magmatismo continental e
oceânico, reativação de grandes falhas e erosão de blocos de rifte, formando uma discordância
14
regional (breakup unconformity), e separando ambientes de deposição tipicamente continental
(lacustre e fluvial) de ambientes transicionais e marinhos (Figura 3.3d).
Sobre essa discordância angular algumas bacias registram uma espessura significativa
de sedimentos aptianos, pouco afetados por falhas, que constituem uma sequência sedimentar
do estágio final de rifte e que localmente podem dar origem a rochas geradoras e reservatórios
de hidrocarbonetos.
Em síntese, esta fase, interpretada por Henry et al. (1995) como preenchimento tipo sag
basin, corresponderia à deposição terrígena e carbonática aptiana, com incursões marinhas
localizadas e deposição de rochas geradoras de hidrocarbonetos, que culminou com a
deposição de evaporitos (sais) no topo da sequência.
Os evaporitos foram depositados sobre uma proeminente discordância causada por um
soerguimento regional após a fase Rifte, cuja continuidade pode ser observada ao longo de
toda margem Leste brasileira.
O principal componente desta sequência evaporítica é a halita, que constitui cerca de
80% dos sais presentes. A aniditra e sais complexos, especialmente taquiditra e carnalita,
intercalam-se com a halita, formando ciclos bem definidos (GAMBOA et al., 2008).
A magnitude da espessura desta sequência de evaporitos pode chegar até 2.500 m em
locais com baixa deformação na bacia de Santos. A previsão de tempo para a deposição de
toda a seqüência é entre 400 e 600 ka. As taxas de deposição de cada ciclo são bastante
variáveis em função da quantidade de cada tipo de evaporito (FREITAS, 2006).
O desenvolvimento desta bacia evaporítica aptiana está associado a um clima árido e a
periódicas transgressões marinhas que invadiram esta região, estendendo-se desde a Bacia de
Santos até a Bacia de Sergipe-Alagoas (PONTE e ASMUS, 1978).
A quarta fase (Figura 3.3d) corresponde à efetivação do centro de espalhamento
oceânico e o início da deriva continental.
15
A fase seguinte, quinta fase de Cainelli e Mohriak (1999), se iniciaria com a deposição
de carbonatos plataformais albianos, progressivamente substituídos por sequências terrígenas
(sedimentos marinhos de águas profundas). Esta última sedimentação deveu-se a um aumento
de paleobatimetria no Cenomaniano e Turoniano, aumentando o espaço para acomodação e o
afluxo de sedimentos Pós-rifte (Figura 3.3e).
Ainda de acordo com Cainelli e Mohriak (1999), esta quinta fase foi subdividida com
base nas diferenças existentes entre os registros do Cretáceo e do Terciário. Do ponto de vista
deposicional, no Eocretáceo predominam seções carbonático-terrígenas, enquanto no
Neocretáceo ocorre subsidência pronunciada, associada a uma maior taxa de subsidência
termal que condicionou o aprofundamento da bacia e a predominância de sedimentos pelíticos
e/ou de hiatos deposicionais (e.g., bacia de Campos), ou a acumulação de espessas cunhas
areno-pelíticas (e.g., bacia de Santos). A diferença deve-se ao soerguimento pronunciado da
proto Serra do Mar, na contraparte continental da bacia de Santos, e à subsidência
relativamente maior nesta bacia, relativa ao resfriamento e à subsidência subseqüentes ao
soerguimento de isotermas causado pela pluma de Tristão da Cunha. Nesse caso, infere-se que
soerguimentos transientes associados a plumas do manto tenham induzido a uma menor
subsidência mecânica na Fase Rifte e, em consequência, a uma maior subsidência termal no
início da Fase Pós-rifte.
16
Figura 3.3. Modelo geodinâmico esquemático da margem continental divergente. A descrição sobre evolução geotectônica, representada pelas letras a, b, c, d, e, estão descritas no texto (CAINELLI e MOHRIAK, 1999).
17
3.2 Bacias da Margem Leste Meridional
As bacias marítimas de Pelotas, Santos, Campos e Espírito Santo (Figura 3.4) estão
localizadas na margem Leste Meridional brasileira. Em função de similaridades na evolução
tectonossedimentar, as três últimas apresentam sistemas petrolíferos análogos. Alguns autores
como Pereira e Macedo (1990) e Mello et al. (2002) tratam-nas como uma única província
petrolífera.
Figura 3.4 Mapa de localização das bacias sedimentares da margem Leste Meridional brasileira. O polígono irregular em azul, bordejado por linhas pontilhadas em azul, representa as rochas reservatórios do “Pré-sal”, segundo Estrella, 2008. A linha em vermelho define o limite Leste dos evaporitos; a linha azul escuro, o limite oeste do “SAG Carbonático”. Os limites das bacias são representados pelas linhas pretas pontilhadas e os polígonos regulares coloridos representam os blocos exploratórios sob concessão (fontes: BDEP, Nov. 2009 e ESTRELLA, 2008).
18
Estas bacias, assim como outras bacias da margem brasileira e do oeste africano, foram
formadas no Cretáceo Inferior, durante o rompimento do continente Gondwana.
Como todas as bacias de margem passiva atlântica, a história geológica pode ser
dividida em três principais fases: Rifte, Transição (ou Evaporítica) e Margem Passiva. No que
diz respeito à Fase Rifte, merece atenção a parte superior do rifte, denominada de Sag,
caracterizada como por uma relativa quiescência tectônica, onde predomina a flexura termal
da crosta (Figura 3.5).
De uma maneira geral, a correlação entre as colunas estratigráficas destas bacias aponta
para uma evolução sedimentar e tectônica praticamente semelhante até o Campaniano. As
principais diferenças referem-se às condições tectonossedimentar locais. Dentre elas,
podemos destacar a ocorrência de enorme cunha clástica progradacional no final do Cretáceo
na bacia de Santos (Formação Juréia).
Outra grande diferença evolutiva diz respeito à presença de derrames de basaltos e
rochas vulcanoclásticas cobrindo partes das bacias de Santos e de Campos, durante o
estabelecimento dos riftes no Neocomiano, enquanto na bacia do Espírito Santos observa-se
sequência sedimentar continental abrangendo o Neocomiano ao Barremiano.
No que diz respeito a acumulações de hidrocarbonetos observa-se que, nestas bacias da
margem Meridional, os evaporitos desempenharam um papel importante para estas
ocorrências.
Se por um lado, a tectônica salífera controlou a migração e distribuição de
hidrocarbonetos para os reservatórios pós-sal (carbonatos albianos e siliciclásticos do
Cretáceo Superior) por meio de falhas lístricas; a movimentação do sal subjacente resultou
numa série de trapas combinadas, estratigráficas e estruturais, onde estão localizados vários
campos de hidrocarbonetos (Figueiredo e Mohriak, 1984). Algumas destas situações,
19
correspondem a plays associados a reservatórios subsal alóctone, como por exemplo, na
região de águas profundas da Bacia do Espírito Santo.
Por outro, reservatórios carbonáticos (barremianos / aptianos) ocorrem no intervalo
“Pré-sal”, por exemplo, em águas ultraprofundas da bacia de Santos, abaixo de grande
espessura de sal estratificado autóctone e dobrado por compressão regional.
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3.2.1 Bacia de Santos
A bacia de Santos, totalmente imersa, está localizada na porção sudeste da margem
continental brasileira, em frente aos estados do Rio de Janeiro, São Paulo, Paraná e Santa
Catarina (figuras 3.4 e 3.6). A área total da bacia é de aproximadamente 272.000 km², até a
cota batimétrica de 3.000 m. Ela figura entre as maiores bacias sedimentares do Brasil.
Limita-se a sul pelo “Alto de Florianópolis, que a separa da bacia de Pelotas, e seu limite
norte ocorre através do “Alto de Cabo Frio”, que a separa da Bacia de Campos.
Figura 3.6. Mapa de localização dos limites da bacia de Santos. Os polígonos coloridos representam blocos e campos em concessão, a linha em marrom pontilhada define os limites geológicos da bacia. (fonte: ANP/BDEP, fev. 2010).
Com uma espessura sedimentar superior a 10.000 metros, a bacia representa uma das
maiores depressões da margem continental brasileira. A coluna estratigráfica da bacia de
Santos foi inicialmente definida na década de 1970. Pereira e Feijó (1994), com poucos poços
disponíveis, estabeleceram um arcabouço cronoestratigráfico em termos de sequências
deposicionais.
22
O arcabouço estratigráfico da bacia de Santos (Figura 3.7) compreende três
supersequências, correspondendo genericamente às fases Rifte, Pós-rifte (ou Transicional) e
Drifte, conforme Moreira et al. (2007)
A mais antiga, corresponde à Supersequência Rifte e compreende as antigas formações
Camboriú e Guaratiba de Pereira e Feijó (1994). Moreira et al. (2007), na atualização do
arcabouço estratigráfico da bacia, elevam a antiga Formação Guaratiba à categoria de grupo,
sendo composto por cinco formações, das quais três estão inseridas na Fase Rifte (formações
Camboriú, Piçarras e Itapema).
A Formação Camboriú, de idade hauteriviana, é constituída por derrames de basaltos,
sobre os quais se assenta a Formação Piçarras, do Barremiano, representada por
conglomerados e arenitos polimíticos constituídos de fragmentos de basalto, quartzo,
feldspato, nas porções proximais, e por arenitos, siltitos e folhelhos de composição
talcoestevensítica nas porções lacustres. Já a Formação Itapema caracteriza-se por apresentar
intercalações de calcirruditos e folhelhos escuros. Os calcirruditos, informalmente
denominados de “sequência das coquinas” na bacia de Campos, são constituídos por
fragmentos de conchas de pelecípodes que frequentemente encontram-se dolomitizados e/ou
silicificados. Nas porções mais distais ocorrem folhelhos escuros, ricos em matéria orgânica,
que se constituem no potencial gerador (cf. MELLO et al., 1995), como acontece em outras
bacias da margem Leste brasileira.
A Supersequência Rifte é recoberta por uma Supersequência Pós-rifte (ou Transicional),
segundo Moreira et al. (2007), depositada em paleoambiente entre continental e marinho raso
bastante estressante, correspondendo às formações Barra Velha e Ariri, ambas do grupo
Guaratiba.
23
Figura 3.7. Colunas estratigráficas da bacia de Santos (fonte: MOREIRA et al., 2007).
24
A Formação Barra Velha, subdividida em duas sequências , inferior e superior, tem seu
limite inferior dado pela discordância conhecida como “Pré-Alagoas” (cf. MOREIRA et al.,
2007). A sequência inferior, do início do Aptiano, caracteriza-se pela deposição de calcários
microbiais, estromatólitos e laminitos nas porções proximais e folhelhos nas porções distais.
Ocorrem também grainstones e packstones compostos por fragmentos dos estromatólitos e
bioclástos (ostracodes) associados. Já na sequência superior, final do Aptiano, há ocorrência
de calcários estromatolíticos e laminitos microbiais, localmente dolomitizados.
O limite entre essas sequências é dado por uma discordância de caráter regional
(discordância "IntraAlagoas", (sic) cf. MOREIRA et al., 2007), caracterizada por um refletor
sísmico de forte impedância acústica positiva.
Sobreposta à Formação Barra Velha ocorre a deposição de evaporitos, compostos
principalmente por halita e anidrita da Formação Ariri, do final do Aptiano.
A Supersequência Drifte (cf. MOREIRA et al., 2007) está associada à subsidência
térmica da bacia com tectônica adiastrófica associada, sendo constituída por sedimentos
marinhos, depositados do Albiano ao Recente. Esta supersequência é subdividida em três
sequências: Marinho Raso (plataforma carbonática), Marinho Aberto Transgressivo e
Marinho Aberto Regressivo.
Em relação ao sistema petrolífero10 da bacia de Santos (Figura 3.8), restrito à
configuração subsal (intervalo“Pré-sal”), objeto deste trabalho, teriam como rochas geradoras
potenciais, folhelhos negros ricos em matéria orgânica, intercalados com carbonatos,
depositados em paleoambiente lacustre (formações Itapema e Piçarras do Grupo Guaratiba) e;
como reservatórios, carbonatos das formações Itapema (coquinas) e Barra Velha
(microbialitos), ambos do Grupo Guaratiba, podendo ainda ocorrer em rochas siliciclásticas
10Sistema petrolífero é definido como um sistema natural de hidrocarbonetos fluidos que engloba a cozinha de geração (volume de rocha geradora ativa), todo óleo e gás gerado por esta, as rochas reservatório, os selos, a sobrecarga sedimentar, além dos processos formadores de armadilha e de geração-migração-acumulação.
25
(Formação Piçarras) e basaltos fraturados (Formação Camboriú). A migração de
hidrocarbonetos gerados na seção rifte deu-se através de contato direto entre as rochas
geradoras e as rochas reservatórios da seção rifte. Já a presença de extensa camada de sal
(Formação Ariri) sobreposta, provavelmente foi responsável por um selante quase perfeito
para este sistema petrolífero.
Figura 3.8. Carta de eventos do sistema petrolífero, configuração subsal, da bacia de Santos (modificada de CHANG et al., 2008). Observar que a partir do tempo geológico Cenozóico, a escala encontra-se reduzida.
3.2.2 Bacia de Campos
A bacia de Campos, situada no litoral dos estados do Rio de Janeiro e do Espírito Santo
(figuras 3.4 e 3.9), abrange uma área total aproximada de 102.000 km2, da qual 6.500 Km2
são em terra e 95.500 Km² são em mar até a cota batimétrica de 3.000 m. Limita-se ao sul
pelo “Alto de Cabo Frio”, que a separa da bacia de Santos; e ao norte pelo “Alto de Vitória”
que constitui o limite com a bacia do Espírito Santo.
Genericamente, o arcabouço estratigráfico (Figura 3.10) da bacia de Campos, segundo
Winter et al. (2007), pode ser dividido em três Supersequências: Rifte, Pós-rifte e Drifte,
associadas a diferentes fases de desenvolvimento da bacia.
Cen. Tu Co Sa Camp Maas P N
Rocha Fonte
Reservatório
Selo
Soterramento
Formação deTrapas
Geração / Migração
1 formações Itapema e Piçarras (Grupo Guaratiba) 4 Formação Ariri (Grupo Guaratiba)2 Formação Camboriú (Grupo Guaratiba) 5 Seção Rifte + Pós-Rifte3 formações Piçarras, Itapema e Barra Velha (Grupo Guaratiba) 6 Altos estruturais do rifte
13
45
Tempo Geológico/Eventos
Sistemas PetrolíferosBarremiano AptianoHauteriviano
MesozóicoK
CenozóicoTer
Albiano
2
67
26
Assim como as demais bacias da margem Leste que contêm sequências de evaporitos,
caracteriza-se por apresentar dois estilos tectônicos bem distintos: uma tectônica diastrófica,
que afeta os sedimentos da Fase Rifte (Supersequência Rifte sensu WINTER et al, 2007), e
uma tectônica adiastrófica, relacionada à halocinese, que atua sobre os sedimentos da Fase
Transicional (Supersequência Pós-rifte sensu WINTER et al, 2007) e Drifte. Uma importante
discordância, conhecida como discordância “pré-neo-Alagoas” (cf. WINTER et al., 2007), de
idade aptiana, separa estes padrões tectônicos.
Figura 3.9. Mapa de localização dos limites da bacia de Campos. Os polígonos coloridos representam blocos e campos em concessão, a linha em marrom pontilhada define os limites geológicos da bacia. (fonte: ANP/BDEP, fev. 2010).
O padrão tectônico desta Fase Pós-rifte é caracterizado principalmente por falhas
relacionadas a fluxo de sal, de geometria lístrica, com anticlinais e calhas associadas, domos e
diápiros de sal e estruturas geneticamente relacionadas. Algumas reativações de falhas
do embasamento também afetam os sedimentos das fases Transicional e Drifte.
27
Figura 3.10. Colunas estratigráficas da bacia de Campos (fonte: WINTER et al., 2007).
28
A Supersequência Rifte, Neocomiana, de origem continental, é composta de basaltos da
Formação Cabiúnas (sensu RANGEL et al., 1994), além de expressiva quantidade de
sedimentos siliciclásticos e carbonáticos (principalmente coquinas) da porção inferior do
grupo Lagoa Feia, conforme Winter et al. (2007).
Essa porção inferior é representada pelas formações Itabapoana e Atafona, (cf.
WINTER et al., 2007) e Formação Coqueiros (cf. RANGEL et al., 1994), todas pertencentes
ao atual Grupo Lagoa Feia, antiga Formação Lagoa Feia.
A Formação Coqueiros, porção intermediária do Grupo Lagoa Feia, caracteriza-se por
intercalações de camadas de folhelhos e carbonatos lacustres compostos, predominantemente,
por moluscos bivalves. Estes depósitos de conchas chegam a formar espessas camadas
porosas, acima de 100 m, denominadas barras de coquinas. Os pacotes de coquinas porosas
foram depositados em ambiente de alta energia e se constituem em reservatórios produtores
de petróleo.
A Supersequência Pós-rifte de Winter et al. (2007), limitada na base pela discordância
“pré-neo-Alagoas”, é constituída pelas formações Itabapoana (conglomerados da parte
superior), Gargaú, Macabu e Retiro, todas do Grupo Lagoa Feia, das quais apenas esta última
(Formação Retiro) já havia sido definida por Rangel et al. (1994).
Esta Supersequência, caracterizada por um paleoambiente transicional, de uma maneira
geral é representada por uma espessa seção de clásticos, que passam lateralmente para uma
sedimentação carbonática, nas porções mais distais da bacia, sendo coberta por um pacote de
depósitos evaporíticos (Formação Retiro) do final do Aptiano.
A Formação Gargaú está representada predominantemente por rochas lutíticas, tais
como folhelhos, siltitos e margas, intercalados por arenitos e calcilutitos, que gradam
distalmente para os calcários da Formação Macabu. Já a Formação Macabu está representada
29
essencialmente por calcários (estromatólitos e laminitos microbiais) depositados em
paleoambiente subaquoso árido e raso.
O topo desta Supersequência é marcado por espesso pacote evaporítico (Formação
Retiro), composto essencialmente por anidrita e halita, depositado em paleoambiente marinho,
tectonicamente calmo e climaticamente severo (árido e semi-árido).
A Supersequência Drifte (cf. WINTER et al., 2007), compreende os sedimentos
marinhos depositados sob um regime de subsidência térmica associada a tectonismo
adiastrófico. Assim como na bacia de Santos, esta supersequência é subdividida em 3
principais paleoambientes deposicionais: Marinho Raso (plataforma carbonática rasa),
Marinho Aberto Transgressivo e Marinho Aberto Regressivo. A dispersão e acumulação dos
sedimentos nesta supersequência foi fortemente afetada por halocinese.
Quanto aos elementos essenciais e processos formadores de acumulações de petróleo na
bacia de Campos (Figura 3.11), restrito à configuração subsal (intervalo“Pré-sal”), objeto
deste trabalho, temos como rochas geradoras potenciais, folhelhos negros ricos em matéria
orgânica, intercalados com carbonatos, depositados em ambiente lacustre (formações Atafona
e Coqueiros do Grupo Lagoa Feia) e; como reservatórios, carbonatos das formações
Coqueiros (coquinas) e Macabu (microbialitos), ambos do Grupo Lagoa Feia, podendo ainda
ocorrer em rochas siliciclásticas (Formação Itabapoana) e basaltos fraturados (Formação
Cabiúnas). Semelhante a bacia de Santos, a presença de extensa camada de sal (Formação
Retiro) sobreposta, representa um selante quase perfeito para o sistema petrolífero presente.
30
Figura 3.11. Carta de eventos do sistema petrolífero, configuração subsal, da bacia de Campos (modificada de GUARDADO et al., 2000). Observar que a partir do tempo geológico Cenozóico, a escala encontra-se reduzida.
3.2.3 Bacia do Espírito Santo
A bacia do Espírito Santo localiza-se desde o sul do Estado da Bahia até o centro-sul do
Estado do Espírito Santo (figuras 3.4 e 3.12). Apresenta uma área de 41.500 km2, dos quais
3.000 km2 em terra. Ao sul, o limite com a bacia de Campos é definido pelo “Alto de Vitória”
e a norte com a bacia de Mucuri.
Segundo França et al. (2007) a evolução tectonossedimentar da bacia, assim como as
demais bacias da margem Leste brasileira, é representada por três Supersequências principais,
conhecidas como Rifte (Neocomiano ao início do Aptiano), Pós-rifte (final do Aptiano) e
Drifte (Albiano ao Recente).
A primeira coluna estratigráfica formal da bacia do Espírito Santo foi apresentada por
Asmus et al. (1971, apud FRANÇA et al., 2007). Trabalho recente de França et al. (2007)
apresenta uma revisão do arcabouço cronoestratigráfico desta bacia (Figura 3.13). Todavia,
diferente do ocorrido nas bacias de Santos e Campos, os autores mantiveram a versão de
Vieira et al. (1994).
Durante a Fase Rifte (Supersequência Rifte, sensu FRANÇA et al., 2007) o estiramento
crustal resultou na formação de falhamentos normais de direção aproximada N-S, que
produziram horstes e meio-grábens, limitados no topo por uma discordância regional pré-
aptiana. Nesta época, o paleoambiente predominante era lacustre com contribuição fluvial e
Cen. Tu Co Sa Camp Maas P N
Rocha Fonte
Reservatório
Selo
Soterramento
Formação deTrapas
Geração / Migração
1 formações Atafona e Coqueiros (Grupo Lagoa Feia) 4 Formação Retiro (Grupo Lagoa Feia)2 Formação Cabiúnas 5 Seção Rifte + Pós-Rifte3 formações Coqueiros e Macabu; Itabapoana (Grupo Lagoa Feia) 6 Altos estruturais do rifte
5
Mesozóico Cenozóico Tempo Geológico/Eventos
Sistemas PetrolíferosK Ter
Hauteriviano Barremiano Aptiano Albiano
67
12 3
4
31
aluvial nas bordas dos falhamentos. Nesta fase, também são reconhecidas intercalações de
rochas vulcânicas (Formação Cabiúnas).
Figura 3.12. Mapa de localização dos limites (linhas pontilhadas) da bacia do Espírito Santo. Os polígonos coloridos representam blocos e campos em concessão, a linha em marrom pontilhada define os limites geológicos da bacia. (fonte: ANP/BDEP, fev. 2010).
O preenchimento sedimentar, típico de ambiente continental, deu-se por arenitos e
conglomerados (Membro Jaguaré), intercaldos por folhelhos, calcários (coquinas) e margas
(Membro Sernambi). Estas rochas representam a Formação Cricaré, que, em parte, pode ser
correlacionada com os grupos Lagoa Feia (bacia de Campos) e Guaratiba (bacia de Santos).
A Supersequência Transicional (Pós-rifte, sensu FRANÇA et al., 2007) é representada
por sedimentos siliciclásticos (Membro Mucuri) e evaporíticos (Membro. Itaúnas) da
Formação Mariricu, registro das primeiras incursões marinhas na bacia.
32
Figura 3.13. Colunas estratigráficas da bacia do Espírito Santo (FRANÇA et al., 2007).
33
Os sedimentos desta fase possuem ampla distribuição lateral, assentando-se
discordantemente sobre o embasamento Pré-cambriano ou sobre a Formação Cricaré. Os
falhamentos lístricos, de direção aproximada N-S, produziram blocos escalonados para leste.
Durante a Fase Drifte (Supersequência Drifte sensu FRANÇA et al., 2007), uma grande
cunha sedimentar marinha, composta de rochas siliciclásticas e carbonáticas, preencheu esta
bacia.
Esta Supersequência pode ser dividida em uma seção marinha transgressiva,
representada pelo Grupo Barra Nova, final do Albiano – início do Cenomaniano, e uma seção
marinha transgressiva-regressiva, representada pelo Grupo Espírito Santo, Cenomaniano ao
Recente.
A bacia do Espírito Santo difere da bacia de Campos por apresentar na sua Fase Rifte
(pré-evaporítica), pelo menos na parte rasa mais conhecida, predominância de sedimentos
clásticos grossos, com poucos folhelhos lacustres (folhelhos geradores). Entretanto, supõe-se
que depósitos mais espessos desta litologia possam ocorrer nas partes distais da bacia.
Em relação ao provável sistema petrolífero da bacia do Espírito Santo (Figura 3.14),
restrito à configuração subsal (intervalo “Pré-sal”), objeto deste trabalho, teria como rocha
geradora potencial, folhelhos ricos em matéria orgânica, depositados em ambiente lacustre
salino (Membro Sernambi da Formação Cricaré) e; como reservatórios, carbonatos (coquinas)
também do Membro Sernambi, rochas siliciclásticas (Membro Jaguaré da Formação Cricaré
e; membro Mucuri da Formação Mariricu).
Da mesma forma que as bacias descritas anteriormente, a migração de hidrocarbonetos
gerados na seção rifte pode se dar através do contato direto entre as rochas geradoras e
reservatórios da seção rifte. Já a presença de extensa camada de sal (Membro Itaúnas da
Formação Mariricu) sobreposta, provavelmente pode ser um selante para este sistema
petrolífero.
34
Figura 3.14. Carta de eventos do sistema petrolífero, configuração subsal, da bacia do Espírito Santo (adaptado de MELLO et al., 1995). Observar que a partir do tempo geológico Cenozóico, a escala encontra-se reduzida.
Cen. Tu Co Sa Camp Maas P N
Rocha Fonte
2 3 4 Reservatório
Selo
Soterramento
Formação deTrapas
Geração / Migração
1 Membro Sernambi (Formação Cricaré) 4 Membro Mucuri (Formação Mariricu) 7 Altos estruturais do rifte2 Membro Jaguaré (Formação Cricaré) 5 Membro Itaúnas (Formação Mariricu)3 Membro Sernambi (Formação Cricaré) 6 Seção Rifte + Pós-Rifte
8
6
Tempo Geológico/Eventos
Sistemas PetrolíferosK Ter
Hauteriviano Barremiano Aptiano Albiano
5
7
1
Mesozóico Cenozóico
35
4 O ANDAR ALAGOAS
Conceitualmente, o Cretáceo (creta, calcário em Latim) trata de um sistema geológico
cujos terrenos ocorrem no entorno da bacia de Paris e estendem-se pela Europa, originalmente
definidos por Omalius d´Halloy, em 1822, como uma sucessão de calcários com tufas,
arenitos e argilitos.
Desde então, a evolução do conceito cronoestratigráfico do sistema envolveu a
concepção de 12 andares definidos originalmente com base em biozonas de amonóides, que
são: Berriasiano, Valanginiano, Hauteriviano, Barremiano, Aptiano, Albiano, Cenomaniano,
Turoniano, Coniaciano, Santoniano, Campaniano e Maastrichtiano, os quais foram
subdivididos em duas séries (Cretáceo Inferior e Cretáceo Superior), muito embora haja
referência a uma série informal mediana (“Cretáceo médio”).
O Cretáceo Inferior (Figura 4.1) contém os andares do Berriasiano ao Albiano, ou o
Neocomiano, considerado informalmente envolvendo os andares do Berresiano ao
Hauteriviano. Dentre esses andares, o Aptiano trata do intervalo de maior interesse do
presente estudo por envolver a grande parte do andar local Alagoas, que ainda contém parte
inferior do andar Albiano, e parte superior do andar local Jiquiá, que se superpõe à base do
Andar Aptiano em sua parte superior (q.v. REGALI e VIANA, 1989).
O limite Aptiano/Albiano, em depósitos de águas profundas da província Tetiana, é
caracterizado por fácies argilosas ricas em matéria orgânica e que contêm elevados valores
isotópicos de C (δ 13C), conhecidos como o conjunto de eventos OAE1b11 (Urbino, Paquier e
11 Os eventos anóxicos oceânicos (OAE - Oceanic Anoxic Events) consistem em episódios globais de deposição e preservação do carbono orgânico, em função de variações nas condições oceânicas (por exemplo: redução do nível de oxigenação e aumento do nível do mar) associadas às mudanças ambientais em curtos períodos de tempo e que estão relacionadas às variações do ciclo global de carbono. (ARTHUR et al., 1979). Schlanger e Jenkyns (1976) propuseram que o primeiro evento anóxico subdividiu-se em 3 subeventos: no Aptiano (OAE1a), no limite Aptiano/Albiano (OAE1b) e, no Albiano/Cenomaniano (OAE1c). O OAE 1b é constituído pelo conjunto de eventos: Urbino (início do Albiano 110,9–110,6 Ma), Paquier (início do Albiano 112,0–111,6 Ma) e, Jacob (final do Aptiano 113,6–113,2 Ma).
36
Jacob). Em um conjunto de horizontes destas fácies avaliam-se possíveis limites, estando o
atual estratótipo de limite Aptiano/Albiano de na base o evento médio (Paquier), muito
embora ainda haja discussão sobre horizonte bioestratigráfico mais adequado para correlação
global.
Figura 4.1. Relação entre a cronoestratigrafia internacional com a cronoestratigrafia local e a distribuição dos elementos de datação (fonte: REGALI e VIANA, 1989).
No Brasil, os zoneamentos bioestratigráficos pioneiros, tanto para o Paleozóico quanto
para o Mesozóico-Cenozóico, foram desenvolvidos ao longo da década de 1960 e compilados
por Schaller (1969). Do final da década de 1950 a meados da década de 1960, foram
37
desenvolvidos importantes trabalhos sobre as diversificadas e abundantes faunas de
ostracodes não-marinhos das seções riftes das bacias brasileiras.
No Cretáceo Inferior, os andares locais definidos nas bacias sedimentares brasileiras, do
mais velho para o mais novo, são: Rio da Serra, Aratu, Buracica, Jiquiá, (os quais constituem
a Série Recôncavo, aproximadamente equivalente ao Neocomiano), e, por fim, andar local
Alagoas.
O Andar Alagoas foi definido por Schaller (1969) na bacia de Sergipe- Alagoas, onde
englobaria as rochas da porção superior da Formação Coqueiro Seco, das formações Ponta
Verde e Muribeca, além da base da Formação Riachuelo. O conteúdo fossilífero associado a
este pacote de rochas apresentava, entre outros, palinomorfos pertencentes ao que hoje se
conhece como parte da Biozona Exesipollenites tumulus (P-200 na nomenclatura atual
utilizada na Petrobras), a biozona de ostracodes não marinhos Cytheridea? sp. 201/208 (RT-
011 da Petrobras), a biozona de amonóides Cheloniceras? spp. e a porção inferior da biozona
de foraminíferos Hedbergella washitensis praecursor (F 111.1 da Petrobras).
A Formação Riachuelo consiste numa associação litológica, oscilando em torno de 500
metros, sendo formada por carbonatos, folhelhos, siltitos e arenitos, sobrepostos aos estratos
não-marinhos da Formação Muribeca e sotopostos aos carbonatos da Formação Cotinguiba.
Já a Formação Muribeca, com espessuras variáveis, sendo comuns possanças médias na
ordem de 1000 metros, é constituída por intercalações de folhelhos betuminosos, calcários
laminados, evaporitos, arenitos e conglomerados. A Formação Ponta Verde constitui-se
predominantemente de folhelho cinza-esverdeado, com espessura variando em torno de 200
metros.
Quanto à Formação Coqueiro Seco, é constituída de alternâncias de arenitos, com
granulometria fina a média, contendo níveis grossos a conglomeráticos, folhelhos
38
betuminosos a sub-betuminosos e siltitos. A seção mais espessa desta unidade atinge 2000
metros de espessura.
Schaller (1969) definiu o Andar Alagoas como mais velho do que o Albiano e mais
novo do que o andar local Jiquiá. O limite superior do andar foi determinado na porção basal
da Formação Riachuelo (base do marco elétrico conhecido como “12 picos” – critério
litológico). Já o limite inferior do andar estaria posicionado no topo do Andar Jiquiá,
posicionado no topo das zonas de ostracodes definidoras deste andar (critério
bioestratigráfico) em horizonte dentro da Formação Coqueiro Seco.
O trabalho de Dias (1998) apresenta extenso relato histórico e bibliográfico sobre o
Andar Alagoas (e.g REGALI et al., 1974, DIAS-BRITO et al., 1987, ARAI et al., 1989,
REGALI, 1995, REGALI e SANTOS, 1996) concluindo que, apesar do grande esforço
realizado, a definição de um “único” Andar Alagoas (ou de suas subdivisões), baseada
exclusivamente em palinologia e válida para todas as bacias brasileiras, não foi alcançada, e
talvez nem venha a ser, em função das limitações do método anteriormente citadas.
Em síntese, o autor constata que, pelo menos enquanto vigorar o atual estágio de
conhecimento, o caminho a perseguir é na delimitação de algumas áreas, englobando uma ou
algumas bacias, onde as assembléias florísticas que tenham comprovado significado
cronoestratigáfico apresentem características mais homogêneas, e não se tentar extrapolar
para todas as bacias brasileiras as características de uma determinada região.
Outro ponto de grande discussão observado na literatura é a amarração dos andares
definidos nas bacias brasileiras (Dom João, Rio da Serra, Aratu, Buracica, Jiquiá e Alagoas)
com a geocronologia internacional.
No Brasil, costuma-se relacionar o andar Aptiano com o andar (local) Alagoas. Segundo
Gradstein et al. (1994), o Aptiano inicia-se em 121,0 Ma (±1,4 m.a.) e finda-se em 112,2 Ma
(±1,1 m.a.), totalizando cerca de 8,8 m.a. Deste total, 4,0 m.a. pertenceriam ao início do
39
Aptiano e os restantes, 4,8 m.a., pertenceriam ao final do Aptiano. Genericamente
corresponde ao intervalo “Transicional” nas bacias da Margem Leste.
Apesar da imprecisão ainda vigente na correlação entre os andares Alagoas e Aptiano,
Dias (1995) propõe a seguinte subdivisão:
(a) “denominou-se de “Andar Alagoas Inferior” o pacote (coquinas e rochas
siliciclásticas associadas) situado entre o topo do Andar Jiquiá e o nível de extinção
da forma T. crisopolensis (Biozona P-230). Este nível de extinção corresponderia à
passagem do Eoaptiano para o Neo-aptiano, segundo Regali e Viana (1989).
Associações fossilíferas indicam que a base do Aptiano se posiciona em algum nível
estratigráfico da porção superior do Andar Jiquiá. Assim, ter-se-ia uma porção basal
do Andar Aptiano mais velha do que o Andar Alagoas”; e
(b) “denominou-se de “Andar Alagoas Superior” o pacote (rochas siliciclásticas,
carbonáticas e evaporíticas) situado acima do nível de extinção da forma T.
crisopolensis. Como a marcação do topo do Andar Alagoas, por Palinologia, ainda é
assunto controverso, assume-se que o topo do andar deve situar-se próximo ao topo
dos evaporitos “Ibura”. Desta maneira, o “Andar Alagoas Superior” deve
corresponder aproximadamente ao “Andar Aptiano Superior”.
40
5 O PRÉ-SAL
Conceitualmente, o termo “Pré-sal” que permeia a mídia e até textos técnicos
aproxima-se de uma definição de caráter geológico temporal, que significa o intervalo de
rochas que foi depositado antes de camadas de sal. Neste conceito, os reservatórios que lá
ocorram devem ser considerados simplesmente mais velhos que uma camada de sal autóctone,
em discussão. Tem, portanto caráter geocronológico.
Já o termo subsal, representando um modelo conceitual de acumulação de
hidrocarbonetos (play), significa que a rocha reservatório situa-se estratigraficamente abaixo
de uma camada de sal. Se a camada for autóctone, significa que a rocha reservatório é mais
antiga que ela, mas, se alóctone, não necessariamente. O termo sub-sal tem, portanto caráter
litoestratigráfico e não necessariamente cronoestratigráfico.
A ilustração da Figura 5.1 exemplifica as configurações acima, apresentando duas
seções sísmicas, onde a primeira (A) consiste numa oportunidade exploratória12 em
reservatórios terciários, numa configuração subsal (sal alóctone) na bacia do Espírito Santo, e
a segunda (B) numa oportunidade no “pré-sal” na bacia de Santos, em reservatórios mais
velhos (início do Aptiano) que os evaporitos (sal autóctone).
Neste contexto, o termo “Pré-sal” sensu lato, equivale ao intervalo de tempo das fases
Pré-rifte e Rifte (ou Sin-rifte I, II e III). Assim, a pesquisa do “Pré-sal” pode incluir o início
da exploração sistemática de petróleo no Brasil, na bacia do Recôncavo por exemplo, na
década de 1940.
12 Uma oportunidade exploratória é uma situação geológica que pode envolver vários prospectos em diversos graus de confiabilidade. Já o prospecto é uma acumulação potencial, mapeada por geólogos e geofísicos, onde se estima que exista uma acumulação de óleo e/ou gás natural e que esteja pronta para ser perfurada. Os cinco elementos necessários (geração, migração, reservatório, selo e trapeamento) para que exista a acumulação devem estar presentes.
41
Figura 5.1. Seções sísmicas ilustrando as configurações pré-sal na bacia de Santos (B), e subsal na bacia do Espírito Santo (A). As camadas de evaporito apresentam-se ilustradas em verde, enquanto os possíveis reservatórios de hidrocarbonetos na cor laranja (fonte: GOMES et al., 2008).
5.1 O ponto de vista exploratório
A pesquisa por reservatórios depositados temporalmente antes e fisicamente abaixo dos
evaporitos da Fase Transicional nas bacias da margem Leste brasileira, iniciou na década de
1960, na bacia de Sergipe-Alagoas, com a descoberta do campo terrestre de Carmópolis, em
1963. Neste campo, os principais reservatórios são os conglomerados da Formação Muribeca
(Membro Carmópolis) e o embasamento cristalino fraturado, trapeados em sistema de blocos
falhados e selados por evaporitos e folhelhos aptianos do Membro Ibura (cf. MILANI e
ARAUJO, 2003).
Nas décadas de 1970 e 1980, com a perfuração de mais de 150 poços em águas rasas
nas bacias de Campos e Espírito Santo (SIMÕES FILHO, 2008), foram descobertas
acumulações em reservatórios carbonáticos (coquinas) atribuídos ao andar Barremiano
(q.v. CASTRO, 2006). Em função do pequeno volume das descobertas, algumas destas
acumulações não resultaram em produção comercial.
Como exemplo de sucesso, ainda em produção, na configuração acima na bacia de
Campos, pode-se citar os campos de Badejo, Pampo, Linguado e Trilha, todos de pequeno e
42
médio porte13. Nestes campos, reservatórios em coquinas formam sucessões que podem
atingir espessuras máximas de 200 m (média de 100 m) e incluem ciclos de granocrescência
ascendente de 10 a 50 m de espessura, iniciando-se por calcilutitos que gradam verticalmente
para as coquinas, que são calcarenitos e calcirruditos (BRUHN et al., 2003). Segundo
Castro (2006) não se observam limites claros entre os quatro campos, reforçando a idéia de
que se trata de uma acumulação única (banco de coquinas), com descontinuidades
relacionadas a condições permoporosas desfavoráveis. O óleo contido nesse reservatório
apresenta um grau API entre 28 e 33º.
Em Angola, a produção comercial de hidrocarbonetos, em grande escala, em
reservatórios carbonáticos de origem lacustre no intervalo “Pré-sal”, ocorre desde a década de
1970, em sua margem continental na região “offshore” de Cabinda (q.v. LOMANDO, 1998).
Alguns destes reservatórios são considerados campos gigantes14, tornando-se um importante
alvo exploratório no intervalo não marinho das bacias tipo rifte nesta região. Os principais
reservatórios carbonáticos “Pré-sal”, ainda hoje produtivos nos campos de Kambala e
Malongo, ocorrem na Formação Toca (LOMANDO, 1996). Segundo Chimney (1992), a
litologia da Formação Toca, depositada em paleoaltos do embasamento, é bastante variável e
normalmente contém algas calcárias, coquinas de gastrópodes e biválvios, grainstones
oolíticos, e dolomitos alterados hidrotermalmente.
13 Recentemente, no poço exploratório 1-OGX-3-RJS, localizado no bloco BM-C-41 em águas rasas da parte sul da Bacia de Campos foi identificada coluna com hidrocarbonetos superior a 180 metros, com “net pay” ao redor de 50 metros, em reservatórios carbonáticos das seções aptiana e barremiana. (fonte: fato relevante da empresa OGX a CVM em 28/12/2009 - http://ogx.infoinvest.com.br/ptb/788/28%2012%2009%20Waimea%20Aptiano%20Barremiano%20vPort.pdf). 14 Campos gigantes, segundo Nehring (1978) são definidos como aqueles que possuem pelos menos 500 milhões de barris de óleo recuperáveis.
43
Na porção terrestre da bacia do Congo, região de Cabinda, Angola, inúmeros leads15 no
“play Pré-sal” são também conhecidos em conglomerados e arenitos do Aptiano (Formação
Chela), carbonatos e turbiditos lacustres do Barremiano (formações Toca e Vovo) e arenitos
do Neocomiano (Formação Lucula), segundo Sonangol (2007).
A partir de 2004, graças às novas e modernas técnicas de processamento sísmico como
por exemplo, o processamento em profundidade (PSDM – pre stack time migration), a
pesquisa por reservatórios do “play” subsal no Brasil é retomada na região de águas
ultraprofundas (lâminas d´água superior a 2.000m) na bacia de Santos. Nesta configuração
subsal foram descobertas grandes acumulações de óleo leve e gás natural nas bacias da
margem Leste Meridional Brasileira (Campos e Santos).
O primeiro poço exploratório a ultrapassar a espessa camada de sal (aproximadamente
2.000 m, Figura 5.2), em águas ultraprofundas (lâmina d’ água de 2.038m), da bacia de Santos
foi o poço pioneiro 1-BRSA-329D-RJS, localizado no bloco exploratório BM-S-10 (prospecto
Parati), licitado na Segunda Rodada de Licitações da ANP, em 2000.
15 Um “lead” é bem menos definido e requer dados adicionais e/ou avaliação para ser classificado como prospecto; trata-se de uma indicação de prospecto. Um prospecto é uma potencial acumulação que é suficientemente bem definida para ser um alvo viável para perfuração. A existência de dados e analises suficientes para identificar e quantificar as incertezas técnicas é fundamental para defini-lo como prospecto.
44
Em julho de 2005, a Petrobras relata à ANP a presença de indícios de petróleo em
carbonatos na seção rifte neste poço exploratório. Cabe destacar que a perfuração deste poço,
que atingiu a profundidade final de 7.628 metros, teve início em 01/01/2005, sendo concluído
em 27/10/2006. Este grande intervalo de tempo caracteriza o desafio tecnológico inicial na
perfuração de poços de tal natureza, atravessando espessas camadas de evaporitos nesta
região.
Figura 5.2 Seção sísmica ilustrando o aspecto estratigráfico do intervalo “Pré-sal (região de águas ultraprofundas na bacia de Santos) e a magnitude dos evaporitos aptianos. O horizonte (linha) vermelho é interpretado como o embasamento, em marrom observa-se a discordância entre o Sin rifte inicial e superior, em verde a base do “Sag”, e em roxo a base dos evaporitos (fonte: CARMINATTI et al., 2008).
Na sequência, em julho de 2006, a Petrobras relata nova descoberta de óleo leve,
também em carbonatos da seção Rifte, no poço pioneiro 1-BRSA-369A-RJS, bloco
exploratório BM-S-11, licitado na Terceira Rodada de Licitação da ANP, situado em lâmina
d’água de 2.140 metros, distante cerca de 250 quilômetros da costa Sul da cidade do Rio de
Janeiro. Esta área de acumulação posteriormente foi denominada, pelo consórcio de empresas
deste bloco, de Tupi.
SAG
Evap
orito
s
Sin-
Rifte
45
Daí por diante, novos poços exploratórios foram perfurados na região denominada
informalmente de cluster ou “pólo Pré-sal” da bacia de Santos (figura 5.3), os quais
apresentaram notificação de descoberta16 de hidrocarbonetos.
A tabela 5.1 apresenta a relação dos principais poços pioneiros descobridores de
hidrocarbonetos no “pólo Pré-sal”, os nomes dos blocos exploratórios em contratos de
concessão, das rodadas de licitações, dos concessionários e as datas destas notificações de
descobertas à ANP.
Tabela 5.1 Principais notificações de descobertas da bacia de Santos. (fonte ANP, outubro, 2009).
16 Os contratos de concessão estabelecidos entre as empresas e a União estabelecem os prazos e programas de trabalho para as atividades de exploração e produção. Segundo estes contratos, o concessionário tem por obrigação comunicar à ANP qualquer descoberta de hidrocarboneto ou outros recursos minerais dentro da área de concessão em até 72 horas após a ocorrência . Ressalta-se que a notificação indica apenas a presença de indícios de hidrocarbonetos, que pode não se constituir em uma acumulação comercial.
Bloco Concessionário Rodada Prospecto (s) Nome Poço ANP Nome Poço Operador
Data Notificação Descoberta
BM-S-8 Petrobras (66%*), Shell Brasil Ltda (20%) e Petrogal Brasil Ltda. (14%)
R2 (15/09/2000) Bem-te-vi 1-BRSA-532A-SPS 1SPS52A mar/08
Carioca 1BRSA491SPS 1SPS50 ago/07
Guará 1BRSA594SPS 1SPS55 jun/08
BM-S-10Petrobras (65%*), BG E&P Brasil Ltda (25%) e Partex Brasil Ltda
(10%)
R2 (15/09/2000) Parati BRSA-329D-RJS 1RJS617D jul/05
Tupi 1-BRSA-369A-RJS 1RJS628A jul/06
Iara 1-BRSA-618-RJS 1RJS656 ago/08
BM-S-21 Petrobras (80%*) e Petrogal Brasil Ltda (20%)
R3 (29/8/2001) Caramba 1-BRSA-526-SPS 1SPS51 dez/07
BM-S-22Esso Exploração Santos (40%*),
Hess Brasil Petróleo Ltda (40%) e Petrobras (20%)
R3 (29/8/2001) Azulão / Guarani 1-ESSO-3-SPS Guarani 1 fev/09
BM-S-24 Petrobras (80%*) e Petrogal Brasil Ltda (20%)
R3 (29/8/2001) Júpiter 1-BRSA-559-RJS 1RJS652 set/08
Notificações de Descobertas - "Cluster" bacia de Santos
fonte: ANP
BM-S-9Petrobras (45%*), BG E&P Brasil
Ltda (30%) e Repsol YPF Brasil S.A (25%)
R2 (15/09/2000)
BM-S-11Petrobras (65%*), BG E&P Brasil Ltda. (25%) e Petrogal Brasil Ltda
(10%)
R2 (15/09/2000)
46
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Trabalhos recentes de Carminatti et al. (2008, 2009) e Gomes et al. (2008) descrevendo
a seção “Pré-sal” na região de águas ultrasprofundas na bacia de Santos definem novo e
atrativo play exploratório carbonático. Este novo play seria resultado da combinação de
múltiplos elementos geológicos:
(a) rochas geradoras prolíficas e maturas;
(b) estruturas Sin-rifte que incluem múltiplos e grandes altos intrabaciais (vide
exemplos do prospecto Tupi e Pão de Açúcar, Figura 5.4), que ao mesmo tempo podem ter
trapeado e focalizado os hidrocarbonetos;
(c) reservatórios carbonáticos de origem microbial; e
(d) extenso e efetivo selo, constituído por espessas camadas de evaporitos que se
estendem ao longo da área.
Segundo Mello e Maxwell (1990), os sedimentos lacustres depositados nas bacias rifte
eocretácicas da margem Continental brasileira deram origem a mais de 90% das reservas de
petróleo encontradas em nossas bacias offshore. Estes autores propõem dois modelos de
formação de rochas geradoras lacustres: (1) lagos de água doce/salobra anóxicos e (2) lagos
salinos, alcalinos, com alta produtividade primária e estratificados.
No caso da bacia de Santos, os óleos de origem salina foram gerados a partir de rochas
depositadas em ambiente lacustre salino (MELLO et al., 1995) da antiga Formação Guaratiba,
definida por Pereira e Feijó (1994), atualmente elevada à categoria de Grupo Guaratiba
(formações Piçarras e Itapema) por Moreira et al. (2007). Essa salinização ocorreu durante o
Aptiano, no estágio final da Fase Rifte, quando o sistema de lagos passou a receber influência
de águas salinas provindas do sul, somando-se a altas taxas de evaporação relacionadas à
aridez no final do Eocretáceo.
Estas rochas geradoras correlacionam-se com as da antiga Formação Lagoa Feia (Bacia
de Campos), atualmente elevada à categoria de Grupo Lagoa Feia por Winter et al. (2007),
48
formada por folhelhos negros laminados, intercalados com carbonatos, com espessura
variando de 100 a 300 metros. A concentração de Carbono Orgânico Total (TOC) varia de
2 % a 6 % e o Índice de Hidrogênio (HI) situa-se acima de 900 mg de HC/g TOC, indicando
tratar-se de querogênio do tipo I. Os óleos se caracterizam por apresentar altos teores de
hidrocarbonetos saturados, relativa abundância de n-alcanos de elevado peso molecular,
teores médios de enxofre (~0,3%), alta razão V/Ni, presença de β-caroteno e relativa
abundância de gamacerano (MELLO et al. 1988).
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Do ponto de vista exploratório e dentro da circunscrição proposta neste trabalho do
intervalo “Pré-sal” nas bacias da margem Leste Meridional brasileira (Santos, Campos e
Espírito Santo), as principais oportunidades exploratórias enquadram-se no Modelo de
Acumulação da Fase Rifte, conforme definido por Chang et al. (2008).
Nesse modelo de acumulação proposto por Chang et al. (2008), de maior abrangência
geológica, não se restringindo apenas aos reservatórios carbonáticos de origem microbial,
como as recentes descobertas nas bacias de Santos (área de Tupi) e Campos (campo de
Jubarte), a ocorrência de altos estruturais do embasamento controla a acumulação de
hidrocarbonetos em reservatórios carbonáticos, siliciclásticos e até mesmo em rochas
vulcânicas fraturadas. A geração destes hidrocarbonetos ocorreria nos baixos estruturais desta
mesma Fase Rifte e a migração se daria por camadas carreadoras (carrier-bed) até o ápice das
estruturas, as quais apresentam excelente geometria de fechamento.
Desta forma, em termos de objetivos exploratórios17, duas situações geológicas distintas
podem ser observadas:
(a) A primeira de idade aptiana (“Aptiano Superior”, segundo DIAS, 2005), depositada
em ambiente de quiescência tectônica, no estágio final da Fase Rifte, equivalente ao que
presentemente designa-se de estágio ou fase Sag, referindo-se a reservatórios carbonáticos de
origem microbial (microbialitos). Nessa situação, a distribuição geográfica, bem como o
posicionamento estrutural destes reservatórios, constituem elementos críticos de sucesso
exploratório.
(b) A segunda situação geológica, já amplamente conhecida desde a década de 1980,
como os exemplos das descobertas de campos petrolíferos em águas rasas na bacia de
Campos, em regiões sem sobreposição de expressivos evaporitos, refere-se a reservatórios de
idade barremiana e aptiana. Nesta situação, reservatórios são coquinas de biválvios e rochas 17 Objetivos Exploratórios constituem de reservatórios ou formações geológicas mapeadas como objetivos a serem testados quando da perfuração do prospecto exploratório.
51
siliciclásticas associadas, depositadas em ambiente lacustre durante a Fase Rifte. Não
obstante, em águas profundas, reservatórios dessa natureza também podem ocorrer.
Dentro das perspectivas exploratórias expostas e considerando os elementos do sistema
petrolífero, é de se esperar que a ocorrência de grandes acumulações de hidrocarbonetos no
intervalo “Pré-sal” se dê sobretudo abaixo das grandes “muralhas de sal”18 da Fase
Transicional nas bacias da margem Leste Meridional.
Abaixo das estruturas de sal, todos os sedimentos, independente de suas profundidades
ou litologias, são relativamente mais “frios” que as seções sem sal. Além disso, os evaporitos
por apresentarem alta condutividade térmica, permitem a transferência de calor do topo dos
reservatórios para porções mais rasas (MELLO et al., 1995), podendo retardar o
craqueamento térmico dos hidrocarbonetos em grandes profundidades na bacia.
Infere-se que estas grandes acumulações, provavelmente, estariam associadas ao imenso
volume de hidrocarbonetos que ainda não migrou para uma seção sedimentar mais nova, seja
por falta de condutos e falhas, seja por “janelas” de sal. Como exemplo de sucesso
exploratório neste modelo podemos citar o prospecto denominado de Tupi, no bloco BM-S-11
da bacia de Santos (vide Figura 5.4).
A descoberta destas grandes acumulações de hidrocarbonetos vem confirmar o potencial
remanescente na Fase Rifte nas bacias da margem Leste Meridional, ainda isolado e selado
por uma extensa cobertura de evaporitos.
18 Em bacias evaporíticas, diápiros de sal isolados podem gerar toldos ou plugues, em funçãodo suprimento de sal ao longo do tempo. Feições com geometrias mais alongadas são interpretadas como muralhas de sal (autóctones) ou línguas (alóctones) de sal.
52
5.2 O ponto de vista geotectônico
A origem “sin” ou “pós” rifte para deposição dos evaporitos consiste em tema
controverso sobre a evolução do Atlântico Sul.
Alguns pesquisadores como Henry et al. (1995) e Davison (2007) defendem que as
extensas bacias de sal no Atlântico Sul são de idade pós-ruptura continental (continental
breakup) e que a deposição do sal (evaporitos) deu-se desde áreas de crosta continental até
proto-oceânica (crosta oceânica).
Por outro lado, Karner e Gamboa (2007) defendem que os evaporitos foram depositados
num estágio (ou fase) tardio do Sin-rifte, capeando a fase final de uma Megassequência
Regional Regressiva, ampla e geograficamente distribuída num pacote sedimentar
denominado de pre-salt sag basin.
O desenvolvimento destas grandes bacias sedimentares salíferas ocorreu tanto na
margem Oeste Africana (em direção ao oceano após a zona de charneira do Atlântico Sul),
quanto na margem Leste Brasileira.
No caso das recentes descobertas de grandes acumulações de óleo e gás natural no
intervalo “Pré-sal” na região de águas ultraprofundas na bacia de Santos, merece destaque, do
ponto de vista Geotectônico, a abordagem do estágio (ou fase) Sag defendida por Karner e
Gamboa (2007), porém já apontado por Nepomuceno (2005), como se observa na Figura 3.5.
Gomes et al. (2008) e Carminatti et al. (2008 e 2009), ao citar a existência desta nova
fronteira exploratória brasileira, numa configuração “Pré-sal”, na região denominada de “Alto
Externo de Santos” (representado nas figuras 5.4 e 3.5, a última denominada de “2º Alto
Externo da bacia de Santos”), descrevem a presença de reservatórios carbonáticos, de origem
microbial (microbialitos), depositados num estágio (ou fase) Sag, anterior a deposição dos
evaporitos aptianos. Os hidrocarbonetos provavelmente foram gerados nos folhelhos,
53
depositados durante a Fase Rifte, sendo então migrados e trapeados em reservatórios
estruturados neste estágio (ou fase) evolutivo Sag da bacia.
Vale a pena destacar que Dias (1998, 2005) apresenta seção estratigráfica esquemática
da bacia de Campos, caracterizando esta fase tectônica com poucos falhamentos (Figura 5.5).
Nota-se nestes trabalhos que o autor em momento algum interpreta este estágio (ou fase)
evolutivo do Rifte como sendo Sag.
Figura 5.5. Seção estratigráfica na bacia de Campos. Observar o grande número de falhas na Fase Rifte (“Pré-Aptino" [sic]), em comparação com reduzido número de falha no “Aptiano Superior”. (fonte: DIAS, 2005).
Muito embora estudos geotectônicos ocorram de forma sistemática desde a década de
1970 nestas bacias (q.v. ASMUS E PORTO, 1972 e ESTRELLA, 1972, apud BUENO, 2004)
constata-se que apenas muito recentemente incluiu-se o estágio (ou fase) Sag no processo
evolutivo de formação das bacias do tipo rifte.
O processo de rifteamento, por definição, está associado a fraturamentos rúpteis da
crosta, conduzindo à formação de morfologia tipo horstes e grábens. Todavia, graças à
melhora no imageamento e processamento sísmico, importantes e novas relações estruturais
54
nas margens tipo rifte vêm sendo observadas, criando um paradoxo da variação de padrões
tectônicos versus subsidências termais.
Karner et al. (2003, apud KARNER et al., 2007), baseado em estudos nas margens
oeste africana e brasileira, descrevem a presença de uma extensa seção sedimentar na parte
superior do Rifte (ou Sin-rifte), regionalmente distribuída e controlada por pequenas falhas
normais, sendo observada também, em algumas situações, a ausência de falhas originadas a
partir do embasamento.
De acordo com Karner e Gamboa (2007), a deposição destes espessos pacotes
sedimentares durante o estágio (ou fase) Sag deu-se num momento de quiescência tectônica
da bacia, anterior à deposição evaporítica. Este ciclo ou fase de evolução tectônica da bacia é
caracterizado pelo desenvolvimento de uma ampla depressão flexural termal da crosta
continental, com características de atividade tectônica escassa, lateralmente contínua e com
mergulhos suaves. De acordo com estes autores, a origem das bacias tipo sag estaria
relacionada à compensação isostática devido ao estiramento na base da crosta.
As figuras 5.6 e 5.7 ilustram, através de seção sísmica regional ao longo da bacia de
Santos, as relações estruturais e padrões tectônicos característicos, tanto das camadas
depositadas num ambiente tectônico do “tipo rifte”, propriamente dito, quanto daquelas
depositadas na sua fase final, caracterizada por uma deposição do “tipo sag”.
55
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Figura 5.7. Detalhe da seção sísmica regional da Figura 5.6, escala vertical exagerada. O horizonte (linha) em amarelo representa a base do sal, tendo como topo do sal o horizonte (linha) em verde. O intervalo interpretado como Sag encontra-se entre o horizonte base do sal(linha amarela) e o topo do horizonte Sin-Rifte (linha azul claro).Chama atenção que as falhas interpretadas na seção sísmica (linhas em preto) possuem padrão de terminação na base do horizonte Sag. As linhas verticais com rótulos Tupi e Júpiter, representam a projeção dos poços exploratórios pioneiros neste prospectos, respectivamente localizados nos blocos BM-S-11 e BM-S-24 (fonte: HENRY, 2009).
Na seção sísmica da Figura 5.7 pode-se identificar:
(a) as fases Pré-rifte e Rifte (ou Sin-rifte), caracterizadas por sedimentos dispostos em
meio-grábens, com espessuras que podem ultrapassar 3 km;
(b) subdivisão da parte superior do Rifte (ou Sin-rifte), denominada de Sag, marcada
por camadas sub-horizontais que repousam em discordância sobre o topo da sequência Sin-
Rifte e abaixo dos evaporitos, com espessura variando entre 200 e 300 m;
(c) espesso pacote evaporítico da Fase Transional e;
(d) Fase de Margem Passiva, incluindo toda a coluna de sedimentos “pós-sal”, podendo
atingir espessuras de até 10 km.
Segundo Karner e Gamboa (2008), os limites geotectônicos desta grande bacia Sag, pré-
evaporítica, se estendem desde a bacia de Santos até a bacia de Camamu-Almada (Figura 5.8).
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57
Figura 5.8. Mapa de anomalia gravimétrica residual Bouguer com a localização das principais feições tectônicas das bacias da margem continental brasileira. (fonte: KARNER e GAMBOA, 2007).
Conforme pode-se observar, esta extensa bacia Sag limita-se a Oeste, pela zona de
charneira offshore (Western Hinge Zone, linha em vermelho), e a Leste, pelo limite
aproximado da crosta continental (Edge of pre-salt sag basin, linha azul), caracterizada no
mapa por forte contraste de gradientes gravimétricos positivos/negativos anômalos.
No caso das recentes descobertas brasileiras de grandes acumulações de óleo leve e gás
natural no intervalo “Pré-sal”, a representação geográfica dos reservatórios (Figura 5.9),
segundo Estrella (2008) e Formigli (2008), estaria restrita do litoral do Estado do Espírito
Santo até Santa Catarina, ao longo de mais de 800 km de extensão por até 200 km de largura,
em lâmina d’água que varia de 1.500 a 3.000 m e soterramento entre 3.000 e 4.000 m.
58
Figura 5.9. Mapa ilustrativo da província “Pré-Sal” segundo Estrela (2008) e Formigli (2008). A linha em preto representa a charneira Cretácea, a linha em azul o “Limite Oeste do SAG Carbonático”, e a linha em vermelho, o “Limite Leste do Sal”. Os polígonos em azul, verde e amarelo, representam respectivamente os reservatórios do “pré-sal”, os blocos exploratórios sob concessão, e os campos de desenvolvimento ou produção sob concessão.
Na Figura 5.9 chama atenção a linha “limite Oeste do Sag”, denominado de “SAG
Carbonático”, e a delimitação de uma área mais reduzida, denominada de “Reservatórios Pré-
sal”, que não se ajustam perfeitamente na bacia de Santos. A leste observa-se o denominado
“Limite Este do Sal”.
Comparando-se a ilustração da Figura 5.9 com a Figura 5.8, que apresenta as principais
feições tectônicas da margem leste brasileira, observamos que o limite leste do sal,
respeitando-se a escala de trabalho, assemelha-se de certa forma ao limite crosta
continental/oceânica apresentado por Karner e Gamboa (2007).
Já o limite a Oeste desta extensão bacia Sag, na figura 5.8, apresenta relativa
semelhança com o limite denominado de linha de Chaneira, na figura 5.9.
Depreende-se então que na avaliação regional realizada pela Petrobras sobre o potencial
petrolífero do “Pré-sal”, os limites propostos para a ocorrência desses reservatórios,
59
constituídos principalmente por carbonatos de origem microbial (microbialitos), estariam
associados a uma situação evolutiva das bacias da margem Leste Meridional. Observa-se
ainda que os limites propostos para estes reservatórios estariam restritos ao estágio (ou fase)
Sag nas bacias de Santos e Campos, com predominância de sedimentação carbonática.
Tal afirmação é corroborada quando observamos que, aproximadamente no limite
geológico entre as bacias de Santos e Campos, há uma aproximação do limite Oeste, definido
pela Petrobras como “Sag Carbonático”, com a ocorrência destes “Reservatórios pré-Sal”
propriamente ditos.
Já na bacia de Santos, não se configura semelhança do “Limite Oeste Sag Carbonático”
com os “Reservatórios pré-Sal”. Tal situação pode ser explicada, levando em consideração
que estes “reservatórios”, conforme discutido na seção sobre o ponto de vista exploratório,
estariam associados a uma configuração subsal, sotopostos nesta região a extensas e contínuas
muralhas de sal. Nesta situação, os evaporitos agiriam como selo para estes reservatórios.
Vale a pena destacar que o limite do sal (“Limite Este do Sal” sensu ESTRELLA, 2008) está
deslocado para sudeste em relação ao limite NW da bacia sag de acordo com Karner e
Gamboa (2007).
Numa configuração diferente das anteriores, o Projeto de Lei N.º 5.938/200919, que trata
da introdução do novo modelo de exploração desta nova fronteira exploratória, apresenta um
novo polígono delimitando a “área do pré-sal” (Figura 5.10).
19 O projeto Lei 5938/2009 dispõe sobre a exploração e a produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos sob o regime de partilha de produção, em áreas do pré-sal e em áreas estratégicas, altera dispositivos da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, e dá outras providências. Sob este novo regime proposto pelo executivo, parcela da produção de hidrocarbonetos será repartida entre a União e o contratado.
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61
Nesta nova configuração adotada no Projeto Lei 5938/2009 observa-se que a “área do
pré-sal”, definida geograficamente, difere da apresentada inicialmente pela Petrobras, não
apresentando conotação geológica, do ponto de vista geotectônico, com as principais feições
tectônicas já mapeadas e interpretadas nas bacias da margem Leste Meridional Brasileira.
Desta forma, em termos geotectônicos, o limite do “Pré-sal” fica indefinido por não
estar se tratando de um critério geológico único. Ora se reconhece, de fato, limites estruturais
(charneira cretácica e anomalias gravimétricas), ora a distribuição do reservatório dentro do
Sag e ora a própria ocorrência do sal, numa configuração subsal.
5.3 O ponto de vista estratigráfico
Do ponto de vista estratigráfico, o intervalo “Pré-sal” das bacias da margem Leste
brasileira é representado por todos os estratos depositados temporalmente antes do pacote
evaporítico, do final do Aptiano.
Dentro do modelo evolutivo tectonossedimentar das bacias sedimentares do Atlântico
Sul, em sua margem Leste, as sequências sedimentares anteriores à deposição do sal
consistem nos seguintes registros:
(a) seção sedimentar da Fase Pré-Rifte (cf. PONTE e ASMUS,1968) ou Sin-rifte I (cf.
CHANG et al., 1992), neojurássico-eocretáceo, bem caracterizados nas bacias do Recôncavo,
Tucano, Jatobá e Sergipe-Alagoas e, em direção ao sul, até a bacia de Cumuruxatiba;
(b) seção sedimentar da Fase Rifte (cf. PONTE e ASMUS, 1968) ou Sin-rifte II e III (cf.
CHANG et al., 1992);
(c) pacote sedimentar correspondente ao estágio (ou fase) Sag”, depositado em ambiente
de quiescência tectônica.
62
De uma maneira geral, o pacote Pré-rifte (ou Sin-rifte I) é representado por rochas em
geral avermelhadas, de contextos deposicionais fluvial, eólico e lacustre muito raso (MILANI
et al., 2007).
Já a seção da Fase Rifte, caracteriza-se por rochas siliciclásticas depositadas em
contexto paleoambiental de leque aluvial, deltaico-lacustre e lacustre, onde ocorrem folhelhos
escuros geradores, coquinas e, ocasionalmente, rochas vulcâncias.
Por fim, a sequência sedimentar do estágio (ou fase) Sag, depositada em um momento
de subsidência térmica, flexural, da bacia sedimentar, é constituída por sedimentos terrígeno-
carbonáticos, cujo contexto deposicional, ainda incerto, aponta para ambientes marinhos
restritos. Sobreposto a esta sequência, ocorre espesso pacote evaporítico.
Quanto ao pacote evaporítico do final do Aptiano, estende-se desde a parte Norte da
bacia de Pelotas (cf. BUENO et al., 2007) até a bacia de Sergipe-Alagoas. Milani et al. (2007)
aventam a presença destes horizontes até a bacia de Pernambuco-Paraíba.
Segundo Dias (2008), a expressiva deposição evaporítica na margem leste brasileira só
foi possível em função da existência de uma barreira física, na parte sul, no final do Aptiano,
a qual, ao impedir a livre circulação das águas marinhas, ocorrendo clima árido/semi-árido,
criou condições para o aumento da salmoura até o nível de precipitação dos minerais
evaporíticos. Esta barreira, de direção E-W, consistiu em cadeia vulcânica submarina,
denominada Dorsal de São Paulo, que, em conjunto com o Alto de Florianópolis, formou a
principal barreira à circulação oceânica durante o Aptiano.
Geralmente estes evaporitos são compostos predominamente por halita e anidrita
(MOREIRA et al., 2007). Entretanto, nas três bacias estudadas registra-se a presença de sais
mais solúveis, tais como taquidrita, carnalita e, localmente, silvinita.
Dias (1998) estima que o tempo de deposição dessa sequência evaporítica foi de 0,7 a
1 m.a. Já Freitas (2006) prevê que o tempo para a deposição foi entre 400 e 600 ka.
63
No caso da bacia de Santos, essa espessa sequência evaporitíca corresponde à Formação
Ariri; na bacia de Campos, à Formação Retiro, do Grupo Lagoa Feia; na bacia do Espírito
Santo, ao Membro Itaúnas da Formação Mariricu.
Já os registros sedimentares do principal reservatório do “Pré-sal” (cf. ESTRELLA,
2008; FORMIGLI, 2008 ; FORMIGLI et al., 2009) são constituídos predominantemente por
carbonatos de origem microbial, já apontados por Dias (1988; 2005) em descrição de
testemunhos de poços exploratórios perfurados em águas rasas da bacia de Campos (Figura
5.11). Estas rochas foram depositadas num estágio (ou fase) Sag, cuja discussão detalhada foi
abordada no item sobre geotectônica deste trabalho.
64
Figura 5.11. Perfil-tipo de uma sequência de terceira ordem definida para o Aptiano Superior na bacia de Campos, ressaltando a associação de fácies intermaré superior amostrada pelo testemunho: (A) estromatólito dendrítico/foliforme; (B) estromatólito dendrítico e (C) estromatólito foliforme.(fonte: DIAS, 2005).
65
Esta configuração de carbonatos microbiais ou microbialitos, até o momento, ocorre
apenas nas bacias de Santos e Campos.
Conforme recente revisão da Petrobras nos diagramas estratigráficos das bacias
sedimentares brasileiras, estes reservatórios ocorreriam na Formação Barra Velha do Grupo
Guaratiba, na bacia de Santos; enquanto que, na bacia de Campos, estariam representados na
Formação Macabu do Grupo Lagoa Feia (Quadro 5.1).
No caso da bacia de Santos, a seção tipo da Formação Barra Velha é definida pelo poço
1-RJS-625 (Figura 5.12), perfurado em 2005, no bloco BS-500, descobridor do campo de gás
natural de Tambaú. Apresenta intervalo total de 313 m, sendo discordante na base, com a
Formação Itapema, com elevados valores de raio gama (RG) em perfil; e concordante no
topo, com a Formação Ariri (evaporitos). Apresenta ainda predomínio de calcarenitos no seu
intervalo inferior, enquanto na sua parte superior observa-se predominância de calcilutitos.
Na bacia de Campos, a seção tipo da Formação Macabu é caracterizada pelo poço 1-
RJS-602, perfazendo um total de 314 m de seção predominantemente carbonática (Figura
5.13). Observa-se que na sua porção inferior este intervalo apresenta predomínio de
calcilutitos , cujo elevado valor de raio gama marca o limite com a Formação Gargau. Já na
sua parte superior (espessura aproximada de 60 m), há predominância de calcarenitos, com
pequenas intercalações de folhelhos, cujo contato com a seção inferior lutítica é caracterizado
por elevados valores nos perfis de resistividade, porosidade e sônico.
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Figura 5.12. Seção tipo da Formação Barra Velha, Grupo Guaratiba, no poço 3-RJS-625, na bacia de Santos.(fonte: MOREIRA et al., 2007). Observar a distribuição dos carbonatos ao longo do perfil.GR=”Gamma Ray”; HMRS= High Resolution Measurement Sonde (resistividade); DT = Delta-T ou Interval Transit Time (sônico).
Prof. (m)
Calcarenito
Calcilutito
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68
Figura 5.13. Seção tipo da Formação Macabu, Grupo Lagoa Feia ,no poço 1-RJS-602, na bacia de Campos. (fonte: WINTER et al., 2007). Observar a distribuição dos carbonatos ao longo do perfil. Perfil RG= gamma Ray; Rt= True Resistivity (resistividade); PhiN= Thermal Neutron Porosity (porosidade neutrônico); Dt= Delta-T ou Interval Transit Time (sônico).
Prof. (m)
69
Tanto Moreira et al. (2007) quanto Winter et al. (2007) interpretam o paleoambiente
deposicional destas sequências, nas bacias de Santos e Campos, respectivamente, como
transicional (parálico). Tal interpretação é corroborada por Dias (2004), que apresenta o
Andar “Aptiano Superior” (genericamente correspondente ao andar “Alagoas Superior”)
caracterizado por uma sedimentação marinha que ocorreu em ambiente de quiescência
tectônica com falhamentos localizados.
Neste período, anterior à deposição dos evaporitos, pode-se interpretar a existência de
um mar epicontinental com extensas regiões proximais muito rasas, com grande influência
continental, e com um litoral recortado, eventualmente seccionado por vales (qv. DIAS,
2005). Nos embaiamentos, onde as águas se tornaram hipersalinas a ponto de impedir a
existência de predadores, proliferaram as comunidades microbiais formadoras dos
microbialitos.
Para Formigli (2009), a separação contínua entre os continentes africano e sul
americano, bem como o conseqüente preenchimento do espaço por incursões marinhas, criou
um ambiente de elevada salinidade e baixa energia, estressante para muitos organismos
pastadores de algas (p. ex. gastrópodes), o que permitiu o desenvolvimento de esteiras
microbianas que induziram a precipitação de CaCO3 na forma de estromatólitos, também
referidos como microbialitos.
Estrella (2008) e Formigli (2008) apontam a relevância exploratória dessas ocorrências
e ilustram esses reservatórios, comparando-os a análogos recentes na região de Lagoa
Salgada, Norte do Estado do Rio de Janeiro (Figura 5.14). Por vezes, esses carbonatos
encontram-se parcial ou totalmente dolomitizados. Observam-se também, em testemunhos e
perfis, feições características de exposição subárea. (WINTER et al., 2007).
70
Figura 5.14. Exemplo de amostra de testemunho de sondagem do poço 3-RJS-646 (bloco BM-S-11), reservatório “Pré-sal“ na região de águas ultraprofundas na bacia de Santos e seu análogo, estromatólito recente na região da Lagoa Salgada, litoral Norte do estado do Rio de Janeiro. (fonte: ESTRELLA, 2008).
Outro aspecto que merece atenção neste intervalo estratigráfico diz respeito ao
reconhecimento de descontinuidades estratigráficas regional, caracterizada por uma
angularidade, que distingue do estágio (ou fase) Sag a seção propriamente Rifte.
Sismicamente, ela separa refletores com mergulhos variados do Rifte dos refletores sub-
horizontalizados, menos deformados do Sag. As figuras 5.6 e 5.7, apresentadas anteriormente,
ilustram em detalhe as características distintas destes refletores.
A nomenclatura desta descontinuidade varia entre diversos autores, ora denominada de
discordância “pré-Alagoas” (cf. MOREIRA et al., 2007), ora discordância “pré-neo-Alagoas”
(cf. WINTER et al., 2007), ora discordância “pré-Aptiano Superior” (cf. DIAS, 2004), como
pode ser observado nas figuras 3.7, 3.9 e 3.11
Segundo Dias (2004), esta descontinuidade foi ocasionada em virtude do deslocamento
da deformação axial do sistema de rifte durante a fase final do processo de separação entre os
continentes Sul Americano e Africano. Tal deslocamento resultou numa exposição sub-aérea
71
das porções proximais das bacias, caracterizadas por grábens inativos, sujeitos a processos
erosionais. A Figura 5.15 ilustra esquematicamente este processo de rifteamento e exposição
das áreas proximais da bacia.
Figura 5.15. Seções esquemáticas ilustrando o processo de rifteamento e a exposição das áreas proximais durante o Eoaptiano (A); e o recobrimento da discordância “pré-Aptiano Superior” pela sedimentação marinha durante o início do Aptiano, em condições de quiescência tectônica (B).(fonte: DIAS, 2004).
Por fim, ainda numa configuração subsal, Formigli (2008) e Fomigli et al. (2009), ao
abordar os reservatórios “Pré-sal” na área denominada de Tupi (bloco BM-S-11), citam a
ocorrência de reservatórios carbonáticos secundários (coquinas) na sequência Rifte da bacia
72
de Santos. Tal reservatório secundário é correlato à segunda situação geológica apresentada
anteriormente na abordagem exploratória desse trabalho.
De uma maneira geral, estes sedimentos (coquinas) foram depositados no estágio final
da formação dos meio-grábens, diminuiu a atividade tectônica na bacia até cessá-la quase
completamente.
Durante a deposição destas supersequências Rifte, predominou um paleoambiente
lacustre, em cujas bordas geradas por falhamentos desenvolveram-se sistemas de leque aluvial
e fluvial e, eventualmente, nos altos estruturais submersos, formaram-se coquinas e fácies
associadas.
Esses tipos de depósitos estão presentes nas três bacias sedimentares discutidas neste
trabalho, sendo representados pela Formação Itapema do Grupo Guaratiba, na bacia de
Santos; na Formação Coqueiros do Grupo Lagoa Feia, na bacia de Campos; e pelo Membro
Sernambi, Formação Cricaré, do Grupo Nativo, na bacia do Espírito Santo (Quadro 5.2).
73
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.
74
6 CONCLUSÕES
Este trabalho buscou circunscrever, à luz de informações e dados e públicos, o conceito
geológico do termo “Pré-sal”, amplamente propalado na mídia nacional e internacional, vis-à-
vis as recentes descobertas de grandes acumulações de hidrocarbonetos na seção Rifte,
principalmente em águas ultraprofundas na bacia de Santos.
Face ao apresentado neste trabalho pode-se entender que o intervalo “Pré-sal”, sob os
pontos de vistas:
(1) Exploratório – compreende o modelo de acumulação da Fase Rifte, onde a
ocorrência de altos estruturais do embasamento controla a acumulação de
hidrocarbonetos em reservatórios carbonáticos, siliciclásticos e até mesmo em
rochas vulcânicas fraturadas. Neste modelo, as descobertas de grandes acumulações
de hidrocarbonetos confirmam o potencial na Fase Rifte das bacias da margem Leste
Meridional, ainda isolado e selado por extensa cobertura de evaporitos do Aptiano.
Além disso, os evaporitos, por apresentarem alta condutividade térmica, permitiram
a transferência de calor do topo dos reservatórios para porções mais rasas,
impedindo uma elevada maturação térmica dos hidrocarbonetos armazenados no
intervalo “Pré-sal”. Daí, a qualidade (leve, maior grau API) do óleo acumulado em
reservatórios aptianos subsal, quando comparados aos óleos oriundos da mesma
rocha fonte, porém trapeados em reservatórios pós-sal, os quais apresentam-se mais
pesados e viscosos;
(2) Geotectônico – apesar de indefinido, por não estar se tratando de um critério
geológico único, compreende, principalmente, os reservatórios carbonáticos de
origem microbial (microbialitos) depositados em ambiente de quiescência tectônica,
75
ao final da Fase Rifte (“Fase Sag”) e, a seção sedimentar representada por coquinas
da Fase Rifte. Ressalta-se que a inclusão das coquinas extrapola e amplia
geograficamente e estratigraficamente o conceito inicial do “play Pré-sal”;
(3) Estratigráfico – representado pelos seguintes estratos, depositados temporalmente
antes (“pré-”) do pacote evaporítico, ao final do Aptiano:
(a) rochas carbonáticas de origem microbial (microbialitos) da Formação
Barra Velha, Grupo Guaratiba, na bacia de Santos, e da Formação
Macabu, Grupo Lagoa Feia, na bacia de Campos, cujo contexto
deposicional, ainda incerto, aponta para ‘ambientes marinhos restritos’.
Tais rochas foram depositadas em um momento de subsidência térmica,
flexural, da bacia sedimentar, correspondente “Fase Sag”; e
(b) rochas siliciclásticas depositadas em contexto paleoambiental de leque
aluvial, deltaico-lacustre e lacustre, e ainda coquinas e, ocasionalmente,
rochas vulcâncias associadas, todas integrantes da Fase Rifte;
Entendemos por fim, que a grande problemática do delineamento destes reservatórios
“Pré-sal”, proposta inicialmente pela Petrobras, e posteriormente pelo Executivo Federal, no
projeto de Lei de 31 de agosto de 2009 ao Legislativo, sobre novo marco regulatório para
estas áreas, advêm justamente da falta de um único ponto de vista geológico para sua
definição.
Esta dificuldade é intrínseca ao novo modelo geológico, por isso, demandará maior
tempo e dados de poços para uma melhor definição. Todavia, a delimitação proposta pelo
Projeto Lei encaminhada ao Legislativo para “área do pré-sal”, em face ao avanço
significativo para águas mais rasas, pode levar a situações inusitadas de áreas onde os
76
objetivos exploratórios principais são “pós-sal”. Além desta questão exploratória, também
poderão ocorrer reflexos nas atividades regulatórias, como por exemplo, coexistência de dois
sistemas de participações governamentais para um mesmo contrato e, a possibilidade de
individualizações de produção de horizontes geológicos do pós-sal, todavia com regramento
advindo de contrato de partilha para o pré-sal.
O presente trabalho visa, portanto, contribuir e tentar servir de referência para aqueles
que possuem interesse em se aprofundar no tema tanto do ponto de vista geológico, como
regulatório.
77
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