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UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS
CURSO DE GRADUAÇÃO EM GEOLOGIA
GILDEGLEICE BARCELAR DAS VIRGENS
REVISÃO BIBLIÓGRAFICA DOS FOLHELHOS COM GÁS DA
FORMAÇÃO BARNETT, TEXAS, EUA:
UM EXEMPLO DE RESERVATÓRIO NÃO CONVENCIONAL.
Salvador 2011
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Salvador 2011
Trabalho Final de Graduação apresentado como requisito parcial para obtenção do grau de Bacharel em Geologia pela Universidade Federal da Bahia.
Orientador: Prof. MSc. Roberto Rosa da Silva
GILDEGLEICE BARCELAR DAS VIRGENS
REVISÃO BIBLIOGRÁFICA DOS FOLHELHOS COM GÁS DA
FORMAÇÃO BARNETT, TEXAS, EUA:
UM EXEMPLO DE RESERVATÓRIO NÃO CONVENCIONAL.
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TERMO DE APROVAÇÃO
_________________________________________________________________1°
Examinador: Prof. MSc. Roberto Rosa da Silva - Orientador PETROBRAS/RH/UO/ECTEP UFBA / IGEO _________________________________________________________________2°
Examinador: Prof. Prof° Dr. Carlson de Matos Maia Leite PETROBRAS/EXP/SE UFBA / IGEO _________________________________________________________________3°
Examinador: Prof. Prof° Dr. Doneivan Fernandes Ferreira. UFBA / IGEO
REVISÃO BIBLIOGRÁFICA FOLHELHOS COM GÁS DA
FORMAÇÃO BARNETT, TEXAS, EUA:
UM EXEMPLO DE RESERVATÓRIO NÃO CONVENCIONAL.
SUBTÍTULO
GILDEGLEICE BARCELAR DAS VIRGENS
Salvador, 07 de Julho de 2011.
TRABALHO FINAL DE GRADUAÇÃO COMO REQUISITO PARCIAL PARA OBTENÇÃO DO GRAU DE BACHAREL EM GEOLOGIA, UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA PELA SEGUINTE BANCA EXAMINADORA:
4
A minha mãe Gil pelo seu amor
incondicional...
5
AGRADECIMENTOS
Agradeço a toda a minha família pelo respeito as minhas escolhas e em
especial a minha vó Maria e meu avô Nelú por apoiarem o meu projeto de felicidade
desde o início.
A minha mãe pela paciência comigo sempre.
A minha madrinha Maré e todas as minhas tias e tios pelo carinho e dedicação
por mim, em todos os momentos mais difíceis durante esta caminha.
Ao meu namorado Artur e sua família, pela atenção e carinho. Obrigada a Sra.
Margareth e ao Sr. Osmar, sou muito grata, por terem me acolhido.
Obrigada, ao meu orientador, professor Roberto Rosa pela credibilidade e
dedicação a esse trabalho desde o início da escolha do tema até a última linha
dessa monografia.
Agradeço a ANP pela bolsa de incentivo a estudos no setor de Petróleo e Gás
através do programa PRH-08.
A todos os meus mestres que durante a graduação foram responsáveis por
construir pedacinho por pedacinho do conhecimento adquirido desses anos e meio.
Em especial àqueles que além da dedicação como professores compartilharam
momentos de amizade e descontração principalmente durante as viagens de campo:
Flávio Sampaio, Haroldo Sá, Amalvina Costa, Simone Cruz e Johildo Barbosa.
Vocês me ensinaram muito mais que GEOLOGIA.
Aos meus amigos da Geologia: Fabiane, André, Eula, Milena, Nelise, Jamille,
Gleide, Henrique, Luciano, Pedro, Valter, Rodolfo, Anderson, Alexandre, Mário,
Mateus ao casal Laura e Alexandre. Obrigada por vocês fazerem parte da minha
vida.
A todos os funcionários do IGEO, muito obrigado.
Obrigada Meu Deus, por todas as minhas conquistas.
6
“...se antes de cada acto nosso nos puséssemos
prever todas as consequências dele,
a pensar nelas a sério, primeiro as imediatas,
depois as prováveis, depois as possíveis,
depois as imagináveis, não chegaríamos sequer
a mover-nos de onde o primeiro
pensamento nos tivesse feito parar.
Os bons e os maus resultados dos nossos ditos e
Obras vão-se distribuindo, supõe-se que de uma forma
bastante uniforme e equilibrada, por todos
os dias do futuro, incluindo aqueles, infindáveis,
em que já cá não estaremos para poder
comprová-lo, para congratular-nos ou pedir perdão,
aliás, há quem diga que isso é que é a
imortalidade de que tanto se fala,”
Trecho de Ensaio Sobre a Cegueira,
de José Saramago.
7
RESUMO
Diante da atual demanda energética no mundo, a busca por novos
reservatórios de petróleo e gás se estende até àqueles anteriormente considerados
com economicamente inviáveis. Esses denominados reservatórios não
convencionais representam hoje em muitos países o caminho para a independência
energética.
Os reservatórios não convencionais possuem características petrofísicas
particulares que impossibilitam o hidrocarboneto acumulado de poder ser extraído
por processos simples de recuperação, necessitando assim de um estágio
tecnológico de desenvolvimento avançado.
Diante deste desafio este trabalho propõe o entendimento dos fatores que
afetam a distribuição e desempenho da produção dos principais reservatórios não
convencionais a exemplo dos reservatórios de metano em camadas de carvão,
arenitos com baixa permeabilidade, hidratos de Metano, reservatórios de óleo
pesado e de gás em folhelhos.
Com o foco principal de estudo na análise do reservatório de gás em folhelho
da Formação Barnett, localizado na bacia de Fort Worth no Texas, EUA, este
trabalho apresenta as principais características desse reservatório como seu
contexto geológico, características petrofísicas, geoquímicas e modelo de produção.
Evidenciando a viabilização e incorporação de novos recursos para a manutenção
da cadeia petrolífera/gaseífera depende da ampliação de pesquisas e
desenvolvimento tecnológico nessa área.
Palavras-chaves: Reservatórios não convencionais, gás em folhelho,
Formação Barnett.
8
ABSTRACT
Given the current energy demand in the world, the search for new oil and gas
reservoir extends to those with previously considered uneconomical. These so-called
unconventional reservoirs in many countries today represent the path to energy
independence.
The unconventional reservoirs have characteristics that preclude particular
petrophysical accumulated hydrocarbons can be extracted by simple processes of
recovery, thus requiring an advanced stage of technological development.
Faced with this challenge this paper proposes an understanding of the factors
affecting the distribution and production performance of major reservoirs such
unconventional reservoirs of methane in coal seams, sandstone with low
permeability, gas hydrates, heavy oil reservoirs and shales gas.
With the main focus of study in the analysis of reservoir Shale gas in Barnett
Formation, located in Fort Worth Basin in Texas, this paper presents the main
characteristics of this reservoir and its geological context, petrophysical
characteristics, geochemical and production model. Demonstrating the viability and
incorporation of new resources for the maintenance of chain oil/gasification depends
on the expansion of research and technological development in this area.
KeyWords: Unconventional Reservoirs, Shales gás, Barnett Formation.
9
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS x LISTA DE FOTOS xi LISTA DE TABELAS xii 1.0 INTRODUÇÃO 13
1.1 Apresentação 13
1.2 Objetivo 15
1.2.1 Objetivos Gerais 15
1.2.2 Objetivos Específicos 15
1.3 Metodologia 16
2.0 ROCHA RESERVATÓRIO 17
2.1 Rochas Reservatórios Convencionais 17
2.2 Rochas Reservatórios Não Convencionais 18
2.2.1 Reservatórios de metano em camadas de carvão. (Coalbed Metano). 18
2.2.2 Reservatórios em arenitos com baixa permeabilidade. (Tight Sands). 21
2.2.3 Hidratos de Metano (Methane Hydrates). 22
2.2.4 Reservatórios de óleo pesado. (Heavy Oil) 26
2.2.5 Reservatórios de gás em folhelhos (Shale gas). 28
2.2.5.1 Ocorrência mundial dos reservatórios de gás em folhelhos. 32
3.0 A FORMAÇÃO BARNETT, TEXAS, EUA ,UM EXEMPLO DE GÁS EM
FOLHELHOS.
35
3.1 Contexto Geológico. 35
3.2 Caracterização Litológica. 40
3.2.1 Composição Mineralógica e associações de litofáceis. 40
3.3 Caracterização Petrofísica. 46
3.3.1 Porosidade e Permeabilidade. 46
3.3.2 Saturação em água. 49
3.3.3 Ocorrência de Fraturas. 50
3.4 Característia Geoquímica. 52
3.4.1 Análises do Conteúdo de Carbono Orgânico Total. 52
3.4.2 Reflectância de Vitrinita. 54
3.5 Caracterização do reservatório a partir de interpretação de perfis. 59
3.6 Completaçâo e Produção. 69
4.0 CONCLUSÕES. 77 78 5.0 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS.
10
LISTA DE FIGURAS Figura 2.1: Movimentação do gás em camadas de carvão. 20 Figura 2.2: Localização dos maiores prospectos de gás em arenitos de baixa permeabilidade no Estados Unidos.
21
Figura 2.3: Estrutura dos hidratos de metano. 23 Figura 2.4: Áreas de ocorrência de hidratos de metano no Brasil. 25 Figura 2.5: Estimativas dos recursos petrolíferos mundiais. 26 Figura 2.6: Distribuição das reservas de óleo pesado, por continente. 27 Figura 2.7: Shale gas um sistema petrolífero independente. 29 Figura 2.8: Diagrama generalizado mostrando a área de ocorrência de acumulação de gás de forma convencional em trapas estruturais e estratigráficas e de forma não convencionais em folhelho.
31
Figura 2.9: Distribuições das reservas de shale gas no mundo em trilhões de metros cúbicos.
33
Figura 2.10: Distribuição da produção comercial de gás em folhelho nos EUA. 34 Figura 3.1: Localização da área de estudo. Mapa da Bacia Fort Worth mostrando as principais características geológicas que influenciam o folhelho de Barnett e contornos estruturais.
36
Figura 3.2: Paleogeografia regional da região centro-sul do continente durante o final do Mississippiano (325 Ma), mostrando a posição aproximada do Fort Worth.
37
Figura 3.3: Coluna estratigráfica generalizada da Bacia de Fort Worth. 38 Figura 3.4: Litofácies: Folhelhos silicosos não calcáreos e Folhelhos silicosos calcáreos,
43
Figura 3.5: Litofácies: Folhelhos Dolomíticos, Folhelhos calcáreos e concreções.
44
Figura 3.6: Litofácies: Folhelhos calcáreos laminados, Depósitos acamadados de Silte e areia com marcas de ondas e Depósitos Fosfáticos.
45
Figura 3.7: Litofácies: Depósito fossilífero. 46 Figura 3.8: Fotomicrografia através de Microscópio Eletrônico de Varredura (SEM - Scanning Electron Microscopy), da arquitetura de poros nanométricos no Folhelho de Barnett.
47
Figura 3.9: Relação Porosidade X Permeabilidade, obtida a partir de amostragem em testemunhos no folhelho da FM Barnett. Diferentes cores são codificadas para litofácies diferente.
48
Figura 3.10: Fotomicrografias, através de Microscópio Eletrônico de Varredura, dos poros nos Folhelhos de Barnett
48
Figura 3.11: Testemunho do folhelho de Barnett mostrando uma fratura preenchida quase vertical separada por uma camada de fosfatada mais porosa que a camada adjacente do folhelho.
51
Figura 3.12: Microfratrura no folhelho de Barnett, por análise a partir de Microscópio Eletrônico de Varredura (SEM - Scanning El ctron Microscopy).
51
Figura 3.13: Mapa de valores de Ro (isoreflectância) para o folhelho de Barnett na Bacia de Fort Worth.
55
Figura 3.14: Mapa mostrando a localização do Campo de Newark Leste e proximidades com cores indicando os valores de reflectância.
55
Figura 3.15: Diagrama demonstrando as três fases para a história térmica do folhelho de Barnett.
57
11
Figura 3.16: Carta de Eventos do Sistema Petrolífero onde está localizada a FM Barnett.
57
Figura 3.17: Carta de estratigráfica da Bacia de Fort Worth com detalhe para FM Barnett e produção de Óleo e Gás.
58
Figura 3.18: Localização das seções AA’ e BB’ da Bacia de Fort Worth. 61 Figura 3.19: Perfil típico estratigráfico mostrando o comportamento dos perfis de Raios Gama e Resistividade no Folhelho de Barnett, unidades superiores e subjacentes. (Profundidade em pés).
62
Figura 3.20: Seções AA’ na Bacia de Fort Worth. 63 Figura 3.21: Seções BB’ na Bacia de Fort Worth. 64 Figura 3.22: Profundidade de investigação x Resolução vertical das camadas, em ferramentas de perfilagens.
65
Figura 3.23: Registro do perfil do tipo Raio Gama, de Imagem Resistiva e comparação com descrição em testemunho de um poço localizado no campo de Newark Leste na Bacia de Fort Worth.
66
Figura 3.24: Distribuição mineralógica proposta a partir da análise de 7 poços no folhelho devoniano.
67
Figura 3.25: Perfis de Raios Gama, Espectrometria de Raios Gama, Densidade e Neutrônico e os Perfis de Resistividade, observado no intervalo testemunhado na Bacia de Worth (barra vermelha) no poço Texas United Blakely.
68
Figura 3.26: Gráficos obtidos com o cruzamento dos dados obtidos pelos perfis neutrônico e densidade.
68
Figura 3.27: Gráficos obtidos com o cruzamento dos dados obtidos pelos perfis neutrônico e densidade.
69
Figura 3.28: Aumento do número de poços de 1997 até 2009, no folhelho de Barnett.
70
Figura 3.29: Esboço do posicionamento de um poço horizontal e um poço vertical.
71
Figura 3.30: Comparação da produção e do número entre poços horizontais e verticais.
72
Figura 3.31: Modelo simplificado do processo de extração de gás em folhelho. 75
12
LISTA DE FOTOS
Foto 01: Afloramento em corte de estrada apresentado a disposição estratigráfica da Formação Barnett(B), sobre carbonatos Formação Limestone (C), sustentadas na base pelo Dolomítos do Grupo Ellenburger (E).
39
Foto 02: Afloramento do folhelho da FM Barnett Shale (B), exposto sobre o Llano uplift nas proximidades de San Saba, Texas.
39
Foto 03: Folhelho da FM Barnett sobre calcários do Grupo Chappel (C) separados por inconformidade do Grupo Ellenburger.
40
Foto-04: Realização do processo de fraturamento hidráulico no campo de Newark Leste. (1) Tanques de armazenamento do gel. (2) Unidades de bombeio. (5) Unidade de mistura (Blender do gel e propante) ao lado do poço.
73
Foto-05: Exemplo genérico dos equipamentos utilizados na operação de fraturamento de um poço de gás. (1) Silos contendo propante, (2) Unidades de bombeio, (3) Unidade de mistura, (4) Tanques com gel e água. O poço onde esse material será injetado encontra-se fora da figura a direita.
74
LISTA DE TABELAS
Tabela 01: Composição mineralógica do Folhelho de Barnett. 41 Tabela 02: Quando de Argilominerais presentes nos folhelhos da FM.Barnett e representação gráfica.
42
Tabela 03: Faixas de valores distintos de permeabilidade para a Formação Barnet e seus respectivos autores.
49
13
1.0 INTRODUÇÃO
1.1 Apresentação
Análises acerca da disponibilidade e viabilidade (seja econômica ou
geopolítica) de acesso às reservas provadas de hidrocarbonetos no mundo
assumem considerável importância quando se observa a demanda energética atual.
Nesse contexto o estudo dos reservatórios do tipo não convencional é de
imensa relevância no que se diz respeito à necessidade de suprir e reduzir a
dependência energética entre alguns países. Assim, a questão da ampliação de
pesquisas e desenvolvimento tecnológico, relacionados com esse tema, é de
extrema importância ao passo que possibilita a viabilização e incorporação de novos
recursos para a manutenção da cadeia petrolífera/gaseífera no mundo.
O presente trabalho se propõe em discutir os novos rumos que o setor
petrolífero vem tomando em busca da exploração dos reservatórios não
convencionais, especificando seus principais tipos, com enfoque no estudo do
reservatório de gás em folhelho da Formação Barnett, no Texas, Estados Unidos
(EUA).
Ao longo das últimas décadas a produção da cadeia gaseífera a partir de
reservatórios ditos como não convencionais em países como os Estados Unidos,
significam o caminho da independência energética. As previsões eram de que os
Estados Unidos seriam os grandes importadores globais de gás natural, mas as
perspectivas mudaram a partir das reservas de gás em folhelho, em inglês shale
gas, e os analistas começaram a revisar suas projeções.
Os primeiros folhelhos com reservas de gás a serem explorados foram os de
Ohio e Marcellus nos Estados Unidos, por volta de 1821. O gás produzido era
tipicamente canalizado para as cidades vizinhas e utilizado para o abastecimento de
lâmpadas de rua. A verdadeira corrida por gás de folhelho começou com a
descoberta realizada pela Mitchell Energy C. W. Slay nos folhelhos de Barnett no
ano de 1981.
O gás natural proveniente de folhelhos tem de ser produzido por tecnologias
não usuais, caracterizando assim esses reservatórios que os contém como
reservatórios não convencionais. Muitas vezes, a distinção entre recursos
convencionais e não convencionais foi feita com base em questões econômicas e
14
tecnológicas. Comumente, recursos não econômicos ou marginalmente econômicos
foram considerados então como não convencionais.
A Petrobras através do CENPES (Centro de pesquisa da Petrobras) vem
buscando identificar reservatórios com essas mesmas características nas bacias
brasileiras. Essa pesquisa está direcionada inicialmente para as bacias paleozóicas
a exemplo da Bacia do Paraná. Em função de apresentarem semelhanças com os
folhelhos explorados nos EUA. No intuito de propor uma expansão da produção de
petróleo e gás natural através de reservatórios não convencionais de forma a
intensificar as atividades exploratórias e incrementando os atuais volumes de
reservas do país.
Assim como outras empresas com a HRT e a OGX já emitiram em seus sites
oficiais notas de futuros prospectos em torno dos reservatórios não convencionais
de gás em folhelho na Bacia de Solimões e do São Francisco, respectivamente.
Assim pode-se concluir que a fomentação de pesquisa para a exploração e
produção de reservatórios não convencionais, como do tipo gás em folhelho, significa
uma possibilidade de maior aproveitamento dos recursos energéticos. Ao passo que,
a dinâmica energética mundial, como recursos naturais, tecnologia, mercados e
instituições que se configuram hoje, determinam a energia de amanhã.
15
1.2. Objetivos
1.2.1 Objetivo Geral
Mostrar que os avanços científicos e tecnológicos nas geociências durante as
últimas décadas ampliaram as possibilidades de campos de exploração da
cadeia petrolífera proporcionando uma reavaliação da potencialidade e
prospectividade em hidrocarbonetos nos reservatórios não convencionais.
1.2.2 Objetivos Específicos
Apresentar os novos rumos que o setor petrolífero vem tomando em busca da
exploração dos reservatórios não convencionais, tendo como foco principal, a
análise do reservatório de gás em folhelho de Barnett, que representa um
modelo de sucesso em todo o mundo, localizado na bacia de Fort Worth no
Texas, EUA.
Contribuir para a ampliação do desenvolvimento científico na área de
recursos não convencionais no cenário das geociências.
Construir um referencial teórico em português a cerca dos principais
características dos reservatórios não convencionais, ocorrência e importância
um material de consulta para estudos de identificação de potenciais
reservatórios similares no Brasil.
Entendimento dos fatores que afetam a distribuição e desempenho de
produção dos reservatórios não convencionais.
16
1.3. METODOLOGIA
Essa monografia foi elaborada e desenvolvida a partir de um processo
sistematizado de pesquisa bibliográfica e documental.
A pesquisa bibliográfica foi realizada no intuito de se buscar o domínio do
estado da arte presente na literatura do tema abordado, através do levantamento de
publicações impressas e/ou eletrônicas;
Essas pesquisas foram realizadas em livros, revistas, boletins técnicos,
documentos e publicações a partir de bibliotecas virtuais de associações tais como
AAPG (American Association of Petroleum Geologists), USGS (United States
Geological Survey), EIA (Energy Information Administration), órgãos relacionados à
atividade petrolífera.
A pesquisa documental foi elaborada a partir de fontes de informações tais
como folders, relatórios de empresas, registros fotográficos, entrevistas, arquivos e
outras. Informações estas que foram necessárias para esclarecer o processo de
completação e produção desses reservatórios.
Todo esse material, foi catalogado de acordo com a estruturação a qual esta
monografia foi elaborada, de forma de facilitar a sua utilização tanto na forma de
consulta como também na forma de referência.
Todo o material de consulta utilizado foi catalogado compreendendo um
acervo com cerca de 60 arquivos entre artigos, teses, revistas e boletins técnicos.
17
2.0 ROCHA RESERVATÓRIO.
Após os processos de geração e migração, eventualmente os
hidrocarbonetos se acumulam em armadilhas subterrâneas.
Entende-se por reservatório a porção da armadilha que contem óleo e/ou gás
como um sistema simples hidraulicamente conectado. (ALLEN E ROBERT, 1997).
A rocha reservatório pode apresentar qualquer origem ou natureza, mas para
se constituir em um reservatório deve apresentar espaços vazios em seu interior
(porosidade) e que estes vazios estejam interconectados, conferindo-lhe a
característica de permeabilidade. Deste modo, podem se constituir rochas
reservatório os arenitos e calcarenitos além de todas as rochas sedimentares
essencialmente dotadas de porosidade intergranular que sejam permeaveis.
(THOMAS, 2001).
2.1 Rochas Reservatórios Convencionais.
As rochas reservatórios convencionais são aquelas em que o hidrocarboneto
pode ser extraído por processos de recuperação primária e secundária. Constituem
reservatórios porosos e permeáveis, de identificável interface com a água, de baixa
viscosidade e de densidade baixa e média. Como a maioria dos arenitos e
calcarenitos.
Além desta classificação embasada nas características e propriedades
petrofísicas do reservatório há também a definição de rocha reservatório
convencional pela ótica técnico-econômica.
Como define Holditch, 2007: “Fundamentalmente os reservatórios
convencionais são aqueles cuja extração do produto é considerada fácil, prática e
econômica em um dado estágio tecnológico de desenvolvimento.”
18
2.2 Rochas Reservatórios Não Convencionais.
As rochas reservatórios não convencionais são aquelas que não apresentam
características petrofísicas capazes de garantir que o hidrocarboneto acumulado
possa ser extraído por processos simples de recuperação, necessitando assim de
um estágio tecnológico de desenvolvimento avançado.
Holditch (2007) explica que os reservatórios não convencionais são aqueles
que não podem ser produzidos a taxas de fluxo econômico viáveis ou que não
produzem volumes econômicos de petróleo e gás sem a ajuda de tratamentos de
estimulação maciça ou processos especiais de recuperação e tecnologias, tais como
a injeção de vapor.
No entanto, o conceito de reservatório não convencional não é preciso, pois o
reservatório que fora outrora assim considerado, pode vir a tornar-se convencional
com o avanço do conhecimento geológico e da tecnologia disponível.
Nos itens a seguir estão brevemente apresentados os principais tipos de
reservatórios não convencionais, principais características e ocorrência.
Essencialmente, existem diversas categorias, a saber:
Reservatórios de metano em camadas de carvão. (Coalbed Metano).
Reservatórios em arenitos com baixa permeabilidade. (Tight Sands).
Hidratos de Metano (Methane Hydrates).
Reservatórios de óleo pesado. (Heavy Oil).
Reservatórios de gás em folhelhos (Shale Gas).
2.2.1 Reservatórios de metano em camadas de carvão. (Coalbed Metano).
Devido à sua grande área superficial interna as camadas de carvão
armazenam entre seis e sete vezes mais gás de metano do que o volume
equivalente de uma rocha reservatório de gás convencional.
Há décadas a concepção a cerca do gás de carvão é que o mesmo
significava um grande problema no processo de lavra, uma vez que elevadas
concentrações de metano em minas representam séria ameaça à segurança dos
19
trabalhadores. Atualmente o gás adsorvido nas camadas de carvão constitui um dos
exemplos entre as reservas de gás não convencional.
Os reservatórios de gás nas camadas de carvão são definidos como não
convencionais, pois o armazenamento do gás neste reservatório ocorre pelo
fenômeno de adsorção, que é fundamentalmente diferente do processo de
estocagem em reservatórios convencionais, onde o gás é estocado sob pressão nos
espaços porosos das rochas reservatórios.
Segundo Loftin (2009), na adsorção, o metano adere à superfície das
pequenas partículas de carvão promovendo um aumento da densidade do fluido até
valores próximos daqueles do líquido correspondente. Este processo permite que a
capacidade de estocagem nesses sistemas exceda, em muito, aquela normalmente
encontrada nos reservatórios convencionais.
A adsorção do metano no carvão é controlada por alterações de pressão. A
diminuição de pressão provoca a dessorção das moléculas da superfície sólida,
processo que faz com que as moléculas sólidas retornem à fase gasosa. As
moléculas livres na fase gasosa permeiam os microporos da matriz de carvão por
meio de difusão. O processo de difusão é lento, e só ocorre em pequenos percursos
até que sejam atingidas as fraturas naturais do material (cleat system). As fraturas
naturais constituem o principal sistema de transferência de gás do reservatório até o
poço.
Salvo raras exceções, as fraturas naturais se encontram repletas de água,
sendo a pressão hidrostática capaz de manter o gás adsorvido na superfície do
carvão. Assim sendo, a retirada de água do conjunto de fraturas promove a redução
de pressão necessária para a produção de gás. Por ser um líquido altamente
incompressível, a retirada de água em grandes volumes acarreta uma abrupta
queda na pressão do reservatório, permitindo a dessorção do gás, sua difusão pela
rede carbonífera e, por fim, a sua penetração no conjunto de fraturas naturais.
(LOFTIN, 2009).
Para melhor entendimento a cerca do sistema de extração de gás de
camadas de carvão a figura 2.1 exemplifica a movimentação do gás em camadas de
carvão com o aumento de escala.
20
Figura 2.1: Movimentação do gás em camadas de carvão. Fonte: Adaptado de Loftin, 2009.
No início da produção, obtém-se quase que exclusivamente água, uma vez
que a quantidade de gás livre no sistema é muito pequena. Com o avançar do
tempo, o grau de saturação de gás na água aumenta e a taxa de recuperação de
gás começa a atingir níveis comerciais. Este comportamento se opõe àquele de
produção de gás de reservatórios convencionais, onde a vazão de gás é maior e a
produção de água é menor exatamente nos primeiros estágios do processo
(LOFTIN, 2009).
Nos EUA, o Comitê de Gás Potencial (Potential Gas Committee) estima que o
gás de carvão corresponda a 7,8% do total de recursos de gás, sendo utilizado
primordialmente para aquecimento e para geração elétrica (NATURALGAS.ORG,
2010).
Vale ressaltar que o carvão pode estocar outros gases além do metano,
sendo o CO2 um dos gases adsorvidos preferencialmente pelo sólido. Uma vez que
a afinidade do carvão pelo CO2 é maior que pelo metano, à medida que este último é
liberado, a quantidade de CO2 adsorvido no carvão tende a aumentar. Este efeito
permite vislumbrar a possibilidade de, no futuro, se utilizar campos de carvão
depletados para seqüestro de CO2 ou utilizar este fenômeno para aumentar a
recuperação de metano pela injeção do dióxido de carbono (LOFTIN, 2009).
21
2.2.2 Reservatórios de arenitos com baixa permeabilidade. (Tight Sands).
Os reservatórios de arenitos com baixa permeabilidade também denominados
de: arenitos muito fechados (Tight Sands) possuem permeabilidade menor que 0,1
millidarcy. O millidarcy é uma unidade de medida relacionada com a capacidade de
um fluido passar através de um meio poroso. O grau de permeabilidade depende do
tamanho e da forma dos poros e das suas interligações.
Tais reservatórios apresentam enormes desafios técnicos para viabilizar sua
produção como; incertezas geológicas, cenários em águas profundas, dificuldades
de produção e garantia de fluxo, explica Plavnik, 2007.
Segundo o mesmo autor, o arenito convencional mostra um espaço poroso
bem conectado, enquanto o do arenito tight é extremamente irregular e pouco
conectado por capilaridades. Justamente devido a esta pouca conectividade (baixa
permeabilidade), o gás trapeado neste arenito não é produzido facilmente
necessitando assim de métodos mais avançados de avaliação além de novas
tecnologias de forma a torná-los parte de recursos do portfólio de energia no futuro.
Até a presente data, para a produção de gás nos reservatórios de arenitos
com baixa permeabilidade de forma econômica, necessita-se da presença de
sistemas abertos de fratura natural. Assim, é imprescindível uma investigação
centrada no desenvolvimento de ferramentas e métodos avançados que ajudem a
prever a localização dos reservatórios de gás que estejam naturalmente fraturados
antes da etapa da perfuração.
Segundo Vieira (2006), os valores de permeabilidade dos reservatórios de
arenitos fechados encontrados no Brasil, e nos quais estão concentradas as jazidas
de gás, encontram-se na faixa de 0,1mD a 2mD. Muitos desses reservatórios se
encontram na região Nordeste. Também existem grandes reservas em países como
Argentina, México e EUA. As dificuldades para prospecção nessas áreas envolvem
desde a etapa de modelagem do reservatório até serviços de perfuração e
completação do poço. Eles exigem uma série de tratamentos especiais para garantir
a produção, como o fraturamento da rocha.
O desenvolvimento e a disponibilidade dessa tecnologia já possibilitaram a
produção em algumas bacias localizadas nos Estados Unidos como pode ser
observado na figura 2.2.
22
Figura 2.2: Localização dos maiores prospectos de gás em arenitos de baixa permeabilidade no Estados Unidos. Fonte: EIA, 2010.
2.2.3 Hidratos de Metano. (Methane Hydrates).
Os hidratos que armazenam o gás metano tem sido objeto das mais recentes
pesquisas relacionadas com reservatórios não convencionais. Os hidratos são
formados quando moléculas de água se solidificam formando uma estrutura do tipo
“gaiola” em torno de moléculas de metano. (PEER, 2010).
Hidratos de gás são geralmente encontrados em margens continentais com
altas taxas de sedimentação, as quais asseguram rápido soterramento e
preservação da matéria orgânica existente.
De acordo com Kvenvolden e Bernard (1983), após a etapa de soterramento
inicia-se um processo de metabolização da matéria orgânica, resultando no
aparecimento de duas zonas bioquimicamente diversas na camada sedimentar: uma
região onde predominam os processos aeróbicos, sobreposta a outra, na qual são
23
dominantes as reações efetuadas sob regime anaeróbico. Nesta zona inferior
alternam-se dois níveis. No nível de cima ocorrem processos de redução dos
sulfatos, enquanto no nível de baixo dominam as reações que levam à redução dos
carbonatos, as quais favorecem amplamente a formação de metano biogênico.
Segundo esses autores, a composição molecular e isotópica dos
hidrocarbonetos gasosos, bem como a profundidade em que esses hidratos são
encontrados, levam a crer que a maior parte do gás metano existente na forma de
hidratos tem origem na alteração bacteriana da matéria orgânica.
A figura 2.3 ilustra a estrutura dos hidratos de metano – Gaiolas (cages)
formadas por moléculas de água que “aprisionam” moléculas de metano e
configuram a microestrutura de um reservatório de gás metano proveniente de
hidratos.
Figura 2.3: Estrutura dos hidratos de metano.
Fonte: PEER, 2010.
As condições de formação e estabilidade dos hidratos são determinadas pela
relação entre três variáveis: concentração do metano, temperatura e pressão.
24
O composto tende a se formar em locais onde há temperaturas relativamente
baixas, pressões relativamente altas e quantidades suficientes de água e gás
formador do hidrato. (CLENNELL 2000, apud MACHADO, 2009).
Os hidratos têm a peculiaridade de serem grandes fontes de gás. A
dissociação de 1m3 de hidrato à temperatura ambiente resulta em 164 m3 de metano
e 0,8 m3 de água (KVENVOLDEN, 1993).
Pesquisas apontam que foram os russos, no final da década de 60, os
pioneiros no estudo do método de avaliação e exploração de depósitos de hidratos
de gás natural, bem como no desenvolvimento de uma teoria que explicasse sua
formação.
De acordo com Kennett (2003), 90% da área total dos oceanos possuem as
condições favoráveis de temperatura e pressão para o desenvolvimento de zonas de
hidratos de gás em profundidades que, em geral, variam de 100m a 650m dentro da
camada sedimentar. Nestes locais, a pressão de vapor dos gases pode cair
abruptamente formando um depósito embrionário de hidratos de gás.
Acredita-se que esta queda de pressão induz a que o restante do gás retido
nos sedimentos e na própria água migre por difusão e filtragem, fazendo com que o
depósito inicial cresça lateralmente e em profundidade, concentrando grandes
quantidades de gás de metano.
Um método que teve êxito em produzir o gás economicamente a partir de
hidrato é o "método de despressurização". Este método só é aplicável a hidratos que
existem em regiões polares sob o chamado “permafrost”.
Segundo Machado (2009), primordialmente as pesquisas no Brasil eram
voltadas apenas para o desenvolvimento de inibidores de hidratos de gás para evitar
os prejuízos causados pela obstrução dos dutos de óleo e gás. Entretanto, algumas
dessas pesquisas, publicadas entre o final da década de 80 e o início dos anos 2000
na forma de artigo em periódicos e anais, já indicaram a existência de ocorrência de
recursos no Brasil e registraram a presença do composto na foz do Amazonas e na
Bacia de Pelotas.
Machado (2009) apresenta uma revisão da literatura de hidratos de gás e
considera grandes as probabilidades de que sejam encontrados nas bacias
sedimentares de Campos, Espírito Santo e Cumuruxatiba. A figura 2.4 identifica as
áreas consideradas promissoras para a exploração de hidratos no Brasil.
25
Segundo dados divulgados pelo Laboratório de Geologia Marinha da
Universidade Federal Fluminense (UFF), a ocorrência de hidratos da Bacia da Foz
do Amazonas tem volume estimado em 450 trilhões de pés cúbicos (TCF),
equivalente a 13 trilhões de m3 de gás em superfície. A espessura estimada de 450
m para essa camada de hidrato deve ser vista com cautela, mas os valores
calculados são compatíveis com as outras ocorrências mundiais.
Para os hidratos de gás do Cone do Rio Grande da Bacia de Pelotas, Sad et
al. (1997), estimaram uma área média de 45.000 km2, uma espessura de 200m e
uma concentração de 1,5%. Com base nesses dados, o volume calculado é de 135
bilhões de m3 de gás in place, ou 22 trilhões de m3 em superfície, considerando-se
um fator volume de formação (Bg) de 0,006 para o gás de hidrato. Estes valores se
assemelham aos dos maiores depósitos de hidratos do mundo.
Figura 2.4: Áreas de ocorrência de hidratos de metano no Brasil. Fonte: Machado, (2009).
26
2.2.4 Reservatórios de óleo pesado. (Heavy Oil).
Segundo Alboudwarej (2007), a maior parte dos recursos de petróleo do
mundo corresponde a hidrocarbonetos pesados. As estimativas do total de reservas
de petróleo no mundo oscilam entre 9 a 13 trilhões de barris, incluindo óleos
pesados, ultrapesados e o betume que, somados apresentam cerca de 70% dos
recursos petrolíferos, como apresentado na figura 2.5.
Esses originaram de hidrocarbonetos que foram gerados em formações
profundas, mas migraram para a região da superfície onde foram degradados por
bactérias e por intemperismo, havendo ainda o escape dos hidrocarbonetos na
fração leve.
Figura 2.5: Estimativas dos recursos petrolíferos mundiais. Fonte: Adaptado de Schlumberger, 2007.
De acordo com Obregón, (2001), considera-se que os óleos pesados são
aqueles que possuem menos de 19ºAPI (entre 10°-20°), uma densidade maior que
0,90 g/ mL e uma viscosidade maior que 10cP, entre 10cP-100cP no fundo e,
viscosidade de 100cP a 10.000cP na superfície. Essas características aumentam as
dificuldades e tornam sua exploração onerosa, dificultando sua movimentação desde
o reservatório até a superfície.
Os óleos pesados são muito viscosos e têm elevada quantidade de carbono
em relação ao hidrogênio, em geral com mais de 15 átomos de carbono por
27
molécula. Também têm como características; índices elevados de aromáticos,
parafina, asfalteno, enxofre, nitrogênio e metais pesados. Além disso, os óleos
pesados têm um ponto de ebulição bem maior que os óleos leves.
As estimativas de reservas no planeta distribuída por continentes de óleos
ditos não convencionais, de acordo com Kooper et al. (2007) oscilam entre 6 a 9
trilhões de barris. Os óleos pesados representam cerca de 15% das reservas
estimadas. Já a sua quantidade em relação às reservas comprovadas gira em torno
dos 550 bilhões de barris, sendo o continente americano a região com as maiores
jazidas, em torno de 61% do montante, conforme apresentam figura 2.6.
Figura 2.6: Distribuição das reservas de óleo pesado, por continente.
Fonte: Adaptado de Schlumberger, 2007.
A maioria dos reservatórios de óleo pesado, óleo ultrapesado, e depósitos de
betume ocorrem em profundidades muito rasas, ou seja, próximos da superfície.
Essa forma de ocorrência resulta em uma série de dificuldades para avaliação e
produção desses reservatórios.
28
O fenômeno da segregação composicional do óleo induz diferença de
densidade do petróleo dentro da formação portadora e, na região de contato óleo-
água, podem ser encontradas verdadeiras camadas de betume, ou óleo ultrapesado.
Segundo Obregón, (2001), o óleo pesado possui como característica baixo
poder calorífico. Devido esse tipo de óleo possuir moléculas de grande peso
molecular com baixo teor de hidrocarbonetos menos densos tais como o as frações
leves e o próprio gás. Esses reservatórios tendem apresentar uma baixa
recuperação primária em face de sua baixa energia autógena induzindo baixas
eficiências de recuperação e a baixos índices de produtividades dos poços.
Como já foi citado anteriormente os óleos pesados são viscosos, propriedade
que tem um papel crucial no transporte de fluidos. E cabe lembrar que, a
viscosidade dos hidrocarbonetos líquidos sofre uma variação direta exponencial com
a temperatura. Assim, é baixa a mobilidade do óleo no seu escoamento dentro da
rocha reservatório. Este fato agrava a eficiência de recuperação, a produtividade dos
poços e muda substancialmente o perfil de produção de líquidos (água e óleo) ao
longo da vida útil de um dado campo produtor. Além do transporte em dutos que
requerer maior nível de pressão, impondo maior consumo de energia.
No Brasil os principais reservatórios de óleo pesado se encontram no sudeste
do país: Arenitos Turbidíticos e Carbonatos do Membro Siri na Bacia de Campos, e
em Arenitos do Eoceno da Bacia de Santos.
2.2.5 Reservatórios de gás em folhelhos (Shale Gas).
O folhelho é uma rocha sedimentar formada por fração granulométrica argila
depositada por decantação em ambientes de baixa energia constituindo camadas
com laminações paralelas que eventualmente pode conter gás confinado no espaço
entre elas.
Em virtude da granulação muito fina, as rochas são muito suscetíveis a
rearranjos mineralógicos, originando alguns minerais autigênicos, isto é, grupo de
minerais formados durante a sedimentação ou na fase de diagênese precoce,
podendo então indicar as condições físico-químicas dos ambientes de
sedimentação. Esse arranjo seria provavelmente a principal causa da litificação dos
folhelhos.
29
A composição dos folhelhos pode variar de acordo com a rocha à qual estes
estão associados, assim como a coloração, do vermelho amarronzado ao preto.
Os folhelhos podem ser depositados em diversos ambientes onde ocorram
baixos níveis de tração e predomine o processo de decantação. Os folhelhos
portadores de gás são depositados em ambientes anóxicos comuns em lagos,
mares e oceanos. A sua composição, pode variar bastante, sendo controlada pelo
tectonismo ou geomorfologia de bacia sedimentar onde se encontram.
No caso especial dos folhelhos reservatórios de gás, sabe-se que, o que
representa hoje a rocha reservatório foi na verdade a rocha geradora durante o
processo de maturação da matéria orgânica. Além de ser a geradora e o próprio
reservatório constitui ainda características de rochas selantes, configurando assim
um sistema petrolífero totalmente independente como definido por Jarvie et al.
(2003) (Figura 2.7).
Portanto, somente o folhelho cujo processo deposicional se deu em ambiente
anóxico, pode representar potencial para acumulação de gás. Porque para que haja
a ocorrência de hidrocarboneto, a matéria orgânica geradora deverá acumular-se
sem sofrer oxidação.
Figura 2.7: Shale gas um sistema petrolífero independente
Fonte: Modificado de Jarvie et al. (2003).
30
Em um dado ambiente deposicional a camada onde ocorrem taxas mínimas
de oxigênio denominada de Oxygen Minimum Layer (OML), por Ayers, (2005)
representa um bom local para a deposição e preservação dos recursos marinhos
ricos em sedimentos orgânicos. Estas podem está localizadas sobre o talude
continental e em águas profundas, por exemplo.
Segundo Ayers, (2005) um folhelho gerador típico que teria um grande
potencial para representar um shale gas, seria um folhelho rico em matéria orgânica
e com as seguintes características:
Coloração escura a preta;
Baixa porosidade e permeabilidade;
Conteúdo Orgânico Total (TOC) entre 1-10% (ou mais);
Comumente bem estratificados;
Assinatura de raios gama geralmente maior que 140 API;
Ocorrência de Pirita (lamas anóxica, onde bactérias anaeróbicas foram ativas);
Se folhelhos fosfatados.
Os reservatórios de gás em folhelhos são classificados quanto a sua
acumulação como plays “contínuos” de gás natural, ou seja, acumulações que são
difundidas em grandes áreas geográficas.
As acumulações contínuas diferem das convencionais de hidrocarbonetos em
dois aspectos importantes. Primeiro, eles não ocorrem acima de uma base de água,
e segundo, eles geralmente não são estratificados por densidade dentro do
reservatório, conforme mostrado na figura 2.8.
31
Figura 2.8: Diagrama generalizado mostrando a área de ocorrência de acumulação de gás de forma
convencional em trapas estruturais e estratigráficas e de forma não convencionais em folhelho.
Fonte: Modificado de Pollastro, 2003.
A origem do hidrocarboneto nas rochas geradoras pode ser por dois
processos:
Como o gás biogênico por causa da ação de microrganismos anaeróbios,
durante a primeira fase diagenética de soterramento ou a recente invasão de
bactérias carregadas de água meteórica e;
Como o gás termogênico da degradação térmica do querogênio em maiores
profundidades e temperaturas.
Os fatores que controlam o nível de produção de metano após o soterramento
dos sedimentos são: o ambiente anóxico, ambiente deficiente de sulfato, a baixa
temperatura, a abundância de matéria orgânica e o espaço suficiente para
armazenagem de gás.
Os folhelhos reservatórios de gás possuem armazenamento intrínseco de
fluidos e transmissividade na ordem de micro Darcy. O armazenamento do gás
nesse caso ocorre dentro das fraturas, ou na porosidade da matriz e, como uma fase
32
adsorvida em querogênio. A adsorção é a adesão de uma única camada ou mais
moléculas de gás às superfícies internas de uma matriz de folhelho.
Aproximadamente 50% do total de gás em folhelho podem ser encontrado
como uma fase adsorvida no querogênio, (Faraj et al, 2004). Assim, a quantidade
total e o tipo de matéria orgânica exercem uma forte influência sobre a capacidade
de adsorção do folhelho.
A permeabilidade é obtida através dos sistemas naturais de fratura
desenvolvido a partir de influências componentes estruturais mais competentes, bem
como através da presença de lâminas de siltito/arenito presentes nos folhelhos.
Segundo Nelson, (2001) os reservatórios de gás em folhelhos classificam-se
como reservatórios fraturados cujo armazenamento é dado principalmente na matriz
e a permeabilidade é assegurada mediante as fraturas.
2.2.5.1 Ocorrência mundial dos reservatórios de gás em folhelhos.
Do longínquo canto noroeste do Canadá a borda sudeste da Austrália, os
campos de folhelho estão gerando interesse e especulação como fontes abundantes
de gás natural.
O desenvolvimento e aperfeiçoamento das técnicas de perfuração horizontal
e de fraturamento hidráulico têm permitido a expansão da capacidade de produção
de gás natural em formações geológicas do tipo gás em folhelho. Nesse novo
contexto exploratório, destaca-se o crescimento da produção nos EUA e no Canadá
onde o aumento da oferta interna de gás natural vem modificando completamente o
mercado do energético.
Existe uma serie de ocorrências de gás em folhelhos localizadas em diversos
países, tais como Estados Unidos, Argentina, China, Canadá e no sul Brasil. Essas
ocorrências uma boa parte delas são denominadas de estimadas como a que ocorre
na Bacia do Paraná, ou seja, carecem de uma confirmação posterior para que sejam
ditas reservas provadas. (figura 2.9).
33
Figura 2.9: Distribuições das reservas de shale gas no mundo em trilhões de metros cúbicos.
Fonte: www.eia.doe.gov.
Como se podem observar as principais ocorrências de reservas de gás em
folhelhos estão localizadas nos Estados Unidos assim como a principal produção e
comercialização desse gás. Suas reservas estão distribuídas em diversas bacias
como; Bacia dos Appalaches, Bacia de Michigan, Bacia Illinois, Bacia do San Juan e
na Bacia de Fort Worth, (Figura 2.10).
34
Figura 2.10: Distribuição da produção comercial de gás em folhelho nos EUA. Fonte: Faraj et al, 2004.
Desde a década de 1990 a produção de gás em folhelho vem apresentando
números consideráveis de crescimento. Em 2004, a produção de gás em folhelhos
nos EUA chegou a cerca de 700 Bcf /ano, um enorme aumento em comparação a
350 Bcf / ano em 2000. Tendo como o maior produtor de gás em folhelho a
Formação Barnett, na bacia de Fort Worth, que representa o principal objeto de
pesquisa desse trabalho ao passo que, a partir da exploração deste reservatório de
gás, os EUA passaram representar a nação com maior potencial econômico para a
produção de gás em folhelho e definir o padrão para o desenvolvimento posterior de
outras bacias em todo o mundo.
No Brasil a publicação mais recente a cerca do tema, foi a realizada pelo
Grupo HRT em seu Relatório de Resultados referente ao mês de dezembro de 2010,
atestando que recursos de gás em reservatórios não convencionais foram
identificados no bloco do Solimões, localizada na região amazônica do Brasil
pertencente a empresa. Estima-se que a área possui um potencial entre 35 tcf (991
bilhões de m³ ou 6,2 bilhões de BOE) e 175 tcf (4.955 bilhões de m³ ou 31,2 bilhões
de BOE) de gás em folhelhos (shale gas), que podem potencialmente representar
uma fonte significativa e de longa duração para suprimento de gás natural.
35
3.0 A FORMAÇÃO BARNETT, TEXAS, EUA UM EXEMPLO DE GÁS EM FOLHELHOS.
3.1 Contexto Geológico.
O denominado folhelho da formação Barnett está localizado em toda a
extensão da Bacia Fort Worth, região adjacente do Arch Bend no centro-norte do
Texas ocupando uma área total de 75.520 Km². (Figura 3.1).
Os limites geográficos do folhelho de Barnett incluem o Cinturão de
Cavalgamento de Ouachita a leste, o Arco Muenster e Rio Vermelho ao norte, a
Plataforma Oriental a oeste e Llano Uplift a sul. (MONTGOMERY et al, 2005;
POLLASTRO, 2007).
O contexto geológico atual em que a área esta situada se deu a partir do
contexto tecnossedimentar regional. Durante todo o final do Proterozóico o
supercontinente no qual o Cráton Norte Americano esteve inserido permaneceu
coeso (DiCKINSON, 1981). Sabe-se que apenas durante o período da metade para
o final do Mesoproterozóico (1300-1000 Ma), ocorreu o evento tectônico colisional
mais bem definido denominado de Orogenia Grenville, durante o qual a colisão de
placas promoveu um encurtamento crustal e falhas de empurrão.
No Neoproterozóico (~850 Ma) ocorreu a fragmentação em placas de parte do
supercontinente, separando a Placa Norte-Americana da Placa Sul-Americana-
Africana. Este evento promoveu o conjunto de falhas de direção NNW de alto
mergulho com rejeito lateral (KELLER et al., 1980). As direções estruturais de ambos
os eventos parecem ter influenciado os padrões estruturais posteriores no
Paleozóico, Mesozóico, e Cenozóico (HENRY and PRICE, 1985).
Segundo alguns autores, foi durante o início do Permiano (310 Ma) que se
originou um dos mais importantes ciclos tectônicos em mega escala e que culminou
com o Marathon Uplift (DECKER, 1981).
A colisão da Placa Laurásia e da Placa Sul Americana-Africana (Gondwana),
produziu o evento compressional Ouachita-Marathon formou o Cinturão de
Cavalgamento Ouachita que possui grande expressividade e importância nos
elementos e processos para o sistema de acumulação de gás na área de estudo.
(ARBENZ, 1989).
36
Figura 3.1: Localização da área de estudo. Mapa da Bacia Fort Worth mostrando as principais características geológicas que influenciam o folhelho de Barnett e contornos estruturais. Fonte: Modificado Montgomery e et al, 2005.
A Bacia de Fort Worth, onde está inserida a área de estudo, se formou
durante a Orogenia de Ouachita no final do Paleozóico, gerados pela convergência
de Laurássia e Gondwana (Figura 3.2). Esta era parte de um bacia de foreland
situada na borda sul da Laurussia.
37
Figura 3.2: Paleogeografia regional da região centro-sul do continente durante o final do Mississippiano (325 Ma), mostrando a posição aproximada do Fort Worth. Fonte: Modificada de Blakey, 2005.
Pode-se observar através da Coluna estratigráfica da Bacia de
Estratigraficamente Fort Worth que Formação Barnett encontra-se recobrindo os
calcários do Grupo Chapel que por sua vez estão em contato erosivos como estratos
carbonáticos da Formação Viola do Ordoviciano. E é recoberta pelo calcário Marble
Falls, concordante com uma espessa sucessão de sedimentos sobrejacentes
Pensilvâniano. A formação Barnett é subdivida superior e inferior, está intercalada
aos carbonatos da Formação Forestburg. (Figura 3.3).
38
Figura 3.3: Coluna estratigráfica generalizada da Bacia de Fort Worth. Fonte: Modificado de Pollastro (2003).
39
A seguir podem ser observadas uma série de fotos de afloramentos dos
folhelhos da Formação Barnett, durante uma campanha de campo. Nessas fotos
observam-se as relações de contato entre os folhelhos Barnett e os carbonatos
Formação Marble e os dolomitos do Grupo Ellenburger.
Foto 01: Afloramento em corte de estrada apresentado a disposição estratigráfica da Formação Barnett(B), sobre carbonatos Formação Limestone (C), sustentadas na base pelo Dolomítos do Grupo Ellenburger (E). (Fotografia cedidas por Daniel J. Soeder).
Foto 02: Afloramento do folhelho da FM Barnett Shale (B), exposto sobre o Llano uplift nas proximidades de San Saba, Texas. (Fotografia cedidas por Daniel J. Soeder).
40
Foto 03: Folhelho da FM Barnett sobre calcários do Grupo Chappel (C) separados por inconformidade do Grupo Ellenburger. (Fotografia cedidas por Daniel J. Soeder).
3.2 Caracterização Litológica.
De maneira geral o folhelho de Barnett é rico em sílica e matéria orgânica,
com quantidades variáveis de carbonatos, menores quantidades de dolomita, e uma
dispersão de minerais como feldspato e pirita. Embora muitas vezes descrito como
um "folhelho negro", este termo pode ser enganador quando aplicado ao Barnett. Na
verdade, a formação é rica em sílica (35% -50%, em volume) e relativamente pobre
em minerais de argila (menos de 35%, geralmente). É, portanto, litologicamente
distintas de vários conhecidos folhelhos negros como os de Antrim, Bakken,
Chattanooga ou Woodford, também localizados nos Estados Unidos.
3.2.1 Composição Mineralógica e associações de litofáceis.
Análises de amostras de folhelho de Barnett obtidas ao redor dos Municípios
Denton e Wise indicam que na área central, a média composicional do folhelho de
41
Barnett é de 45-55% de silte (quartzo e feldspato), 15-25% de carbonatos, 20-35%
minerais de argila, e 2-6% pirita. (BOWKER, 2003). (Tabela 01)
Tabela 01: Composição mineralógica do Folhelho de Barnett. Fonte: Bowker, 2003.
Uma das razões que faz do folhelho Barnett um dos maiores produtores
desse tipo de reservatório não convencional nos EUA esta relacionado à sua
composição mineralógica quartzosa que confere ao mesmo uma maior facilidade ao
fraturamento hidráulico. Quando submetido ao processo de estimulação por
fraturamento a fim de aumentar a sua produtividade, este caráter frágil fornece uma
melhor resposta. (GALE et al 2007;. JARVIE et al 2007).
Entre outras características, a composição dos folhelhos é extremamente
importante para a facilidade de produção desse tipo de reservatório não
convencional. A presença de minerais de argila (argilominerais) contribui ainda mais
para redução da porosidade e da permeabilidade dificultando a produção nesses
poços.
Os principais argilominerais presentes em reservatórios petrolíferos são: illita,
caulinita, esmectita e clorita (PIMENTA, 1995). Dentre esses tipos, a esmectita é a
que apresenta maior capacidade de inchamento, por conta da sua característica
expansível, sendo responsável por grande parte dos “danos à formação” nesse tipo
de reservatório.
As primeiras análises composicionais dos folhelhos da FM. Barnett foram
descritas por Jarvie (2004) onde foram definidas 5 litofáceis. Caracterizadas como
folhelhos negros, folhelhos calcários negros, folhelhos fosfáticos negros, grainstone
calcáreos (DUNHAM, 1962), folhelhos dolomíticos negros.
42
Em 2005, Papazis propôs outra classificação em: folhelhos negros, calcita
rica, sedimentos ricos e folhelhos negros de composição fosfática, acumulações de
grãos grosseiros e concreções de pirita.
Posteriormente em 2006, os autores Hickey e Henk identificaram seis
litofácies no folhelho de Barnett, concluindo uma sedimentação em águas profundas
com intercalações de camadas de lama e fluxos de detritos.
Já em 2009, Kale a partir de 796 amostras obtidas em 4 poços localizados no
campo de produção Newark Leste, mostra a presença de diferentes minerais de
argila, evidenciando que a illita é a argila predominante. Na tabela 02 estão
apresentadas as percentagens dos argilominerais presente dos folhelhos da
Formação Barnett segundo, Sagar, 2009. Illita (70%), argilas mistas
interestratificadas (15%), clorita (8%), caulinita 2% e esmectita com 1%.
Tabela 02: Quando de Argilominerais presentes nos folhelhos da FM.Barnett e representação gráfica. Fonte: Modificada de Kale (2009).
As litofácies que compõem a formação Barnett, foram descritas e
caracterizadas por Singh (2008), a partir de amostras de testemunho de acordo com
os métodos de O'Brien e Slatt (1990).
Foram identificadas 9 litofácies baseadas em uma série de analises tais
como: MEV ( Microscopia Eletrônica de Varredura), análise macroscópica de
testemunho para descrição de estruturas sedimentares e texturas.
Além de análises mineralógicas, obtidas por difratometria de raios (DRX) e
espectroscopia de infravermelho. Essas análises listadas anteriormente associadas
ao teor de carbono orgânico total (COT) forneceu embasamento para a identificação
das 9 litofácies a seguir: (1) Folhelhos silicosos não calcáreos (2) Folhelhos
silicosos calcáreos, (Figura 3.4) (3) Folhelhos Dolomíticos, (4) Folhelhos calcáreos,
43
(5) Concreções, (Figura 3.5) (6) Depósitos de calcáreos laminados, (7) Depósitos
acamadados de silte e areia com marcas de onda, (8)Depósito fosfático (Figura 3.6)
e (9) Depósito fossilífero. (Figura 3.7).
Figura 3.4: Litofácies: Folhelhos silicosos não calcáreos e Folhelhos silicosos calcáreos,
Fonte: Singh, 2008.
44
Figura 3.5: Litofácies: Folhelhos Dolomíticos, Folhelhos calcáreos e concreções.
Fonte: Singh, 2008.
45
Figura 3.6: Litofácies: Folhelhos calcáreos laminados, Depósitos acamadados de Silte e areia com
marcas de ondas e Depósitos Fosfáticos.
Fonte: Singh, 2008.
46
Figura 3.7: Litofácies: Depósito fossilífero.
Fonte: Singh, 2008.
3.3 Caracterização Petrofísica.
Neste item serão discutidos os parâmetros petrofísicos que mais influenciam
na capacidade de armazenamento e fluxo do hidrocarboneto. Como por exemplo:
porosidade e permeabilidade, saturação em água e as propriedades mecânicas da
rocha.
3.3.1 Porosidade e Permeabilidade
A porosidade onde o gás "livre" encontra-se armazenado nos folhelhos esta
associado aos nanoporos (109 mm) localizados no material orgânico concentrado de
querogênio. Poros com essa dimensão só são caracterizados e visualizados através
de microscopia eletrônica de varredura. Em reservatórios convencionais poros dessa
ordem de grandeza além de não contribuírem para o fluxo de fluidos apresentam
elevados valores de saturação de água irredutível. (Figura 3.8).
47
Figura 3.8: Fotomicrografia através de Microscópio Eletrônico de Varredura (SEM - Scanning Electron Microscopy), da arquitetura de poros nanométricos no Folhelho de Barnett. Fonte: Jarvie (2007).
Estudos realizados por Singh (2008) a partir de 182 testemunhos
representativos das diferentes litofácies da Formação Barnett com o intuito de
observar o relacionamento entre a porosidade e a permeabilidade nesta formação
não revelou nenhuma relação significativa (Figura 3.9). Os pontos de dados para os
nove litofácies diferentes encontram-se dispersos aleatoriamente em toda a nuvem
de dados.
Apesar da impossibilidade de estabelecer uma relação entre a porosidade e
permeabilidade desses folhelhos o que fica bem claro é que tratam de valores
baixos. Análises petrofísicas de reservatórios de baixa permeabilidade em geral
apresentam resultados não muito confiáveis face às limitações de ordem operacional
do método.
A porosidade média em porções produtiva da formação varia de 3 a 6%,
enquanto que a porosidade em porções não produtiva é tão baixa quanto 1%
(Johnston et al, 2004). Slatt et al, (2009) apresentou fotomicrografias, através de
Microscópio Eletrônico de Varredura (SEM - Scanning Electron Microscopy), das
interpartículas porosas de aproximadamente 3 micrômetros de diâmetro formados
48
nas do folhelho de Barnett, observando nessa escala possíveis rotas de migração ou
planos preferenciais de fraquezas. (Figura 3.10).
Figura 3.9: Relação Porosidade X Permeabilidade, obtida a partir de amostragem em testemunhos no folhelho da FM Barnett. Diferentes cores são codificadas para litofácies diferente. Fonte: Singh (2008).
Figura 3.10: Fotomicrografias, através de Microscópio Eletrônico de Varredura, dos poros nos Folhelhos de Barnett. Fonte: Slatt et al, 2009.
49
Grande parte dessas interpartículas porosas do folhelho de Barnett pode ter
resultado da transformação térmica do querogênio em hidrocarboneto. Jarvie (2007)
sugere que os componentes orgânicos destas rochas contêm carbono inerte
(presumivelmente pirobetuminoso) e carbono conversível (contendo hidrogênio).
Após a maturação o carbono conversível se decompõe e gera o hidrocarboneto que
leva à formação dos nanoporos no interior das partículas. O carbono inerte produz
apenas menores quantidades de gás seco.
Diversos trabalhos foram publicados caracterizando os valores distintos de
permeabilidade desse reservatório, isso se deve ao fato da influencia da variação
geográfica, tornando complexa a interpretação dessa propriedade dependente do
local amostrado, interação de fraturas, falhas e stress (Kuuskraa et al, 1998).
A tabela 03 abaixo mostra os faixas de valores distintos de permeabilidade
para a Formação Barnet e seus respectivos autores.
Autor /Ano Valores de permeabilidade
Jarvie et al, 2004 2004: 0,02-0,10 millidarcies
Montgomery et al, 2005 < 0,01 millidarcies
Ketter et al, 2007 0,0005-0,00007 millidarcies
Johnston, 2004; Bowker, 2007 microdarcies para nanodarcies
Tabela 03: Faixas de valores distintos de permeabilidade para a Formação Barnet e seus respectivos
autores.
A baixa permeabilidade desses reservatórios faz com que os mesmos sejam
estimulados apenas através de fraturamento hidráulico a fim de atingir taxas de
produção com caráter comercial (Fisher et al. 2004). Em contrapartida o folhelho
Barnett é considerado ligeiramente pressurizado, com um gradiente de pressão
aproximadamente 0,52 psi/ft (Bowker, 2007).
3.3.2 Saturação em água.
Quanto a saturação em água, sabe-se que em áreas produtivas ricas em
materia orgânica, o folhelho de Barnett apresenta uma média de saturação entre 25-
43% (Lancaster et al, 1993; Hayden e Pursell, 2005; Bowker, 2007). A saturação em
água nesses folhelhos aumenta ainda mais em partes da formação em que a
50
quantidade de matéria orgânica é menor, como nos folhelhos calcáreos
(Montgomery et al, 2005). Esse comportamento sugere que, a geração de
hidrocarbonetos na camada rica em materia orgânica, tambem resultou em perdas
de água. Por esse motivo, a água é acumulada em minerais de argila ou encontra-se
confinada em microporos e fraturas naturais, ou seja o folhelho e insento de água
livre.(Johnston et al, 2004; Bowker, 2007).
3.3.3 Ocorrência de Fraturas.
Quanto ao seu padrão natural de fraturamento, estudos estruturais realizados
a partir de campanhas de campo em afloramento análogos, revelam que as
principais tendências naturais de fratura do sistema são para noroeste,
paralelamente ao arco Muenster, e mergulha 74º para o sudoeste (Montgomery et al.
2005). Um conjunto de fratura secundária é orientado norte-sul (Gale et al. 2007). O
mergulho das fraturas natural é geralmente íngreme, e as aberturas destas fraturas
são geralmente inferiores a 0,002 polegadas de largura (Bowker, 2007).
As fraturas possuem proporções comprimento/largura superior a 1000:1 (Gale
et al. 2007). Amostragens feitas através de testemunhos indicam que muitas das
fraturas naturais são cimentadas por calcita (Gale et al. 2007).
O papel de fraturas naturais em Barnett desempenho da produção é
contestado (Bowker 2003; Bowker 2007; Montgomery et al 2005). Alguns autores
evidenciam que as fraturas naturais podem melhorar a produção do reservatório,
enquanto outros relatam que elas raramente estão presentes, e quando presentes,
as mesmas estão fechadas devido à mineralização posterior e pouco contribuem
para a produção. Na figura 3.11 observa-se uma fratura em testemunho no folhelho
de Barnett, quase verticalizada separada por uma camada de fosfatada mais porosa
que a camada adjacente do folhelho, e, portanto pode ser mais capaz de absorver
tensões e fraturas.
Na figura 3.12 observa-se uma microfratrura no folhelho de Barnett, por
análise a partir de Microscópio Eletrônico de Varredura (SEM - Scanning Electron
Microscopy), com ampliação 100.000X mostrando divisões das tensões lineares,
possivelmente alinhado com estruturas cristalinas.
51
Figura 3.11: Testemunho do folhelho de Barnett mostrando uma fratura preenchida quase vertical separada por uma camada de fosfatada mais porosa que a camada adjacente do folhelho. Fonte: Slatt et al, 2009.
Figura 3.12: Microfratrura no folhelho de Barnett, por análise a partir de Microscópio Eletrônico de Varredura (SEM - Scanning El ctron Microscopy). Fonte: Slatt et al, 2009.
CAMADA FOSFATADA
52
3.4 Caracterização Geoquímica
3.4.1 Análises do Conteúdo de Carbono Orgânico Total.
Em função das características geoquímicas necessárias para avaliar uma
rocha como sendo de uma rocha geradora de hidrocarbonetos, a quantificação da
matéria orgânica se apresenta como o primeiro parâmetro analisado.
A quantidade de matéria orgânica é medida através do teor de carbono
orgânico (COT), expresso na forma de percentual em relação ao extrato seco, que
reflete as condições de produção e preservação no ambiente deposicional.
(EPISTALIÉ, 1977).
O procedimento experimental consiste inicialmente em tratar a amostra
pulverizada com ácido clorídrico a fim de se liberar o carbono inôrganico (na forma
de carbonato) e, após, medir a quantidade de CO2 gerada quanda a amostra é
submetida ao processo de combustão.
Os valores médios de COT para folhelhos geradores de hidrocarbonetos são
de 2,0% (em massa), sendo que os valores mínimos aceitáveis são de
aproximadamente 1,0% para folhelhos betumnosos e 0,5% para folhelhos
carbonosos.(KILLOPS, 1994).
Análises do conteúdo de Carbono Orgânico Total (COT) contido, no folhelho
de Barnett encontram-se em média com valores entre 3,16 - 3,26% em Jarvie
(2004), 3,3 - 4,5% em Montgomery et al (2005), e 2,4 - 5,1% em Jarvie et al(2007).
Os valores supracitados foram medidos em testemunhos e amostragem
realizadas na parte centro-norte da bacia onde as rochas são termicamente maturas.
De acordo com o esquema de classificação de Peters e Cassa (1994), os
folhelhos de Barnett possuem um conteúdo de Carbono Orgânico Total que vai de
muito bom (TOC = 2-4%) a excelente (TOC%> 4) em termos de sua riqueza
orgânica de sua rocha geradora.
O conteúdo orgânico é geralmente maior nas camadas ricas em sílica e
fosfatos e menores nas camadas dolomíticas e calcíticas, principalmente no membro
inferior do folhelho, em relação ao membro Barnett superior.
O COT do membro Calcário da Formação Forestburg, que interdigitam o FM
Barnett, é de apenas 1,8% (Montgomery et al, 2005), talvez porque os níveis mais
53
altos de oxigênio associada à deposição de carbonato levou a uma maior
degradação da matéria orgânica contida.
Em contraste, os valores de COT alcançam 11-13% em amostras de Barnett
afloramento de perto do Uplift Llano, onde as rochas são termicamente imaturas
(Jarvie et al 2001; Hayden e Pursell, 2005). Essa diferença regional reflete a
conversão parcial de matéria orgânica ao petróleo. Onde a rocha é termicamente
matura, espera-se uma diminuição do COT de 36-50% com a crescente maturidade
dos imaturos para pós-matura. Cálculos anteriores sugerem que quando
originalmente depositado o folhelhos contém até 20% de carbono total na porção sul
da bacia e cerca de 5-12% na parte central. (Montgomery et al, 2005).
Quanto a composição original dessa matéria orgânica Hill et al (2007),
apresenta a seguinte média composicional original para os folhelhos de Barnett:
querogênio amorfo 91-93%, vitrinita 3-5%, inertinita 1-5%, e exinita 1%.
A vitrinita é derivada de constituintes botânicos formados por lenhina e
celulose. A exinita origina-se de constituintes botânicos estruturados, tais como,
esporos, pólenes, cutículas, algas e resinas. Já a inertinita é originada a partir de
carvão vegetal fossilizados.
O querogênio amorfo é uma matéria orgânica com composição química
bastante complexa, pois inclui matéria orgânica derivada das áreas continentais e
dos ambientes marinhos, que apresentam diferentes composições químicas iniciais.
Os estudos realizados por Hill et al (2007) revelaram frequentemente algas de
origem marinha como as Tasmanites. È classificado assim como o quêrogenio do
tipo II contendo uma maior proporção de núcleos aromáticos, anéis naftênicos e
grupos funcionais oxigenados. Geralmente derivado de matéria orgânica de origem
marinha.
54
3.4.2 Reflectância de Vitrinita.
Trata-se de um método óptico de medição da reflectância sobre uma
superfície polida de uma partícula orgânica. Mede-se a reflectância das vitrinitas,
pois estas apresentam respostas proporcionais à maturação da matéria orgânica.
A alteração química que ocasiona a variação da reflectância é irreversível.
Esse fato confere a vitrinita um papel análogo ao de um termômetro de máxima, pois
sua reflectância é a conseqüência da maior temperatura experimentada durante a
sua existência. (SILVA, 2007).
Os níveis de maturação da rocha analisada variam entre valores de 0,5 até
1,3% para amostras maturas, sendo que valores menores do que 0,5% são
característicos de amostras imaturas e acima de 1,3% de amostras supermaturas ou
senis.
A Reflectância de vitrinita (Ro) é a medida mais comumente citado para
avaliar a maturidade térmica do folhelho de Barnett. Um valor cada vez maior de Ro
reflete uma maior maturidade térmica da rocha de origem, que por sua vez,
influencia o esperado hidrocarbonetos gerados.
Estudos realizados por Jarvie et al., (2007) demonstram num processo inicial
em que o óleo e o gás e gerado diretamente do querogênio o Ro <1,1%, enquanto
que enquanto que o gás produzido por exemplo, na região do Campo de Newark,
leste e áreas vizinhas, provavelmente formado mais tarde por craqueamento
secundário de petróleo e betume apresenta-se com maior maturidade térmica (Ro>
1,1%).
Um mapa de valores de Ro (isoreflectância) para o folhelho de Barnett em
toda a bacia, indicam uma tendência geral de aumentar a maturidade térmica na
direção leste-nordeste (Figura 3.13 e 3.14) (Montgomery et al, 2005). Os valores
variam de um mínimo de menos de 0,7 perto da Uplift Llano e perto do Arco de Red
River, com um máximo superior a 1,7 ao longo do Cinturão de Cavalgamento
Ouachita.
55
Figura 3.13: Mapa de valores de Ro (isoreflectância) para o folhelho de Barnett na Bacia de Fort Worth. Fonte: Montgomery et al, 2005.
Figura 3.14: Mapa mostrando a localização do Campo de Newark Leste e proximidades com cores
indicando os valores de reflectância. Fonte: Montgomery et al, 2005.
56
Observa-se que Ro não muda de maneira uniforme em toda a área sua
variação na bacia está correlacionada a uma tendência regional de refletir a
presença de estruturas intrabacinal. Valores são mais elevados a nível local em área
adjacente ao Cinturão de Cavalgamento Ouachita, ao sistema de falhas entre o
denominado Poço Mineral e Newark Leste, e localmente menor sobre o Arco de Red
River. Pollastro et al (2003) e Montgomery et a (2005) atribuíram essas anomalias
para uma múltiplas história de soterramento que a bacia sofreu, múltiplos eventos
térmicos e aquecimento hidrotermal principalmente associados a regiões de falhas.
Bowker (2007) considerou que a maturidade térmica foi controlada exclusivamente
pela proximidade ao Cinturão de Cavalgamento Ouachita e salmouras quentes
associados ao mesmo.
O diagrama que conta a história de soterramento dos folhelhos da Formação
Barnett compartimenta essa historia em três fases distintas (Montgomeryet al, 2005).
No final do Mississippiano, um estágio inicial de soterramento se deu de maneira
rápida no período Pensilvâniano e Permiano. Jarvie et al (2001) postularam que o
petróleo e gás primários foram geradas durante esta primeira etapa, possivelmente
com alguma influência de craqueamento secundário do óleo para gás.
O segundo estágio ocorreu enquanto os folhelhos Barnett permaneceram a
uma temperatura elevada (240-285ºF) do final do Permiano através do Cretáceo
Inferior. A maior parte do gás foi gerado nesse intervalo do tempo geológico por
processos de craqueamento do petróleo, betume e querogênio.
O terceiro e último estágio, que se estende desde o Cretáceo Superior ao
Terciário, foi de soerguimento e erosão. Montgomery et al (2005) também
estabelece a possibilidade do óleo poder também ter sido gerado durante esta última
fase, quando a pressão e a temperatura diminuiu (figura 3.15).
Pollastro (2003) descreve o Sistema Petrolífero, através da Carta de Eventos,
a fim de situar os diversos eventos ao longo do tempo geológico. Vamos aqui
ressaltar que o período que vai do Miississipiano ao Pensilavaniano os folhelhos da
Formação FM Barnett foi ao mesmo tempo gerador, reservatório e capeador. (figura
3.16). Esse modelo reforça a concepção proposta supracitada por Montgomeryet al,
2005.
57
Figura 3.15: Diagrama demonstrando as três fases para a história térmica do folhelho de Barnett. Fonte: Montgomery et al, 2005.
Figura 3.16: Carta de Eventos do Sistema Petrolífero onde está localizada a FM Barnett. Fonte: Pollastro et al, 2003.
58
Na carta estratigráfica abaixo da Bacia de Fort Worth encontram-se
localizados todos os reservatórios de óleo e gás presentes nessa bacia ao longo de
toda seção sedimentar. Percebe-se facilmente que trata-se de uma bacia bastante
prolífica em função da presença de diferentes níveis contendo rochas geradoras e
reservatórios. O folhelho da formação Barnett constitui o principal gerador de
grandes volumes de hidrocarbonetos onde a maior parte ficou acumulada no próprio
folhelho e parte migrou para os demais reservatórios clásticos e carbonáticos das
seções paleozóicas superiores. (Figura 3.17).
Figura 3.17: Carta de estratigráfica da Bacia de Fort Worth com detalhe para FM Barnett e produção de Óleo e Gás. Fonte: Pollastro et al, 2003.
59
3.5 Caracterização do reservatório a partir de interpretação de perfis.
A importância da utilização dos perfis geofísicos para a interpretação
geológica de um sistema pertrolífero se dá pelo fato de que através dos mesmos são
obtidas representações gráficas entre as profundidades do poço e as propriedades
petrofísicas das formações.
Esses registros são possíveis porque as rochas podem ser identificadas em
função de suas propriedades elétricas (condutividade elétrica, polarização induzida,
constante dielétrica ou potencial eletroquímico natural), acústicas (velocidade de
propagação ou tempo de trânsito de ondas elásticas compressionais ou cisalhantes),
radioativas (radioatividade natural ou induzida), mecânicas, térmicas entre outras.
Tais propriedades podem ser obtidas a partir de perfis geofísicos elétricos,
acústicos, radioativos, mecânicos, térmicos etc., a depender da propriedade usada
para estes registros.
O perfil de Raios Gama lê a radioatividade natural das formações, refletindo o
conteúdo argiloso da rocha, pois os elementos radioativos tendem a se concentrar
em minerais argilosos e, por conseguinte, em folhelhos. São utilizados para
identificação litológica, estimativa de argilosidade como também análise
sedimentológica e inferências sobre ambientes deposicionais. A radioatividade
natural das formações advém de íons de potássio, thório e urânio que produzem
raios gama com diferentes níveis de energia que são detectados por um
centilômetro. O registro é feito por janelas de energia, em pulsos por segundo,
sendo as contagens proporcionais às concentrações dos elementos. De posse
desses dados é possível caracterizar determinam o tipo de argilominerais,
reconhecem minerais pesados e avalia reservatórios micáceos e glauconíticos.
O perfil de Densidade registra continuamente as variações das densidades
das camadas com a profundidade, e assim lê a porosidade da rocha com base na
densidade da mesma. Enquanto que os perfis neutrônicos medem uma
radioatividade induzida artificialmente, por meio de bombardeio das rochas com
nêutrons de alta energia ou velocidade e assim lê a porosidade com base no índice
de hidrogênio. Isso porque o hidrogênio está presente na molécula de água, nos
hidrocarbonetos etc, preenchendo os poros das rochas.
Alguns óleos, a depender de sua densidade, têm aproximadamente a mesma
concentração de hidrogênio, por unidade de volume, que a água. Já o gás e o
60
condensado apresentam uma concentração de hidrogênio substancialmente menor,
fazendo com que esta ferramenta, combinada com a do perfil Densidade, facilite a
identificação de hidrocarbonetos leves nas rochas reservatórios.
Nos poços da formação Barnett esses perfis foram utilizados no intuito de
estabelecer uma correlação entre os mesmos. Foram posteriormente associados
aos valores de COT e de Reflectância de Vitrinita de forma a transpor essa
correlação para outros poços. Todos esses dados foram correlacionados nos poços
testemunhados e a assim diagnosticadas as melhores fácies reservatórios para este
folhelho.
Neste item serão apresentados em um primeiro momento interpretações a
perfis como os do tipo Raio Gama e Resistividade, com o objetivo de melhor
descrever as formações da área de estudo bem como a sua litologia, relações de
contato, espessura, profundidade, na escala de uma bacia mostrando sua eficiência.
( POLLASTRO, 2007).
Em um segundo momento será discutido a importância da correlação
testemunho perfil e profundidade quando se trata de estudos de caracterização em
escala menores, sinalizando as limitações dos perfis convencionais nesse contexto.
Pallastro, 2007 realizou um estudo a partir de perfis de Raios Gama e
Resistividade para caracterizar a litologia e espessura da FM Barnett, através de 2
seções estratigráficas transversais generalizadas na área da Bacia de Fort Worth.
(Figura 3.18).
61
Figura 3.18: Localização das seções AA’ e BB’ da Bacia de Fort Worth. Fonte: Pallastro, 2007.
As seções AA’ e BB’ foram compostas a partir de correlações de perfis de
Raio Gama e Resistividade como o apresentado na figura 3.19. Esses perfis
abrangem as unidades superiores e subjacentes da Formação Barnett. Observa-se
alto Raio Gama e maiores expressões de resistividade para a Formação Barnett em
relação às demais.
É possível identificar uma resposta ao perfil raios gama extremamente alta na
base da Unidade Inferior do Folhelho cita pelo autor como: “basal hot shale”, esta
pode ser rastreada durante a maior parte da bacia, como pode ser observada nas
seções AA’ e BB’ respectivamente nas Figuras 3.20 e 3.21.
62
Figura 3.19: Perfil típico estratigráfico mostrando o comportamento dos perfis de Raios Gama e Resistividade no Folhelho de Barnett, unidades superiores e subjacentes. (Profundidade em pés). Fonte: Pollastro, 2007.
A partir da observação das seções AA’ encontram-se camadas de folhelhos
de Barnett com espessuras de até 1000 pés aproximadamente 305m, localizadas na
parte mais profunda do Fort Worth Bacia. Na área próxima do campo Newark Leste,
na seção BB’, o folhelho de Barnett é informalmente dividido em intervalos inferior e
superior que são separados pela uma unidade dos calcários de Forestburg. Pode se
concluir que a FM Barnett apresenta-se contínua em grande extensão na Bacia de
Fort Worth.
63
Figura 20: Seções AA’ na Bacia de Fort Worth. Fonte: Pollastro, 2007.
64
Figura 3.21: Seções BB’ na Bacia de Fort Worth. Fonte: Pollastro, 2007
65
Slatt (2009), e discutido a importância de quando correlacionar propriedades
perfis de poços à testemunhos determinar com precisão a profundidade de correção
perfil-testemunho. Pois os perfis possuem limitações, tais como no caso dos perfis
do tipo Raios Gama que tem sua eficiência diminuída em caso de camadas pouco
espessas. Assim pode ser que o perfil não identifique litofáceis em estratos com
pequenas espessuras, por exemplo. A figura 3.22 demonstra as relações entre
profundidade de investigação e resolução vertical das camadas para diversas
ferramentas de perfilagem, pode-se observar que perfis como o de raios Gama
possuem resolução vertical da ordem de 30cm.
Figura 3. 22: Profundidade de investigação x Resolução vertical das camadas, em ferramentas de perfilagens. Fonte: Serra, (2004).
Assim pesquisadores admitem que para calibrar profundidades entre perfis e
testemunhos devemos utilizar litofácies que sejam mais diagnósticas tais como as
concreções calcárias. Uma vez que são visíveis em um registro de Perfil de Imagem
Resistiva, ou apresentem densidade relativamente alta e velocidade (tempo de
trânsito) em perfis. Na ausência de um registro de imagem, litofácies radioativos, tais
como rochas fosfatadas, pode ser usado se as mesmas possuírem espessura
suficiente para serem detectáveis no perfil de Raios Gama log.
66
Figura 3.23: Registro do perfil do tipo Raio Gama, de Imagem Resistiva e comparação com descrição em testemunho de um poço localizado no campo de Newark Leste na Bacia de Fort Worth. Fonte: Slatt, 2009.
.
Em outras interpretações a partir de perfis para o Folhelho de Barnett temos:
Kane 2006, ressalta que grande parte da metodologia utilizada em seu trabalho foi
realizada com base na metodologia aplica em testemunhos por ResTech, (1991).
Esta metodologia advém de trabalhos anteriores desenvolvidos no folhelho
devoniano (GRI, 1989), onde poucos dados tinham sido publicados. A distribuição
mineralógica encontra-se em gráficos de barras onde podem analisar qualquer
elemento em termos de média, moda e desvios padrões. Esses dados foram obtidas
da análise de 7 poços no folhelho devoniano. (Figura 3.24).
67
Figura 3.24: Distribuição mineralógica proposta a partir da análise de 7 poços no folhelho devoniano. Fonte: Kane, (2006).
Quanto as características do querogênio analisado nesse modelo, o autor
conclui que o mesmo aparece como porosidade nos perfis, eles possuem uma
densidade média de 1,0 a 1,2 g/cm3 e possui índice de hidrogênio em torno de 0,65
a 0,7. Essa modelagem do querogênio foi realizada a partir de dados obtidos em
testemunhos. Inicialmente, correlações foram obtidas de forma a obter o volume de
querogênio a partir dos perfis. Cuja correlação ainda não foi publicada.
Foi obtido também um modelo mineralógico para os minerais de argila,
quartzo, calcita, dolomita, pirita, apatita, querogênio e fluidos (água e gás). E assim
foi apresentado um conjunto de perfis com o objetivo de observar as respostas a
cada um desses modelos e possivelmente construir um conjunto de equações a fim
de descrever essas relações, a partir de programas como: ELAN™ e OPTIMA™.
Na figura 3.25 observa-se o intervalo testemunhado na Bacia de Worth (barra
vermelha) no poço Texas United Blakely e os perfis obtidos no mesmo. Foram
corridos os perfis de Raios Gama, Espectrometria de Raios Gama, Densidade e
Neutrônico e os Perfis de Resistividade.
No intervalo testemunhado de 7100 a 1210 pés é possível perceber dois
padrões caracterizados pelo conjunto de perfis. Um padrão localizado entre 7100 e
7150 pés para o carbonato e outro entre de 7150 a 7210 pés para os folhelhos.
68
CaliperIN6 16
Total gamma rayGAPI0 300
Corrected gamma rayGAPI0 300
7100
7200
7300
7400
DEPTHFEET
Potassium%-5 5
ThoriumPPM0 40
UraniumPPM-10 30
Neutron porosityV/V0.3 -0.1
Bulk densityG/C32 3
Shallow focussed logMMHO0.2 2000
Medium inductionOHMM0.2 2000
Deep inductionOHMM0.2 2000
Figura 3.25: Perfis de Raios Gama, Espectrometria de Raios Gama, Densidade e Neutrônico e os Perfis de Resistividade, observado no intervalo testemunhado na Bacia de Worth (barra vermelha) no poço Texas United Blakely. Fonte: Kane, (2006).
Para a correlação dos dados entre os perfis da Figura 3.25 anteriormente
citada foram elaborados uma série de gráficos. Como os apresentados a seguir na
figura 3.26.
Figura 3.26: Gráficos obtidos com o cruzamento dos dados obtidos pelos perfis neutrônico e densidade. Fonte: Kane, (2006).
69
No gráfico da esquerda as cores expressam uma profundidade que varia de
7090-7250 (pés). O comportamento entre o intervalo 7090 e 7150 pés caracterizam
rochas carbonáticas, já no intervalo entre de 7150 a 7250 pés são mostrado o
comportamento para os folhelhos. A partir dessas análises não há como evidenciar
os folhelhos como portadores de Hidrocarboneto, então foi sugerido o correlação
desses dados com análises químicas como podem ser observados na figura 3.27.
Os gráficos especificam a análises do conteúdo de Carbono Orgânico Total
(COT) que para os folhelhos expressão altos valores. Essa correlação expressa
entre alto Raio Gama e Alto COT, evidência que está zona testemunhada confere
um potencial para ser portadora de hidrocarbonetos.
Figura 3.27: Gráficos obtidos com o cruzamento dos dados obtidos pelos perfis neutrônico e densidade. Fonte: Kane, (2006).
3.6 COMPLETAÇÂO E PRODUÇÃO.
Os reservatórios de gás em folhelhos de Barnett é uma fonte crescente de
reservas de gás “onshore” nos Estados Unidos nas últimas décadas. Este impulso
na produção decorreu a partir do desenvolvimento das novas tecnologias e de uma
constante evolução das estratégias de completação, aplicadas neste tipo de
reservatório de permeabilidade muito baixa, a partir da perfuração de poços
horizontais.
70
A figura 3.28 abaixo mostra a evolução no aumento do número de poços no
período que vai de 1997 até 2009. Através dos pontos vermelhos é possível
perceber o expressivo aumento de poços horizontais nessa área, chegando a
12.000 segundo EIA (Energy Information Administration) de 2009.
Figura 3.28: Aumento do número de poços de 1997 até 2009, no folhelho de Barnett. Fonte: EIA, 2009.
Anteriormente a produção nos folhelhos da Formação Barnett era feita a partir
de poços verticais onde apenas um pequeno intervalo do reservatório de baixa
permeabilidade era produzido diretamente. Nesses poços em geral era possível
ocorrer a perda das melhores zonas produtoras como também ocorria uma rápida
taxa no declínio da produção, fato esse muito comum em reservatórios não
convencionais.
Somente a partir da utilização da perfuração e completação horizontal pode-
se então aumentar o intervalo de produção desses reservatórios. A figura 3.29
apresenta um esboço do posicionamento de um poço horizontal e um vertical
comparando o volume de rocha reservatório que pode ser drenado utilizando a
técnica de fraturamento em poços horizontais.
71
Figura 3.29: Esboço do posicionamento de um poço horizontal e um poço vertical. Fonte: Modificado de www.eia.doe.gov.
A tecnologia de completação do poço horizontal foi pela primeira vez
adaptada para o desenvolvimento de gás em folhelhos no intuito de oferecer uma
maior exposição do poço para a área do reservatório. Essa geometria no caso dos
poços horizontais além de permitir uma redução do número de locações e nas
instalações situadas em áreas urbanas da Bacia de Fort Worth. (Brown, 2007),
ampliou os índices de produtividade dos poços com um aumento substancial.
Conclui-se então que as taxas de produção são significativamente mais elevadas
para poços horizontais do que para os poços verticais conforme demonstra o gráfico
abaixo. (Figura 3.30).
72
Figura 3.30: Comparação da produção e do número entre poços horizontais e verticais. Fonte: Adaptado de www.eia.doe.gov.
A base do modelo de completação do folhelho de Barnett é a utilização de
poços horizontais e fraturamento hidráulico e devido ao seu êxito está sendo
expandido para outras áreas com acumulação de gás similar em folhelhos de todo o
mundo.
Como possui baixíssima permeabilidade natural em relação à transmissão de
fluidos, para que esses poços passem a produzir volumes significativos de gás deve-
se aumentar a sua permeabilidade, e então se fazem necessárias operações de
estímulo a produção do reservatório, como o fraturamento hidráulico. Os poços
horizontais nos folhelhos Barnett possuem extensões que vão desde 450m até
1500m ao longo da melhor zona produtora desse reservatório com dimensões de
fraturamento perpendiculares aos poços da ordem de 70 a 100m, em uma
profundidade média de 2200m. Para esse tipo de intervenção são necessárias
inúmeras unidades para essa operação de fraturamento hidráulico.
As figuras a seguir ilustram o processo de fraturamento hidráulico onde
podemos observar o grande numero de unidades (caminhões de grande porte) que
são necessários para esse tipo de operação de estimulação (fraturamento). Nessa
operação são necessários tanques para colocação de água e gel, e silos contendo
73
propante. O material denominado de propante refere-se as grãos na fração
granulométrica areia compostos por bauxita ou cerâmica.
Esses grãos serão inseridos nas fraturas a fim de evitar o fechamento das
mesmas após o fraturamento. Esse tipo de material é muito utilizado por ter uma
maior resistência a deformações posteriores. Utiliza-se também uma unidade de
mistura (blender) onde o gel, água e propante são todos misturados e injetados a
partir de um grande numero de unidades de bombeio interligadas entre si. Esse
material é injetado com pressão superior a da formação, induzindo fraturas a mesma
e ao mesmo tempo empurrando o propante para dentro das fraturas. Foto-04.
Foto-04: Realização do processo de fraturamento hidráulico no campo de Newark Leste. (1) Tanques
de armazenamento do gel. (2) Unidades de bombeio. (5) Unidade de mistura (Blender do gel e
propante) ao lado do poço.
Em poços horizontais com 1000m de extensão essas operações de
fraturamento duram de 15 a 20 dias a um custo da ordem 2 a 3 milhões de dólares.
Por essa razão estudos de viabilidade econômica desses poços são necessários
antes da perfuração dos mesmos. (Foto-05).
74
Foto-05: Exemplo genérico dos equipamentos utilizados na operação de fraturamento de um poço de
gás. (1) Silos contendo propante, (2) Unidades de bombeio, (3) Unidade de mistura, (4) Tanques com
gel e água. O poço onde esse material será injetado encontra-se fora da figura a direita.
A figura a seguir apresenta um modelo esquemático de um poço horizontal
com posterior processo de fraturamento hidráulico figura 3.31. São descritas as
seguintes etapas:
1.0 Vedação
2.0 Fraturamento Hidráulico
3.0 Perfuração Horizontal
4.0 Liberação do gás alojado
75
Figura 3.31: Modelo simplificado do processo de extração de gás em folhelho. Fonte: Adaptado de www.eia.doe.gov.
A execução de poços horizontais no início de 2000 ofereceu uma solução
econômica no folhelho de Barnett com os primeiros poços fornecendo três vezes a
mais da estimativa de recuperação final, apesar do dobro do custo em comparação
com poços verticais. A tendência da indústria tem sido no sentido de aumentar as
extensões laterais dos poços tornando-as mais longas e aplicando estimulações em
múltiplos estágios.
76
De maneira geral o maior sucesso na operação de completação de poços
localizados no folhelho de Barnett depende da situação dos poços em relação a rede
de mais extensa fratura na rocha reservatório. Assim um dos maiores desafios é
determinar a estratégia da completação que irá criar a maior rede de fratura ao longo
do folhelho, a partir da identificação dos métodos mais rentáveis de diagnóstico para
avaliar estas estratégias e, finalmente, otimizar a completação.
Alguns aspectos relacionados ao contexto geológico e geofísico do
reservatório são de imensa relevância na etapa da estratégia de completação para o
sucesso da perfuração horizontal nos folhelhos de Barnett. Já que será necessário:
1) identificar o alvo adequado para a localização do poço que se tratando
de um poço horizontal que deve ter sua inclinação em direção a uma
zona relativamente mais frágil.
2) manter o posicionamento lateral do poço durante a perfuração,
evitando deslocamento.
3) saber a colocação de grandes falhas que permitirá o acesso a
formação que contem água, como a formação Ellenburger.
4) identificar áreas que podem conter fraturamento mais intenso.
5) identificar zonas de fratura e/ou falhas que podem estar presentes em
áreas adjacentes a poços horizontais onde fraturando do novo poço
pode interferir na produção dos poços mais velhos.
No seu Relatório Anual de Energia, 2011, a EIA - Agência Internacional de
Energia dos EUA evidencia que os recursos recuperáveis nesse tipo de prospecto
de gás em folhelhos nos EUA duplicaram em relação ao ano anterior. Esse
crescimento se deve em grande parte pelo sucesso do uso de técnicas avançadas
de perfuração e completação em poços horizontais.
Na ação, o relatório prevê que até 2035, quase metade (45%) do gás natural
produzido em os EUA virão a partir dos reservatórios de gás em folhelho, acima dos
14% em 2009 (EIA, 2010). Nos últimos anos novas técnicas de exploração estão
remapeando o futuro energético dos os EUA. Estimativas sugerem que estas
reservas possam chegar ao equivalente de 17,3 trilhões de metros,
aproximadamente o mesmo que as reservas provadas do Kuwait .
77
4.0 CONCLUSÕES
O desenvolvimento dos reservatórios não convencionais significa hoje uma
alternativa de suprimento da demanda por hidrocarbonetos em muitos países,
conforme aqui foi apresentado.
A tecnologia para a viabilização da produção dos reservatórios não
convencionais está em crescente desenvolvimento tornando uma realidade
sua exploração e produção em muitos países. Já que a viabilidade desse tipo
de reservatório depende da disponibilidade de tecnologia para produção.
Os reservatórios não convencionais do tipo: metano em camadas de carvão,
arenitos com baixa permeabilidade; hidratos de metano, reservatórios de óleo
pesado, e reservatórios de gás em folhelhos estão sendo explorados em todo
o mundo.
As zonas mais enriquecidas em gás nos folhelhos foram rastreadas a partir do
teor de COT acima de 4%. e RO% com valores acima de 1,1%.
Os perfis de Raios Gama, de Densidade e de Neutrônico não foram
diagnósticos na caracterização das zonas mais ricas em gás nos folhelhos.
O papel de fraturas naturais nos folhelhos da formação Barnett teve seu
desempenho na produção contestado. Em geral estão fechadas por
mineralização posterior e pouco não contribuindo para permeabilidade ou
para o fraturamento hidráulico.
Uma das razões que faz do folhelho Barnett um dos maiores produtores
desse tipo de reservatório não convencional nos EUA esta relacionado à sua
composição mineralógica quartzosa que confere uma maior facilidade ao
fraturamento hidráulico.
A perfuração horizontal e o fraturamento hidráulico representam os processos
que mais contribuíram ao processo de explotação e aumento da produção de
gás em folhelhos da Formação Barnett no Texas, EUA.
78
5.0 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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