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UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO RIO DE JANEIRO
INSTITUTO DE AGRONOMIA
DEPARTAMENTO DE GEOCIÊNCIAS
CURSO DE GEOLOGIA
Petróleo: caracterização, identificação, situação atual e
perspectivas
Aluno: Leandro de Oliveira Abreu -
Prof. Orientador: Ernest Ramiarina
Maio / 2007
Obra para Consulta
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ÍNDICE
Pág.
1 - Introdução ................................................................... 3 2 - A história do petróleo .................................................. 4 - 7 3 - Teorias sobre a origem do petróleo ............................ 8 4 - Características gerais do petróleo .............................. 9 - 13 5 - Geologia do petróleo .................................................. 14 - 24 6 - Geoquímica orgânica do petróleo .............................. 25 - 31 7 - Economia do petróleo ................................................ 32 - 39 8 - Perspectivas para o país ........................................... 40 9 - Conclusão .................................................................. 41 10 - Referências bibliográficas ........................................ 42
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1. Introdução O petróleo é um produto de grande importância mundial, principalmente em nossa
atualidade. Hoje em dia, o petróleo fornece uma grande parte da energia mundial utilizada
no transporte e é a principal fonte de energia para muitas outras finalidades. É difícil
determinar alguma coisa que não dependa direta ou indiretamente do petróleo.
A sociedade atual é extremamente dependente da utilização de petróleo para o seu
desenvolvimento. Como se trata de um combustível fóssil e, portanto, de uma fonte de
energia não-renovável, suas reservas estão sendo esgotadas gradativamente. Apesar dos
sérios impactos causados ao meio ambiente, sua alta viabilidade econômica faz com que
ele continue sendo explorado.
A ocorrência e utilização do petróleo no mundo, e mesmo no Brasil, têm suas
origens muito antes do que podem imaginar as pessoas. No entanto, embora já seja
conhecida há milhares de anos, a exploração, quer dizer a busca sistemática do petróleo
para utilização em bases industriais e comerciais, só se iniciou na metade do século XIX.
O petróleo passou, a partir do século XX, a ser um fator político importante e
causador de crises entre governos, levando explícita ou, na maior parte dos casos,
implicitamente a guerras e extermínios.
No presente trabalho, foram dadas apenas noções sobre o que vêm a ser o
petróleo, sua história, suas características gerais, teorias sobre sua origem, noções sobre
geologia do petróleo (formações geológicas e possibilidades de acumulação de óleo),
geoquímica orgânica do petróleo, informações relacionadas à economia do petróleo, tais
como, dados de mercado (demanda, exportações, importações, evolução dos preços);
alem de informações sobre produção e reservas de petróleo com suas distribuições no
mundo e as perspectivas futuras da indústria petrolífera no Brasil.
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2. A historia do petróleo
Há muito tempo os antigos já conheciam o petróleo e alguns de seus derivados,
como o asfalto e o betume. Contudo, não se sabe exatamente quando eles despertaram a
atenção do homem.
É difícil separar a lenda da realidade, quando voltamos ao remoto passado. Na fase
pré-histórica da utilização do petróleo, referências esparsas fornecidas por estudos
arqueológicos, nos levam a crer que era conhecido do homem ha 4000 anos antes de
Cristo.
A Bíblia já traz referências sobre a existência de lagos de asfalto e diversas
ocasiões em que este foi utilizado como impermeabilizante. O líquido foi utilizado por
hebreus para acender fogueiras, nos altares onde eram realizados sacrifícios.
Nabucodonosor usou o betume como material de liga na construção dos célebres jardins
suspensos da Babilônia além de o aplicar na pavimentação de estradas.
Alexandre, O Grande, da Macedônia, numa de suas famosas expedições, observou
na zona asiática de Bactriana, a presença de chamas provenientes da terra e uma fonte
de combustíveis, que chegava a formar um lago.
Os egípcios utilizavam o petróleo para embalsamamento de mortos ilustres e como
elemento de liga nas suas seculares pirâmides, ao passo que gregos e romanos usavam-
no para fins bélicos, embebendo lanças incendiárias com betume, para atacar as
muralhas inimigas. Após o declínio do Império Romano, os árabes também empregaram-
no com a mesma finalidade.
Muito antes da descoberta do Novo Mundo, os indígenas das Américas do Norte e
do Sul, especialmente os astecas e os incas, serviam-se do petróleo ou de alguns de
seus derivados naturais, para inúmeras aplicações. Pesquisas do século passado
mostraram que os incas empregavam derivados do petróleo na pavimentação das
estradas de seu grandioso império.
No século XVIII iniciou-se nova fase para o petróleo, a comercial, passou a ser
utilizado para fins farmacêuticos e de iluminação. O petróleo foi minerado pela primeira
vez, na Alsácia, em 1742, mas desde 1498 recolhiam-se exsudações espontâneas que
eram queimadas em lamparinas. Esses primeiros poços foram perfurados a mão,
chegando a pequenas profundidades de 10 a 30 metros.
Geralmente, o petróleo aproveitado pelas civilizações antigas era aquele que
aflorava à superfície do solo. Uma das peculiaridades do petróleo é a migração, ou seja,
se ele não encontrar formações rochosas que, por serem impermeáveis, o prendam, sua
movimentação no subsolo será constante, com a conseqüente possibilidade de aparecer
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à superfície.
A moderna era do petróleo teve início em meados do século XIX, o evento que
conquistou fama mundial foi a perfuração do poço para petróleo perto de "Oil Creek",
Titusville, estado da Pensilvânia, pelo Coronel Edwin L. Drake, em 1859. O poço foi
iniciado em 1859 e, após muitos problemas, penetrou num reservatório a,
aproximadamente, 20 metros de profundidade, de onde saiu petróleo de boa qualidade,
parafínico, que fluía bem e era facilmente destilável.
A notícia da descoberta de Drake empolgou a nação e difundiu-se rapidamente.
Afluíram para Titusville homens de todas as condições sociais, atraídos pela nova fonte
de riqueza que passou a ser chamada de “Ouro Negro”. A descoberta causou tanta
sensação, que em apenas um ano 15 refinarias de petróleo foram instaladas na região.
Fig. 2.1 Clássica fotografia do poço do Cel. Drake perfurado em 1859, em Titusville,
na Pensilvânia, EUA. Este poço é o marco histórico do início da industria do petróleo, na era industrial.
O sucesso de Drake ficou como marco inicial do crescimento explosivo da moderna
indústria do petróleo.
No Século XIX o petróleo passou a ser utilizado fundamentalmente como
combustível, principalmente na iluminação e como lubrificante. Somente no início do
Século XX com a difusão maciça dos motores à explosão o petróleo passou a ser
utilizado como combustível automotivo, dando á gasolina (obtida a partir do refino do
petróleo), uma utilidade mais nobre do que a simples queima ou descarte nos rios (prática
comum no século XIX).
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Nas grandes guerras do século passado, quando exércitos ganhavam ou perdiam
batalhas em função da disponibilidade de combustíveis, passou a ser tratado como
insumo estratégico. Com a explosão da produção industrial no segundo pós-guerra, o
petróleo assumiu finalmente seu papel fundamentalmente energético. Pelo exposto
estamos lidando com o petróleo já há quase um século e meio e dificilmente a
humanidade abandonará o petróleo antes de decorridas mais algumas décadas.
2.1 História do petróleo no Brasil No Brasil, em meados do século passado, as necessidades pelos derivados do "óleo
da rocha" eram as mesmas do restante do mundo, porém dada a sua escassa e mal
distribuída população, o atendimento era suficientemente suprido pela importação de
produtos combustível animais (óleo de baleia, etc). Mesmo assim, os primeiros registros
de que se tem notícia dão conta de concessões assinadas pelo imperador, em 1858, para
a busca e lavra de carvão e folhelho betuminoso na região de Ilhéus, Bahia. Em 1864,
outra concessão foi assinada pelo imperador, para a pesquisa e lavra de turfa e "petróleo"
na mesma região da Bahia. A partir daí, a história da exploração do petróleo brasileiro
evoluiu por diversos períodos e fases influenciados nestes 140 anos pela evolução da
infra-estrutura do país e do setor petróleo. A evolução do conhecimento geológico, a
disponibilidade de recursos financeiros e as variações dos preços também tiveram forte
influência na história da exploração de petróleo no Brasil.
A história do petróleo no Brasil começou no ano de 1858, quando o Marquês de
Olinda concedeu a José de Barros Pimentel o direito de extrair betume, em terrenos
situados às margens do rio Marau, na Bahia.
Em 1930, depois de vários poços perfurados sem sucesso em alguns estados
brasileiros, o engenheiro agrônomo Manoel Inácio Bastos tomou conhecimento que os
moradores de Lobato, na Bahia, usavam uma "lama preta", oleosa, para iluminar suas
residências. A partir desta informação, realizou várias pesquisas e coletas de amostras da
lama oleosa, contudo não obteve êxito em chamar a atenção de pessoas influentes,
sendo considerado "maníaco".
Manoel Inácio Bastos não desistiu e, no ano de 1932, foi recebido pelo presidente
Getúlio Vargas, no Rio de Janeiro. Na ocasião, o engenheiro agrônomo entregou ao
presidente da Republica um relatório sobre a presença da substância em Lobato.
Em 29 de julho de 1938, já sob a jurisdição do recém criado Conselho Nacional de
Petróleo (CNP), foi iniciada a perfuração do poço DNPM-163, em Lobato, que viria a ser o
descobridor de petróleo no Brasil.
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A perfuração do poço DNPM-163, em Lobato, foi iniciada em 29 de julho, mas
somente no dia 21 de janeiro de 1939 o petróleo veio à tona. Mesmo sendo considerada
sub-comercial, a descoberta incentivou novas pesquisas do CNP na região do Recôncavo
Baiano.
Em 1941, um dos poços perfurados deu origem ao campo de Candeias, o primeiro a
produzir petróleo no Brasil. As descobertas prosseguiram na Bahia, enquanto o CNP
estendia seus trabalhos a outros estados. A indústria nacional do petróleo dava seus
primeiros passos.
A história do petróleo no Brasil pode ser dividida em quatro fases distintas: Primeira: Até 1938, com as explorações sob o regime da livre iniciativa. Neste período, a primeira
sondagem profunda foi realizada entre 1892 e 1896, no Município de Bofete, Estado de
São Paulo, por Eugênio Ferreira Camargo.
Segunda: Nacionalização das riquezas do nosso subsolo, pelo Governo e a criação do Conselho
Nacional do Petróleo, em 1938.
Terceira: Estabelecimento do monopólio estatal, durante o Governo do Presidente Getúlio Vargas
que, a 3 de outubro de 1953, promulgou a Lei 2004, criando a Petrobrás. Foi uma fase
marcante na história do nosso petróleo, pelo fato da Petrobrás ter nascido do debate
democrático, atendendo aos anseios do povo brasileiro e defendido por diversos partidos
políticos.
Quarta: Flexibilização do Monopólio, conforme a Lei 9478, de 6 de agosto de 1997.
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3. Teorias sobre a origem do petróleo
Há varias teorias sobre a origem de hidrocarbonetos naturais, sendo que as
principais são: a teoria orgânica (mais aceita) e a teoria estritamente inorgânica. Essas
teorias foram intensamente debatidas desde 1860 e com menor intensidade após a
descoberta de vastas acumulações de petróleo.
Teoria orgânica: A postulação de que o petróleo seria formado por detritos orgânicos
soterrados foi originalmente proposta pelo cientista russo Mikhail Lomonossov, em 1757.
Essa teoria propõe que a origem do petróleo se dá a partir de matéria orgânica, animal e
vegetal (principalmente algas), soterrada pouco a pouco por sedimentos caídos no fundo
de antigos mares ou lagos, em condições de ausência de oxigênio, que, se ali existisse,
poderia destruí-los por oxidação. Entretanto, mesmo assim a matéria orgânica desses
tecidos passou por drásticas modificações, graças à temperatura e à pressão causada
pelo soterramento prolongado, de modo que praticamente só restaram o carbono e o
hidrogênio, que sob condições adequadas, combinaram-se para dar origem ao petróleo.
Teoria estritamente inorgânica: Teoria defendida pelos estudiosos Dmitri I. Mendeleiev
(1877), Marcellin Berthelot (1860) e Henri Moissan. De acordo com essa teoria, o petróleo
ter-se-ia formado a partir de carburetos (de alumínio, cálcio e outros elementos) que,
decompostos por ação da água (hidrólise), deram origem a hidrocarbonetos (metanos,
alcenos etc.), os quais, sob pressão, teriam sofrido polimerização (união de moléculas
idênticas para formar uma nova molécula mais pesada) e condensação a fim de dar
origem ao petróleo.
Quatro teorias postuladas pelo acadêmico russo Porfirev reforçam a hipótese do
petróleo ter se originado inorgânicamente. As teorias são as seguintes:
Presença de óleo no embasamento cristalino.
Meteoritos contaminados com hidrocarbonetos.
Hidrocarbonetos presentes em gases vulcânicos.
A improbabilidade da existência de tamanha quantidade de matéria orgânica que
pudesse gerar o monstruoso volume de petróleo em campos gigantes.
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4. Características gerais do petróleo
A palavra petróleo vem do latim, petra e oleum, correspondendo à expressão “pedra
de óleo”. É uma substância viscosa, menos densa que a água, apresenta-se sob a forma
fluida ou semi-sólida de consistência semelhante à de graxas e nas cores variando entre
o negro e o castanho de acordo com sua origem.
O petróleo é uma substância constituída essencialmente pela mistura de milhares
de compostos orgânicos, formados pela combinação de moléculas de carbono e
hidrogênio, os hidrocarbonetos. Também ocorrem em quantidades muito menores
oxigênio, nitrogênio e enxofre. Um aumento destas parcelas menores diminui o valor do
óleo cru.
Composição do petróleo típico: 84% de carbono; 13% de hidrogênio; 2% de enxofre;
0,5% de oxigênio e 0,5% de nitrogênio, como podemos ver na figura a seguir.
Fig. 4.1 Composição do petróleo típico
A natureza complexa do Petróleo é resultado de mais de 1200 combinações
diferentes de hidrocarbonetos.
4.1 Aspectos Químicos do petróleo O óleo cru é formado basicamente de hidrocarbonetos, que como vimos
anteriormente, são compostos de carbono e hidrogênio combinados em moléculas de
disposição e tamanho diversos. As moléculas menores, com um a quatro átomos de
carbono, formam os gases; moléculas maiores (de quatro a cerca de dez átomos de
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carbono) constituem a gasolina.
Junto aos hidrocarbonetos gasosos há apreciáveis quantidades (até 15%) de
nitrogênio, dióxido de carbono e ácido sulfídrico, além de pequena porção de hélio e
outros gases. Nos hidrocarbonetos líquidos em geral se encontram traços de oxigênio,
enxofre e nitrogênio na forma elementar ou combinados com as moléculas de
hidrocarbonetos. Os átomos de carbono unem-se nas moléculas de hidrocarbonetos de duas
maneiras diferentes: para formar compostos em forma de anel (hidrocarboneto cíclico) ou
de cadeia (hidrocarboneto acíclico ou alifático).
A composição global do petróleo pode ser definida pelo teor de:
Hidrocarbonetos saturados, que compreendem alcanos de cadeia normal e
ramificada (parafinicos) e cicloalcanos (naftênicos).
Hidrocarbonetos aromáticos, que incluem moléculas aromáticas puras, cicloalcano-
aromáticos (nafteno-aromáticos) e, usualmente, compostos cíclicos de enxofre.
Resinas e asfaltenos, que são componentes policíclicos, de alto peso molecular,
compreendendo átomos de nitrogênio, enxofre e oxigênio.
4.2 Aspectos Físicos do petróleo O óleo cru contém milhares de compostos químicos, desde gases até materiais
semi-sólidos, como asfalto e parafina. Sob grande pressão no interior da Terra, os gases
estão dissolvidos nos componentes mais pesados, mas ao atingirem a superfície podem
vaporizar-se. Do mesmo modo, a parafina encontra-se dissolvida no petróleo cru, do qual
pode separar-se na superfície, ao resfriar.
Fisicamente, o petróleo é uma mistura de compostos de diferentes pontos de
ebulição. Esses componentes dividem-se em grupos, ou frações, delimitados por seu
ponto de ebulição. Os intervalos de temperatura e a composição de cada fração variam
com o tipo de petróleo.
As frações cujo ponto de ebulição é inferior a 200°C, entre eles a gasolina,
costumam receber o nome genérico de benzinas. A partir do mais baixo ponto de
ebulição, de 20°C, até o mais alto, de 500°C, tem-se, pela ordem: gás natural, Gás
liqüefeito de petróleo (GLP), éter de petróleo, benzina, gasolina, nafta, querosene, óleo
diesel, óleos lubrificantes. Com os resíduos da destilação produz-se asfalto, piche, coque,
parafina e vaselina. As moléculas de até cinqüenta átomos de carbono são as dos
combustíveis leves e óleos lubrificantes; e moléculas gigantes, de até várias centenas de
átomos de carbono, compõem combustíveis pesados, ceras e asfaltos. A função das
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refinarias consiste em dividir o óleo cru em frações (grupos), delimitados pelo ponto de
ebulição de seus componentes, e em seguida reduzir essas frações a seus diversos
produtos.
Tabela 4.2.1 As dezenas de compostos que constituem o petróleo são separados em grupos, de acordo com as temperaturas de ebulição (ou volatilidade)
Frações do Petróleo Intervalo de
ebulição (º C) Constituintes da Fração
Gás natural
Gás liqüefeito de petróleo (GLP)
Éter de petróleo
Benzina
Gasolina
Nafta (ligroína)
Querosene
Óleo diesel (gasóleo)
Óleo combustível pesado
Óleo lubrificante
Subprodutos: parafina e vaselina
Resíduos: asfalto, piche e coque
20 a 30
30 a 40
30 a 60
60 a 100
40 a 200
40 a 250
180 a 280
200 a 350
280 a 400
300 a 500
350
C1 e C2
C3 e C4
C2 a C6
C1 a C2
C6 a C8
C5 a C10
C10 a C15
C10 a C18
C18 a C22
C20
C25
C30
4.3 Grau API O Grau API (American Petroleum Institute) é uma unidade de medida da densidade
dos diferentes tipos de petróleo. É obtido pela fórmula:
°API = (141,5 ÷ densidade da amostra a 60 °F) - 131,5
O grau API permite classificar o petróleo em:
Petróleo leve ou de base Parafínica: Possui ºAPI maior que 30. Contém, além de
alcanos, uma porcentagem de 15 a 25% de cicloalcanos.
Petróleo médio ou de base Naftênica: Possui ºAPI entre 20 e 30. Além de alcanos,
contém também de 25 a 30% de hidrocarbonetos aromáticos.
Petróleo pesado ou de base Aromática: Possui ºAPI menor que 20 e é constituído,
praticamente, de hidrocarbonetos aromáticos, além de resinas e asfaltenos.
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Alguns fatores podem afetar o °API dos óleos, tais como:
A idade geológica: as rochas antigas tendem a ter maior graduação; mas, rochas
terciárias podem ter cerca de 40 °API.
Profundidade do reservatório: quanto maior a profundidade, maior a graduação.
Salinidade: os reservatórios de origem marinha tendem a ter maiores graduações
do que os de origem em ambientes com água salobra ou fresca.
Tectonismo: Altas graduações são mais comuns em regiões com muitas tensões
nas camadas geológicas.
Teor de enxofre: este teor é alto em óleos de baixa graduação.
4.4 Petróleo pesado Como o próprio nome já diz, o petróleo pesado é mais denso e viscoso que sua
outra versão leve, mais fácil de ser extraída. Os dois tipos dividem a mesma área no solo
do oceano, onde se concentra a maior parte das reservas brasileiras. Por suas
características físicas, é mais difícil de ser drenado pelos dutos. Além disso, ele favorece
a formação de enormes blocos de hidratos (sais) na tubulação, o que pode paralisar a
subida do óleo até a plataforma.
Petróleo nacional de densidade API inferior a 20 e superior a 10 tem sido
classificado pela ANP como “óleo pesado”, cuja densidade é próxima à da água (acima de
aproximadamente 920 kg/m³). Isto é causado pela grande proporção de hidrocarbonetos
de alta massa molar, tipicamente com mais de 15 átomos de carbono por molécula. Essa
característica dificulta a separação óleo-água nos separadores de superfície e faz com
que o refino desses óleos, com as tecnologias atuais, resulte em menores quantidades de
GLP, gasolina, querosene e diesel, o que reduz o seu valor comercial. Além disso, os
óleos pesados apresentam-se com elevada viscosidade (de 100 a 10000 vezes a
viscosidade da água, na superfície), o que torna difícil e cara e muitas vezes inviabiliza
sua movimentação desde o reservatório até a superfície, etapa denominada produção.
Essa combinação de baixo valor comercial e alto custo de produção (se viável)
explica porque a produção dos óleos convencionais, mais leves e menos viscosos, tem
predominado ao longo de toda a história da indústria do petróleo. Ocorre que, à medida
que as reservas de óleo convencional (leve) vão se exaurindo, a importância dos óleos
pesados tende a crescer rapidamente, como se observa nos dados: os recursos mundiais
de óleo pesado e extra-pesado (densidade API inferior a 10) in place somam 6 trilhões de
barris, volume cerca de três vezes maior que o total de óleo convencional, do qual
aproximadamente metade já foi produzido. No ano de 2000, do total de 25 bilhões de
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barris produzidos no mundo, os óleos pesados responderam por apenas 3 bilhões. Deve
ser também notado que grande parte do óleo não recuperado em campos de petróleo
convencional é constituída por frações pesadas com as mesmas características dos óleos
pesados, contribuindo para aumentar sua importância.
O óleo pesado, por suas características específicas, não pode ser processado em
toda a sua quantidade no país, obrigando o Brasil a exportar o óleo por um baixo valor e
importar um óleo mais leve para fazer a mistura (blending) adequando a capacidade
técnica das refinarias nacionais.
O petróleo pesado representa, atualmente, a maior parte das reservas mundiais,
mas corresponde a apenas 12% da exploração. A América do Sul concentra a maior parte
desse tipo de hidrocarboneto. Estima-se que a Venezuela tenha cerca de 240 bilhões de
barris em seu território; e o Brasil, 15 bilhões, em sua maior parte situados em campos
marítimos. Esta parcela poderá aumentar, em médio prazo, com a implantação de novos
projetos de produção, que, se bem sucedidos, poderão incorporar às reservas grandes
volumes já descobertos. Ocorre que tais projetos são baseados em tecnologias
usualmente empregadas para óleos leves. Para gerar projetos que assegurem a
recuperação de fração significativa dos volumes in place, e aprimorar os projetos
existentes, é vital o desenvolvimento de novas tecnologias de produção voltadas para
óleos pesados, sobretudo no cenário de campos marítimos. Este é o papel primordial da
pesquisa.
A experiência mundial mostra que a produção de óleos pesados tem sido bem
sucedida em campos terrestres e em alguns campos marítimos sob águas rasas (abaixo
de 400 m).
A caracterização dos óleos pesados envolve três áreas:
1) as propriedades e o comportamento reológico das emulsões óleo-água.
2) a curva PEV (ponto de ebulição verdadeiro) e a acidez do óleo.
3) o comportamento das misturas de óleo pesado com óleo leve.
A primeira área é de fundamental importância para o projeto de linhas de
escoamento (por exemplo, como determinar quanto de água estará livre e quanto estará
em emulsão na fase óleo), bem como de separadores para emulsões de água em óleo. A
segunda é vital para o projeto de instalações de refino adequadas para óleos pesados,
que requerem uma etapa de destilação em alto vácuo. A terceira área é importante para o
projeto de linhas de escoamento e tanques de estocagem, visando evitar fenômenos
indesejáveis, tal como a deposição de componentes insolúveis.
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5. Geologia do petróleo Neste capítulo, a intenção foi fornecer um breve apanhado sobre as formações
geológicas, da sua origem e de como podem gerar acumulações de petróleo.
Aos detritos de rochas, resultantes da erosão da crosta terrestre pela ação dos
agentes intempéricos (chuvas, ventos, geleiras, rios, mares, etc.) dão-se o nome de
sedimentos. Por longo tempo, esses sedimentos foram se acumulando em camadas,
dando origem às rochas sedimentares. Essas rochas são as mais importantes para a
geologia do petróleo, são as que apresentam os melhores depósitos petrolíferos em todos
os lugares da Terra, principalmente por terem melhores condições de porosidade e
permeabilidade.
As rochas sedimentares quando depositadas camadas após camada, através do
tempo geológico, formam as bacias sedimentares.
O conceito de sistema petrolífero agrupa os diversos elementos que controlam a
existência de jazidas de petróleo em uma bacia sedimentar.
A indústria petrolífera foi gradualmente percebendo, ao longo de décadas de
exploração, que para se encontrar jazidas de hidrocarbonetos de volume significativo era
necessário que um determinado número de requisitos geológicos ocorressem
simultaneamente nas bacias sedimentares. O estudo destas características de maneira
integrada e a simulação preliminar das condições para sua existência concomitante, com
o objetivo de permitir a diminuição do risco exploratório envolvido nas perfurações de
poços, um item de elevado custo, foram consolidados em um único conceito: o de sistema
petrolífero (Magoon & Dow, 1994).
Um sistema petrolífero ativo compreende a existência e o funcionamento síncronos
de alguns elementos e fenômenos geológicos dependentes do tempo. Estes fatores são
os condicionantes para a ocorrência e acumulação do petróleo.
ELEMENTOS:
Rochas geradoras
Rochas reservatório
Rochas selantes ou capeadoras
Trapas
FENÔMENOS GEOLÓGICOS DEPENDENTES DO TEMPO:
Migração
Sincronismo
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5.1 Rocha geradora
O elemento mais importante e fundamental para a ocorrência de petróleo em
quantidades significativas em uma bacia sedimentar, em algum tempo geológico passado
ou presente, é a existência de grandes volumes de matéria orgânica de qualidade
adequada acumulada quando da deposição de certas rochas sedimentares que são
denominadas de geradoras. São estas rochas que, submetidas a adequadas
temperaturas e pressões, geraram o petróleo em sub-superfície. Se este elemento faltar
em uma bacia, a Natureza não terá meios de substituí-la, ao contrário dos outros cinco
elementos constituintes do sistema petrolífero, que mesmo estando ausentes, podem ser
de alguma forma compensados por condições de exceções geológicas ou por algumas
coincidências adequadas.
Rochas geradoras são normalmente constituídas de material detrítico de
granulometria muito fina (fração argila), tais como folhelhos, margas ou calcilutitos,
representantes de antigos ambientes sedimentares de baixa energia e que
experimentaram, por motivos diversos, explosões de vida microscópica. Os
remanescentes orgânicos autóctones (material planctônico) ou alóctones (material vegetal
terrestre carreado para dentro do ambiente) são incorporados às lamas sob a forma de
matéria orgânica diluída. A princípio, quanto maior a quantidade de matéria orgânica,
mais capacidade terá a rocha para gerar grandes quantidades de petróleo. Entretanto, a
incorporação desta matéria orgânica na rocha deve vir acompanhada da preservação de
seu conteúdo original, rico em compostos de C e H. Para isto, o ambiente deve estar livre
de oxigênio, elemento altamente oxidante e destruidor da riqueza em C e H das partículas
orgânicas originais. Em suma, ambientes anóxicos favorecem a preservação da matéria
orgânica e, conseqüentemente, a manutenção da riqueza original de rochas geradoras.
De uma maneira geral, rochas sedimentares comuns apresentam teores de Carbono
Orgânico Total (COT, teor em peso) inferior a 1%. Para uma rocha ser considerada como
geradora seus teores devem ser superiores a este limite de 1% e, muito comumente,
situados na faixa de 2% - 8%, não sendo incomuns valores de até 14%; mais raramente,
até 24%. O tipo de petróleo gerado depende fundamentalmente do tipo de matéria
orgânica preservada na rocha geradora.
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Fig. 5.1.1 Visão microscópica de uma rocha geradora de petróleo.
5.2 Rocha reservatório Rochas reservatório são normalmente litologias compostas por material detrítico de
granulometria fração areia a seixo, representantes de antigos ambientes sedimentares de
alta energia, portadores de espaço poroso onde o petróleo será armazenado e,
posteriormente, será extraído. Tais rochas são geralmente os arenitos, calcarenitos e
conglomerados diversos. Entretanto, qualquer rocha que contenha espaço poroso, não
necessariamente intergranular, de natureza diversa causado por fraturamento ou
dissolução também pode fazer às vezes de rochas reservatório. Como exemplos temos
rochas ígneas e metamórficas cristalinas fraturadas, ou mais precisamente, qualquer tipo
de rocha fraturada, mármores lixiviados, entre vários outros.
As rochas reservatório mais comuns são areias antigas, depositadas em dunas, rios,
praias, deltas, planícies litorâneas sujeitas à influência de ondas,marés,tempestades, e
em mares e lagos profundos, através de correntes de turbidez (turbiditos). Depois dos
arenitos, os reservatórios mais comuns são turbiditos, rochas calcárias porosas
depositadas em praias e planícies carbonáticas, desenvolvidas em latitudes tropicais e
livres de detritos siliciclásticos, calcários de recifes de organismos diversos, e, finalmente,
calcários diversos afetados por dissolução por águas meteóricas.
As rochas porosas não servem apenas como armazenadoras finais do petróleo
acumulado. Elas servem igualmente como rotas de migração importantíssimas para os
fluidos petrolíferos, atuando como carrier beds.
A rocha reservatório normalmente é mais extensa que o depósito do fluido nela
encontrado. Geralmente ela armazena os fluidos na seguinte distribuição: uma capa de
gás superior; uma capa de óleo intermediaria e uma capa de água salgada inferior.
Existem algumas características físicas das rochas sedimentares cujo conhecimento
é crucial para se compreender a natureza dos depósitos de hidrocarbonetos e seu
comportamento durante a produção de petróleo e/ou gás natural, ou seja, existem
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algumas propriedades físicas das rochas sedimentares que têm impacto direto na
definição sobre a viabilidade econômica de uma determinada acumulação natural.
Particularmente, devemos conhecer a porosidade e a permeabilidade das rochas
sedimentares, pois estas duas propriedades terão grande influência nos volumes de
hidrocarbonetos disponíveis e naqueles possíveis de recuperação.
5.2.1 Porosidade Por definição, a porosidade é a proporção de espaços vazios existentes num
determinado volume de rocha, ou seja, a relação entre o volume das partículas e dos
espaços existentes entre elas, considerando o volume total ocupado pela rocha. A
porosidade primaria de uma determinada rocha sedimentar é função da forma, da seleção
e do arranjo espacial das partículas constituintes, ou seja, da textura desta rocha;
posteriormente, fatores como o soterramento e as alterações diagenéticas podem
aumentar ou diminuir a porosidade primaria, no primeiro caso dando origem ao que se
chama de porosidade secundária.
Porosidade efetiva é aquela que permite o fluxo dos fluidos entre os grãos, em
outras palavras, a proporção do espaço poroso onde os poros existentes estão
comunicados entre si.
Como regra geral pode-se afirmar que a porosidade independe do tamanho das
partículas, mas varia consideravelmente em função da seleção (que é a proporção de
partículas de diferentes tamanhos existentes num determinado volume de rocha), sendo
que quanto pior a seleção (maior mistura de partículas de tamanhos distintos), mais baixa
é a porosidade. Com relação à forma das partículas pode-se afirmar que a porosidade
será maior no caso de partículas mais esféricas e regulares do que no caso de partículas
achatadas e irregulares.
Os valores de porosidade mais comuns das rochas reservatório variam de 5% -
35%, concentrando-se na faixa de 15% - 30%. Tomando como exemplo uma rocha com
porosidade de 20%, significa que cada 100 m³ de rocha contém 20 m³ de espaço vazio,
que pode servir para acumular petróleo.
5.2.2 Permeabilidade
A permeabilidade está diretamente relacionada à porosidade efetiva das rochas e é definida como a propriedade que explicita a capacidade de um determinado fluido
movimentar-se de uma porção da rocha para outra, através do espaço poroso, e pode ser
uma medida relativa entre dois ou mais fluidos distintos, presentes no interior dos poros,
Obra para Consulta
18
ao que chamamos de permeabilidade relativa; quanto maior a permeabilidade maior a
capacidade de movimentação dos fluidos. A permeabilidade raramente é a mesma em todas as direções em uma rocha
reservatório, sendo geralmente maior na horizontal do que na vertical, ela é classificada
de acordo com a lei de Darcy em milidarcy (md), como: baixa (<1 md); regular (1-10 md);
boa (10 -100 md); muito boa (100 -1000 md) e excelente (>1000 md).
5.3 Rocha selante Uma vez atraídos para o interior de uma trapa ou armadilha, os fluidos petrolíferos
devem encontrar uma situação de impermeabilização tal que os impeça de escaparem.
Normalmente, esta condição é provida por rochas selantes, situadas acima das rochas
reservatório, que impedem o escape dos fluidos, aprisionando-os e formando assim uma
acumulação petrolífera.
Quando ocorre o escape de fluidos do reservatório, o petróleo pode, inclusive,
aflorar à superfície (oil seep), perdendo seus componentes voláteis, em conseqüência da
evaporação e intemperização dos seus componentes. Rochas selantes são normalmente de granulometria fina (siltitos, calcilutitos ou
folhelhos) ou qualquer rocha de baixa permeabilidade, cuja transmissibilidade de fluidos
seja inferior à dos reservatórios a elas relacionados em várias ordens de grandeza (por
exemplo, evaporitos diversos, rochas carbonaticas, rochas ígneas intrusivas).
Eventualmente, mudanças faciológicas ou diagenéticas dentro da própria rocha-
reservatório, ou mesmo elementos estruturais tais como falhamentos, poderão servir de
selo para o petróleo.
Além da impermeabilidade, a rocha selante deve ser dotada da plasticidade,
característica que a capacita a manter sua condição selante mesmo depois de submetida
a esforços determinantes de deformações.
Obra para Consulta
19
Fig. 5.3.1 A camada verde é a rocha selante.
5.4 Trapas
Uma vez em movimento, os fluidos petrolíferos são dirigidos para zonas de
pressão mais baixas que a dos arredores, normalmente posicionadas em situações
estruturalmente mais elevadas que as vizinhanças. As configurações geométricas das
estruturas das rochas sedimentares que permitem a focalização dos fluidos migrantes
nos arredores para locais elevados, que não permitam o escape futuro destes fluidos,
obrigando-os a lá se acumularem, são denominadas de trapas ou armadilhas, ou seja,
nada mais é que a rocha ou conjunto de rochas que deverá ser capaz de aprisionar o
petróleo após sua formação, evitando que ele escape.
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20
A trapa ideal deve apresentar:
Rochas-reservatório adequadas, ou seja, porosidade entre 15% e 30%.
Condições favoráveis para a migração do petróleo das rochas fonte para as
rochas-reservatório.
Um selante adequado para evitar a fuga do petróleo para a superfície.
Trapas estruturais: é a forma mais comum de acumulação de petróleo. Resultam de
esforços variados que atuam nas bacias sedimentares, dobrando as camadas
sedimentares ou provocando a sua ruptura e movimentação. No primeiro caso formam-se
as anticlinais, que são os tipos mais comumente associados à idéia de acumulação de
petróleo; no segundo caso formam-se diversos tipos de blocos falhados, comuns nas
áreas petrolíferas brasileiras.
Trapas estruturais podem ocorrer também como diápiros, intrusões de basalto,
inconformidades ou até em situações complexas como superposição de dobras e falhas
de natureza diversas.
Trapas estratigráficas: nem sempre o petróleo é aprisionado em situações estruturais.
Eventualmente, a migração do petróleo pode ser detida pelo acunhamento da camada-
transportadora, ou bloqueio da mesma por uma barreira diagenética ou de
permeabilidade, ficando então retido em posições estruturalmente não-notáveis. Neste
caso, teremos um trapeamento de caráter estratigráfico. Essas armadilhas ocorrem em
regiões em que a crosta esteve sujeita a compressão vertical.
Trapas combinadas: é quando temos uma combinação dos dois tipos anteriores, ou
seja, resultam de deformações estruturais combinadas com fatores estratigráficos.
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Fig. 5.4.1 Exemplos de trapas: (a) anticlinal, (b) falha, (c) discordância.
Os exemplos (a) e (b) são de trapas estruturais, enquanto o exemplo (c) é de uma
trapa estratigráfica.
Se a migração do petróleo ocorre antes da formação das trapas, este se perde
irremediavelmente. Este fato explica a existência de bacias estéreis ou com acumulações
insignificantes apesar de possuírem quase todos os fatores necessários à existência de
petróleo em abundancia.
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22
Fig. 5.4.2 Exemplos de trapas estratigráficas.
5.5 Migração Uma vez gerado o petróleo, ele passa a ocupar um espaço/volume maior do que o
querogênio original na rocha geradora. Esta se torna supersaturada em hidrocarbonetos e
a pressão excessiva dos mesmos faz com que a rocha-fonte se frature intensamente,
permitindo a expulsão dos fluidos para zonas de pressão mais baixa. A viagem dos fluidos
petrolíferos, através de rotas diversas pela subsuperfície, até à chegada em um local
portador de espaço poroso, selado e aprisionado, apto para armazená-los, constitui o
fenômeno da migração.
As rotas usuais em uma bacia sedimentar são fraturas em escalas variadas, falhas e
rochas porosas diversas (rochas carreadoras), que ligam as "cozinhas" de geração,
profundas, com alta pressão, a regiões focalizadoras de fluidos, mais rasas, com
pressões menores.
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23
O mecanismo de expulsão do petróleo de suas rochas matrizes para ambientes de
menores pressões e maiores porosidades, é conhecido como migração primária.
Enquanto que o mecanismo de deslocamento do petróleo, de meios permeáveis para as
trapas onde eventualmente formam as acumulações, é conhecido como migração
secundária.
A migração do petróleo é análoga à migração da água subterrânea. Quando o óleo é
expulso do folhelho no qual se originou e penetra em um corpo de arenito ou calcário, ele
pode migrar mais facilmente do que antes, porque os arenitos e calcários são mais
permeáveis do que o folhelho. A força de atração molecular entre o óleo e os minerais de
quartzo e carbonatos é mais fraca do que aquela entre a água e estes minerais. Assim,
tendo em vista que o óleo e a água não se misturam, a água permanece agregada aos
grãos de quartzo e carbonato, enquanto o óleo ocupa as partes centrais dos vazios
maiores dos arenitos e calcários porosos. Tendo em vista que o óleo é menos denso que
a água, ele tende a fluir para cima, deixando a água retida no quartzo e carbonato. Dessa
forma ele se separa da água e, quando encontra uma armadilha, forma a acumulação de
petróleo.
5.6 Sincronismo
Sincronismo, no tocante à geologia do petróleo, é o fenômeno que faz com que as
rochas geradoras, reservatórios, selantes, trapas e migração se originem e se
desenvolvam em uma escala de tempo adequada para a formação de acumulações de
petróleo. Assim sendo, uma vez iniciada a geração de hidrocarbonetos dentro de uma
bacia sedimentar, após um soterramento adequado, o petróleo expulso da rocha geradora
deve encontrar rotas de migração já formadas, seja por deformação estrutural anterior ou
por seu próprio mecanismo de sobrepressão desenvolvido quando da geração. Da
mesma maneira, a trapa já deve estar formada para atrair os fluidos migrantes, os
reservatórios porosos já devem ter sido depositados, e não muito soterrados para não
perderem suas características permo-porosas originais, e as rochas selantes já devem
estar presentes para impermeabilizar a trapa.
Se estes elementos e fenômenos não seguirem uma ordem temporal favorável, o
sincronismo, de nada adiantará a existência defasada de grandes estruturas, abundantes
reservatórios e rochas geradoras com elevado teor de matéria orgânica na bacia
sedimentar. A falta de sincronismo entre os elementos componentes do sistema
petrolífero tem sido uma das causas mais comuns no insucesso de perfurações
exploratórias no mundo inteiro.
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24
5.7 Reservatórios de petróleo
Como citado anteriormente, um reservatório de petróleo é uma armadilha contendo
óleo, água e gás, em variadas proporções. Para que um reservatório seja considerado comercialmente produtivo, temos que ter
as seguintes condições:
Deve ser um bloco de rocha que tenha porosidade suficiente para conter os fluidos
do reservatório e que tenha uma permeabilidade capaz de permitir os seus
deslocamentos.
Deve conter óleo ou gás em quantidades comerciais.
Deve ter uma força natural para o deslocamento dos fluidos (gás ou óleo sob
pressão).
Os fluidos dos poros da rocha reservatório estão sob um grau de pressão, que
depende diretamente da sua profundidade e que é chamada pressão de formação ou
pressão de reservatório.
- Água de reservatório: a água contida no reservatório é chamada água conata e se
encontra nos poros das formações e, normalmente, é salgada. A sua característica é
determinada pela saturação e concentração dos sais dissolvidos e a composição destes.
- Óleo e gás de reservatório: a relação entre óleo e gás em um reservatório, depende do
grau em que o óleo está saturado com gás, ou seja, a quantidade de gás dissolvido
contido no óleo líquido. O gás natural está sempre associado com o óleo e a energia
suprida pelo gás sob a pressão hidrostática das formações superiores, é provavelmente, o
maior veículo de deslocamento do óleo nos reservatórios.
O volume de gás que permanece em solução nos reservatórios, depende da
pressão e temperatura do mesmo. Quando, no reservatório, há menos gás do que o
volume de óleo existente é capaz de absorver, o óleo é chamado de subsaturado e, no
caso contrário, é chamado de supersaturado. Algum gás tende a se acumular nas
estruturas mais altas do reservatório e formam uma capa de gás e, neste caso, o óleo
permanece saturado com gás em solução. Existindo gás dissolvido no óleo, a viscosidade
do óleo diminui, tornando mais fácil a sua produção.
Obra para Consulta
25
6. Geoquímica orgânica do petróleo
A utilização integrada de métodos e técnicas de química orgânica com geologia
caracteriza a geoquímica orgânica do petróleo.
A gênese do petróleo é o objetivo de estudo da geoquímica orgânica do petróleo, um
ramo bastante especializado da indústria do petróleo, cuja compreensão possui grande
impacto na exploração de uma bacia sedimentar. A geoquímica orgânica do petróleo trata
da evolução da matéria orgânica – a matéria prima para a geração de hidrocarbonetos –
desde a sua incorporação aos sedimentos até a sua transformação térmica em petróleo
e/ou gás natural. Posteriormente associada a outros ramos de pesquisa exploratória,
possibilita uma melhor compreensão dos mecanismos envolvidos na formação e evolução
das acumulações petrolíferas.
A geoquímica orgânica do petróleo apresenta dois objetivos principais que são a
determinação de parâmetros para a avaliação do potencial de um poço petrolífero e a
análise qualitativa do óleo. Estes dois processos não serão abordados neste capitulo, pois
exigem, cada um por si, uma ampla gama de estudos específicos e extensos, o que
fugiria ao objetivo principal do capitulo que é a caracterização dos tipos de matéria
orgânica e os processos que ocorrem desde a sua introdução nos sedimentos até a
geração do petróleo.
6.1 Produção e preservação da matéria orgânica Os pré-requisitos para a existência de rochas geradoras de petróleo são a produção,
acumulação e preservação de matéria orgânica não degradada composta das moléculas
orgânicas direta ou indiretamente derivadas dos organismos, onde delas excluem-se as
partes esqueletais minerais, tais como conchas, ossos e dentes.
O principal mecanismo de produção de matéria orgânica é a fotossíntese, que é,
basicamente, um processo de reação do hidrogênio da água com o dióxido de carbono
para, com absorção de energia, produzir matéria orgânica na forma de glicose.
Na natureza, o petróleo origina-se pela transformação térmica da matéria orgânica
animal e/ou vegetal que foi acumulada, ao longo do tempo, em determinadas porções de
uma bacia sedimentar. Após a morte, os restos dos seres vivos podem ser transportados
e depositados no fundo de uma bacia sedimentar onde, ocorrendo as condições
necessárias, são preservados da decomposição total, que ocorre principalmente devido a
oxidação. Na prática, 99,9% do carbono existente no meio natural é sempre reciclado,
sendo que apenas 0,1% fica disponível na atmosfera e pode, portanto, participar do
processo de geração de hidrocarbonetos. Além disso, o petróleo só se forma se a
Obra para Consulta
26
quantidade mínima de matéria orgânica disponível nos sedimentos for superior a 2,0% do
volume total desses sedimentos.
Considerando essas condições iniciais, a geração de hidrocarbonetos exigirá: tempo
(em média 60 milhões de anos), condições de preservação da matéria orgânica (proteção
contra a oxidação, ou seja, ambientes anóxicos) e um intervalo de temperatura adequado.
A geração propriamente dita se dá da seguinte maneira: à medida que a rocha geradora
vai sendo soterrada e afundando em função do seu próprio peso e dos sedimentos a ela
sobrepostos, algumas reações minerais começam a acontecer. Estas reações se dão em
função do aumento da temperatura e da pressão, à medida que os sedimentos vão sendo
soterrados. Já a algumas dezenas de metros, o nitrogênio existente na matéria orgânica é
eliminado na forma de NH3 e, com o progressivo aumento da pressão, grande parte da
água intersticial também é expulsa. Cerca de 600 metros abaixo da superfície a
temperatura dos sedimentos atinge 41°C e a matéria orgânica, transformada em
querogênio, se aromatiza. Posteriormente, com o aumento contínuo da temperatura, o
querogênio se desintegra dando origem a compostos de moléculas menores: o petróleo e
o gás natural.
6.2 Balanço do carbono orgânico durante a história da terra
Para um balanço do carbono orgânico usado na fotossíntese durante a historia da
Terra, é necessário somar todo o carbono orgânico presente nos vários depósitos, tais
como águas oceânicas e sedimentos. A quantidade total estimada de carbono orgânico e
grafita, que antigamente representavam o carbono orgânico sedimentar é de
aproximadamente 6,4 x 1015 toneladas (Welte, 1970).
A maior parte do carbono da Terra (5,0 x 1015 ton.) está concentrada nas rochas
sedimentares. Estima-se que, desse carbono, 18% tenham origem orgânica e que 82%
estejam na forma de carbonatos. Só uma parte do carbono orgânico da Terra é
encontrada nos organismos vivos ou em estado dissolvido. A parte restante (1,4 x 1015
ton.), principalmente na forma de grafita ou meta-antracito, está fixada nas rochas
metamórficas de origem sedimentar.
Estima-se que a preservação global de carbono orgânico durante a história da Terra
seja de 0,1% de sua produção. Esta é também a proporção de preservação atual da
matéria orgânica nos sedimentos. A restante é reciclada, principalmente na zona eufótica
dos oceanos (zona de plataforma interna). No Mar Negro, Denser (1971) encontrou uma
razão de preservação de 4%, esta é uma condição excepcional de preservação alcançada
apenas em ambientes anóxicos e corpos d’água calmos, sem vida de fundo exceto pelas
Obra para Consulta
27
bactérias anaeróbicas. O ciclo do carbono orgânico na natureza é mostrado na figura
6.2.1.
Fig. 6.2.1 Ciclo do carbono orgânico na natureza.
No ciclo I há movimentação de cerca de 2,7 a 3,0 x 1015 toneladas de carbono
orgânico, e uma meia-vida de dias até mais de dezenas de anos. No ciclo II há uma
movimentação estimada de 6,4 x 1015 toneladas e uma meia-vida de diversos milhões de
anos. Os dois ciclos são interligados por uma pequena perda de 0,01% a 0,1% do
carbono orgânico total, que representa a oxidação da matéria orgânica a CO2.
6.3 Querogênio: composição e classificação Querogênio é a fração de matéria orgânica das rochas sedimentares que são
insolúveis nos solventes orgânicos.
Outro aspecto importante para a geração de hidrocarbonetos é que a composição
inicial do querogênio também condiciona o tipo de hidrocarboneto que poderá ser
disponibilizado, e esta composição pode variar tanto vertical como lateralmente dentro de
uma mesma rocha geradora.
Uma das classificações mais conhecidas é a que separa o querogênio em tipo I, II
ou III (TISSOT, 1974). Esta classificação se baseia nas proporções H/C e O/C existentes
na matéria orgânica presente nos sedimentos, que confrontadas em um diagrama
Obra para Consulta
28
conhecido como “Diagrama de van Krevelen” permitem a delineação de trends de
geração. Uma variante desta mesma classificação utiliza o índice de hidrogênio (HI) e o
índice de oxigênio (OI), obtidos a partir da pirólise e da análise do carbono orgânico total
(COT) de extratos sedimentares.
Segundo estas classificações, quanto maior a relação H/C e o HI ou menor a
relação O/C e o OI, maior será o potencial da rocha geradora para a geração de óleos.
Inversamente, rochas geradoras com elevado OI ou maior proporção O/C, e menor HI ou
menor a proporção H/C, tendem a ser, potencialmente, geradoras de gás.
Fig. 6.3.1 Diferentes tipos de querogênio (Tissot, 1974).
O querogênio tipo I contém muitas cadeias alifáticas (acíclicas) e poucos núcleos
aromáticos. A razão H/C é originalmente alta e o potencial para a geração do óleo e gás,
também alto. Este tipo de querogênio é derivado principalmente da matéria orgânica algal
lacustrina (contém de 10 a 70% de lipídios) e da matéria orgânica enriquecida de lipídios
por ação microbiana.
O querogênio tipo II contém mais anéis aromáticos e naftênicos. A razão H/C e o
potencial para a geração de óleo e gás diminuem em relação ao querogênio tipo I. O
Obra para Consulta
29
querogênio tipo II é usualmente relacionado à matéria orgânica marinha depositada em
ambientes redutores, com um teor de enxofre de médio a alto. A presença de íons livres
no ambiente deposicional marinho empobrece a matéria orgânica de hidrogênio, pela
combinação deste com os íons livres, dando origem aos sulfatos, nitratos e outros
compostos.
O querogênio tipo III contém principalmente grupos funcionais poliaromáticos e
oxigenados, com poucas cadeias alifáticas. A razão H/C é baixa, e o potencial de geração
de óleo é insignificante, mas pode ainda gerar gás a profundidades maiores. A razão O/C
é comparativamente maior que nos outros tipos de querogênio. A matéria orgânica é
principalmente derivada de plantas terrestres superiores, compostas basicamente por
celulose e lignina, que são extremamente deficientes em hidrogênio.
6.4 Maturação Denomina-se maturação a conversão de matéria orgânica em petróleo. A partir de
sua incorporação aos sedimentos, com o progressivo sepultamento e aumento da
temperatura, a matéria orgânica começa a sofrer transformações termoquímicas que
poderão, em determinada fase, provocar geração de petróleo.
Os três principais estágios de evolução da matéria orgânica nos sedimentos são:
diagênese, catagênese e metagênese.
A diagênese começa nos sedimentos recém depositados, onde a atividade
microbiana é um dos principais agentes de transformação. É um processo que ocorre a
baixas temperaturas, até cerca de 65°C. Nesta fase a matéria orgânica se transforma em
querogênio, principalmente devido à ação de bactérias que provocam uma reorganização
molecular. Apenas o metano bioquímico ou biogênico é obtido nesta fase. Em termos de
exploração de petróleo, as rochas matrizes são consideradas imaturas neste estágio.
A catagênese resulta do aumento da temperatura durante o soterramento nas bacias
sedimentares, a temperatura se eleva até cerca de 165°C. É o primeiro estágio
essencialmente termoquímico. A quebra de cadeias complexas do querogênio,
dependendo do seu tipo, dá origem a hidrocarbonetos líquidos que tem neste intervalo a
sua máxima produção. Apreciáveis volumes de gás úmido e metano são também gerados
neste estágio.
A metagênese somente é alcançada a grandes profundidades. O aumento da
temperatura até 210°C provoca a quebra de todas as moléculas dos hidrocarbonetos
líquidos e as moléculas de boa parte do querogênio ainda remanescente transformando-
as em metano. Nesta fase ocorre exclusiva geração de gás seco.
Obra para Consulta
30
Fig. 6.4.1 Estágios de maturação da matéria orgânica (Tissot e Welte, 1978).
6.5 Qualidade da matéria orgânica
O estudo da matéria orgânica contida nas rochas sedimentares permite classificá-la
de acordo com a sua origem e propriedades físicas em:
Matéria orgânica amorfa: representada pelas algas planctônicas, sendo classificada
como alginita. Seus constituintes são ricos em hidrogênio (aproximadamente 50% de
lipídios) e possuem alto potencial para gerar hidrocarbonetos líquidos. Na luz transmitida
apresenta aspecto amorfo, sendo caracterizada como matéria orgânica do tipo I e tipo I/II
quando analisada pela pirólise.
Matéria orgânica herbácea: representada por polens, esporos, gramíneas, musgos,
resinas, cutículas, etc. Seus constituintes são relativamente ricos em hidrogênio
Obra para Consulta
31
(aproximadamente 40% de lipídios). Apresenta, de modo geral, regular a bom potencial
gerador de hidrocarbonetos líquidos, sendo caracterizada como matéria orgânica do tipo II
quando analisada pela pirólise.
Matéria orgânica lenhosa: originada de vegetais superiores, apresentando aspecto
fibroso. Possui um potencial desprezível para geração de hidrocarbonetos, é mais
favorável à geração de gás do que a de óleo. Quando analisada pelo método da pirólise
esta matéria orgânica é classificada como do tipo III.
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32
7. Economia do petróleo O gráfico abaixo mostra a evolução dos preços internacionais do petróleo nos
últimos 10 anos.
Fig. 7.1 Preço internacional do petróleo.
O petróleo cru tipo Brent é produzido ao redor do Mar do Norte no Reino Unido. A
média de produção diária é de 500.000 barris, menos de 1% do total mundial. Apesar
dessa pequena proporção, o preço de aproximadamente 35 a 40 milhões de barris é
derivado do preço do Brent. Essa ampla aceitação como um sinalizador resulta de vários
fatores incluindo sua provisão segura, numerosos produtores e aceitação industrial. Uma abreviação para West Texas Intermediate, o WTI é um tipo específico de
petróleo cru produzido pela indústria de óleo dos EUA, especificamente em Cushing,
Oklahoma. Seu volume atual de produção é em torno de 750.000 barris por dia.
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33
Fig. 7.2 Reservas provadas de petróleo em bilhões de barris ao final de 2005 (BP Statistical Review of World Energy, 2006).
De uma reserva total de petróleo hoje da ordem de um trilhão e duzentos bilhões de
barris, mais de 60% localizam-se numa área bastante restrita do Oriente Médio,
fundamentalmente dentro dos cinco países: Arábia Saudita, Irã, Iraque, Kuait e Emirados
Árabes Unidos, todos situados na mesma área geográfica. A Venezuela, aqui na América
do Sul encontra-se em sexto lugar quanto às reservas e o Brasil já aparece em décimo
sétimo lugar.
Obra para Consulta
34
Fig. 7.3 Distribuição das reservas provadas de petróleo em 1985, 1995 e 2005 (BP Statistical Review of World Energy, 2006).
O gráfico da Figura 7.3 mostra a distribuição e evolução, de dez em dez anos, das
reservas mundiais. Observa-se que nos últimos 20 anos as reservas da América do Norte
foram as que mais decresceram, enquanto que as reservas da África, América do sul e
Central, Europa e Eurásia sofreram um leve aumento. As reservas do Oriente Médio
foram as que mais cresceram nesses 20 anos.
Obra para Consulta
35
Fig 7.4 Evolução de R/P mundial (esquerda) e atuais valores da R/P nas grandes regiões geográficas (BP Statistical Review of World Energy, 2006).
Um conceito importante é o da relação R/P (reservas sobre produção num
determinado ano). A qualquer momento dividindo-se o volume das reservas provadas de
um determinado ano pela produção desse mesmo ano, teremos, em tese, o número de
anos em que essa produção pode ser sustentada com as reservas já existentes, mesmo
que nada venha a ser descoberto a partir desse momento. O gráfico da Figura 7.4 mostra a evolução da relação reserva / produção mundial
entre os anos 1981 e 2005. Verifique-se que após os tempos de crise do início dos anos
80, a R/P mundial estabilizou-se em valores muito próximos a 40. Isto significa que as
reservas atuais são suficientes para manter a atual produção durante 40 anos, mesmo
que nada mais venha a ser descoberto a partir desse momento. No mesmo gráfico mostra
a desigualdade das relações R/P nas várias regiões do mundo. Enquanto a R/P da
América do Norte é pouco superior a 10anos, a do Oriente Médio excede os 80 anos. Como pode se observar o atual contexto mundial do petróleo faz com que os que
tenham elevadas reservas e as mais altas produções sejam os menores consumidores.
Em outras palavras, hoje quem tem petróleo consome pouco e quem não o tem consome
muito. Esse é o contexto que vem provocando a maioria dos conflitos e crises relativas ao
petróleo.
Obra para Consulta
36
Fig 7.5 Evolução da produção mundial de petróleo entre 1980 e 2005, por grandes regiões geográficas (BP Statistical Review of World Energy, 2006).
O gráfico da Figura 7.5 mostra a evolução da produção mundial de petróleo desde
1980. Observa-se no mesmo gráfico que a produção da América do Norte permaneceu
praticamente estável, ao longo do tempo, independente de quaisquer outros fatores. A
produção da Europa e Eurásia mostra um acentuado decréscimo a partir dos anos 90,
fundamentalmente em função da queda da URSS. A produção do Oriente Médio é a única
que sofreu significativa redução nos anos dos choques. Assim, o Oriente Médio vem
funcionando como o regulador da produção mundial e dos preços do petróleo. Todas as
demais áreas consideradas no gráfico mostram significativos acréscimos na produção.
Obra para Consulta
37
Fig. 7.6 Evolução do consumo mundial de petróleo entre 1980 e 2005, por grandes regiões geográficas (BP Statistical Review of World Energy, 2006).
O gráfico da Figura 7.6 mostra a evolução do consumo mundial do petróleo entre
1980 e 2005 por grandes regiões do mundo. No todo, o gráfico assemelha-se aquele da
evolução da produção de petróleo (Figura 7.5) mostrando que a produção tem
acompanhado o consumo com relativa facilidade. No detalhe, no entanto, o gráfico desta
figura mostra algumas diferenças muito significativas do anterior. As três grandes regiões
consumidoras são a América do Norte, a Europa & Eurásia e a Ásia. O consumo das
demais regiões é pouco significativo. Em termos de consumo o primeiro lugar está com os
EUA seguido pela China, Japão, Alemanha, Rússia, Índia, Coréia do Sul, Canadá, Brasil,
França, México, Itália e Reino Unido.
Obra para Consulta
38
Fig. 7.7 Exportações e importações de petróleo (BP Statistical Review of World Energy, 2006).
O gráfico da Figura 7.7 mostra os fluxos atuais de importações e exportações de
petróleo, em milhões de toneladas, no mundo. Observa-se que a América do Norte é a
maior importadora, onde o destino da maior parte do petróleo é os EUA. Enquanto que o
Oriente Médio é o maior exportador.
Obra para Consulta
39
Fig. 7.8 Relação demanda-oferta no país.
A produção de petróleo no Brasil continuará crescendo mais rápido que a demanda
até 2020.
Obra para Consulta
40
8. Perspectivas para o país As perspectivas de crescimento do mercado brasileiro de petróleo são promissoras.
O mercado brasileiro foi um dos que mais cresceu em todo o mundo, e a produção deverá
continuar crescendo mais rápido que a demanda.
O intenso esforço exploratório atualmente em curso no Brasil pode nos próximos
anos resultar na abertura de novas fronteiras de produção, com avaliações preliminares
de que o volume de petróleo ainda por descobrir deve ampliar em várias vezes as
reservas provadas atuais. Ao contrario da maioria dos países, o Brasil tem conseguido
repor e até mesmo incrementar suas reservas. O setor de petróleo e gás, pelo porte e pela estabilidade de seu investimento, será
um dos principais responsáveis pelo desenvolvimento econômico do Brasil na próxima
década.
Obra para Consulta
41
9. Conclusão Conclui-se com este trabalho que é fundamental a caracterização e identificação dos
petróleos, para assim poder relacioná-los à rocha geradora e medir seu grau de evolução.
Na industria petrolífera, devido ás dificuldades de determinação dos diversos tipos
de compostos de petróleo, é usual a medição de suas propriedades físico-químicas e, a
partir destas, ser estimado qual é o tipo de composto predominante naquela mistura ou
óleo. Cada vez mais, porém, faz-se necessário não só o conhecimento de grupos
predominantes, mas também um maior detalhamento da composição do petróleo, onde aí
entra o papel da geoquímica orgânica do petróleo.
Sendo a principal fonte de energia do planeta, uma riqueza distribuída de forma não
igual entre os países e um recurso não-renovável, o petróleo se tornou provavelmente a
mais importante substância negociada entre países e corporações.
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