Geologia do Petróleo revisão-Luiz Eduardo Trindade (2)

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Eng. Luiz Eduardo Trindade – luizeduardo07@yahoo.com.br
GEOLOGIA DO PETRÓLEO
Eng. Luiz Eduardo Trindade – luizeduardo07@yahoo.com.br
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
Organismos vivos principalmente 
plânctons, plantas e bactérias vão 
morrendo e seus restos se depositam 
em conjunto com o material carreado 
pelos rios, em mares e lagos.
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A matéria orgânica contém gorduras, 
proteínas e carboidratos. 
As gorduras não são facilmente 
atacáveis pelas bactérias anaeróbicas. 
Algumas áreas em fundos de mares e 
lagos são calmas. 
Sem renovação, acabam ficando 
desprovidas de Oxigênio.
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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Transformação termoquímica de 
matéria orgânica e a geração de 
petróleo:
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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Organismos vivos principalmente 
plânctons, plantas e bactérias vão 
morrendo e seus restos se 
depositando em conjunto com o 
material carreado pelos rios, em 
mares e lagos.
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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Lagoa costeira
Zona Anoxica
Zona Anoxica
(preservação)
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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Os três principais estágios da transformação 
da matéria orgânica nos sedimentos são:
-diagênese;
-catagênese;
- metagênese 
TRANSFORMAÇÃO DA 
MATÉRIA ORGÂNICA
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TRANSFORMAÇÃO DA 
MATÉRIA ORGÂNICA
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A diagênese começa em sedimentos 
recentemente depositados, onde a atividade 
microbiana é um dos principais agentes de 
transformação. Alterações químicas ocorrem 
a pequenas profundidades. No final desta 
fase, a matéria orgânica consiste 
principalmente de querogênio. Do ponto de 
vista da exploração do petróleo, as rochas 
geradoras são consideradas imaturas.
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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A catagênese resulta do aumento da 
temperatura, durante a história de 
soterramento dos sedimentos. O aumento 
da temperatura do querogênio é 
responsável pela geração da maioria dos 
hidrocarbonetos. É a principal fase de 
formação de óleo e gás úmido. As rochas 
geradoras são consideradas maturas
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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A metagênese é alcançada a grandes 
profundidades, onde há destruição dos 
hidrocarbonetos líquidos, sendo preservado 
apenas o gás seco. As rochas geradoras são 
consideradas senis ou supermaturas. Este 
estágio começa mais cedo que o 
metamorfismo da fase mineral.
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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Até 65ºC  Diagênese - Atividade 
bacteriana que provoca a reorganização 
celular e transforma a matéria orgânica 
em querogênio. O produto gerado é o 
metano bioquímico ou biogênico.
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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De 65ºC até 165ºC  Catagênese - Quebra 
das moléculas de querogênio. O produto 
gerado é hidrocarbonetos líquidos e gás.
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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De 165ºC até 210ºC  Metagênese -
Quebra das moléculas de 
hidrocarbonetos líquidos. O produto 
gerado é gás leve.
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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Ultrapassando 210ºC  Metamorfismo 
- Degradação do hidrocarboneto 
gerado deixando como remanescente 
gás carbônico e algum resíduo de gás 
metano.
TRANSFORMAÇÃO 
DA MATÉRIA ORGÂNICA
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SISTEMA PETROLÍFERO
É um sistema físico-químico dinâmico que 
gera e concentra petróleo (De Maison & 
Huizinga, 1994).
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SISTEMA PETROLÍFERO
Descreve a relação genética entre a 
“cozinha de geração” ativa e as 
acumulações de óleo e gás associadas 
(Magoon & Dow, 1994).
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SISTEMA PETROLÍFERO
Um sistema petrolífero existe quando os 
elementos e processos essenciais 
ocorrerem (Santos Neto, 2003). 
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Para que se forme uma acumulação 
petrolífera são necessários cinco 
requisitos básicos:
SISTEMA PETROLÍFERO
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- presença de rochas geradoras;
- presença de rochas-reservatório;
- presença de rochas capeadoras;
- trapas;
- relações temporais adequadas.
SISTEMA PETROLÍFERO
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SISTEMA PETROLÍFERO
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Geração
Requeridos: matéria orgânica em 
quantidade suficiente, temperatura e 
tempo
REQUISITOS PARA 
ACUMULAÇÃO DE PETRÓLEO
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Migração 
Requeridos: momento adequado e rota 
de migração adequada
Migração primária
Migração secundária
REQUISITOS PARA 
ACUMULAÇÃO DE PETRÓLEO
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Acumulação
Requeridos: porosidade e 
permeabilidade adequadas e selo 
Pode ser até a superfície ou 
formando outros reservatórios de 
petróleo
REQUISITOS PARA 
ACUMULAÇÃO DE PETRÓLEO
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SISTEMA PETROLÍFERO
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ROCHAS GERADORAS
São rochas de granulação fina 
(folhelhos e calcários), cuja matéria 
orgânica, sob condições termoquímicas 
adequadas, se transforma em petróleo.
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ROCHAS GERADORAS
Rochas geradoras efetivas: contêm 
matéria orgânica (querogênio), em 
quantidade e qualidade, e sofreram uma 
evolução térmica adequada para 
geração/expulsão de quantidades 
significativas de petróleo. São 
preferencialmente folhelhos, margas e 
calcilutitos.
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ROCHA GERADORA
Testemunho de uma rocha geradora de petróleo da Formação Candeias (folhelho 
rico em matéria orgânica), Bacia do Recôncavo.
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Figura 9 – Rocha potencialmente geradora de petróleo observada ao 
microscópio (folhelho). Fonte: Adans, 1984.
ROCHA GERADORA
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Uma rocha geradora deve possuir 
matéria orgânica em quantidade e 
qualidade adequadas e submetida ao 
estágio de evolução térmica necessário 
para degradação do querogênio. 
ROCHA GERADORA
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Os aspectos volumétricos da rocha 
geradora (espessura e extensão lateral) 
também não devem ser ignorados, pois 
uma rocha com quantidade e qualidade da 
matéria orgânica adequadas pode ser, por 
exemplo, muito delgada para gerar 
quantidades comerciais de petróleo. 
ROCHA GERADORA
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Deve ser lembrado que apenas uma 
pequena parte da matéria orgânica da 
rocha geradora transforma-se em petróleo
(2 a 5%).
ROCHA GERADORA
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Outro dado interessante é que, do 
petróleo acumulado nos reservatórios
geológicos, o homem só pode aproveitar 
20 a 30%, sendo que, em alguns casos, a 
recuperação é inferior a 10%.
ROCHA GERADORA
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São rochas capazes de conter e 
transmitir fluidos que, estando 
numa situação geológica adequada 
(fazendo parte da trapa e capeadas 
adequadamente) permitem que o 
petróleo seja acumulado e possa 
ser produzido comercialmente. 
ROCHA RESERVATÓRIO
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Arenitos – São as mais frequentes 
rochas reservatório encontrada em 
todo mundo, podem atingir varias 
centenas de metros de espessura, e 
podem apresentar grande 
continuidade lateral e sua 
porosidade pode ser intergranular ou 
por fraturas.
ROCHA RESERVATÓRIO
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ROCHA RESERVATÓRIO
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ROCHA RESERVATÓRIO
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Calcário – São rochas sedimentares 
geradas a partir da acumulação de 
organismos (fragmentos de conchas) 
associada a precipitação de 
carbonatos e sua porosidade é quase 
sempre secundária devido a 
processos de dissolução e 
fraturamento. 
ROCHA RESERVATÓRIO
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ROCHA RESERVATÓRIO
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POROSIDADE
É uma das mais importantes 
propriedades das rochas 
reservatório, já que ela mede a 
capacidade de armazenamento de 
fluidos (água, óleo e gás)
PROPRIEDADES
ROCHA RESERVATÓRIO
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É a percentagem de vazios (espaços 
porosos) das rochas, podendo ser 
medido através da relação entre o 
volume de vazios e o volume total da 
rocha.
t
v
V
V
PROPRIEDADES
ROCHA RESERVATÓRIO
POROSIDADE ABSOLUTA
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É a relação entre os espaços vazio 
interconectados de uma rocha e o 
volume total da mesma
PROPRIEDADES
ROCHA RESERVATÓRIO
POROSIDADE EFETIVA
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Do ponto de vista da geologia do 
petróleo esta propriedade é a que se 
deseja quantificar pois representa o 
espaço ocupado por fluidos que 
podem ser deslocados.
PROPRIEDADES
ROCHA RESERVATÓRIO
POROSIDADE EFETIVA
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POROS INTERCONECTADOS POROS ISOLADOS
PROPRIEDADES
ROCHA RESERVATÓRIO
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POROSIDADE PRIMÁRIA
É aquela que se desenvolveu durante a 
deposição dos sedimentos. Ex. 
porosidade intergranular do arenito
PROPRIEDADES
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POROSIDADE SECUNDÁRIA
É aquela resultante de alguns 
processos geológicos que ocorreram 
após a formação da rocha sedimentar 
(diagenese). Ex. Fraturas em arenitos e 
folhelhos, cavidades devido a dissolução 
do calcário.
PROPRIEDADES
ROCHA RESERVATÓRIO
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A classificação das rochas-reservatório 
quanto à porosidade, pode ser 
visualizada na tabela: 
Porosidade (%)
Fechada 0 - 9
Regular 9 - 15
Boa 15 - 20
Excelente 20 - 25
ROCHA RESERVATÓRIO
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Esta ligada a profundidade em que a 
rocha se encontra
PROPRIEDADES
ROCHA RESERVATÓRIO
COMPRESSIBILIDADE
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POROSIDADE x COMPRESSIBILIDADE
(Krumbein & Sloss, 1951)
ROCHA RESERVATÓRIO
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É a fração do volume de poros 
ocupado pelo fluido (água, óleo e gás)
p
f
f
V
V
S
PROPRIEDADES
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SATURAÇÃO DE FLUIDO
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SATURAÇÃO DE FLUIDO
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ROCHA RESERVATÓRIO
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É a capacidade de uma rocha 
permitir fluxo de fluido
PROPRIEDADES
ROCHA RESERVATÓRIO
PERMEABILIDADE
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Tabela 5 – Classificação das rochas 
reservatório quanto à permeabilidade.
Permeabilidade (mD)
Baixa Menor que 1
Regular 1 – 10
Boa 10 – 100
Muito boa 100 – 1000
Excelente Maior que 1000
ROCHA RESERVATÓRIO
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Normalmente, a permeabilidade 
encontrada nos reservatórios varia entre 5 e 
1000 mD. Verifica-se, na figura a seguir, que 
rochas com a mesma porosidade podem ter 
permeabilidades bastante diferentes.
Uma rocha pode ser muito porosa, porém 
não permeável, como é o caso dos folhelhos.
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ROCHA RESERVATÓRIO
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PROPRIEDADES
ROCHA RESERVATÓRIO
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PROPRIEDADES
ROCHA RESERVATÓRIO
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Fenômeno que ocorre no interior de 
um meio poroso, quando neste 
possui dois líquidos imiscíveis, 
criando uma superfície de separação 
entre eles 
PROPRIEDADES
ROCHA RESERVATÓRIO
CAPILARIDADE
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CAPILARIDADE
ROCHA RESERVATÓRIO
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É o equilíbrio de forças na interface 
óleo, água e rocha.
PROPRIEDADES
ROCHA RESERVATÓRIO
MOLHABILIDADE
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MOLHABILIDADE
Água
Óleo
Sólido
ROCHA RESERVATÓRIO
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GEOLOGIA DO PETRÓLEO
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FATORES QUE AFETAM A QUALIDADE 
DO RESERVATÓRIO
Forma dos grãos: arredondamento e 
esfericidade. Quanto mais arredondados 
e esféricos forem os grãos, maior será a 
porosidade e mais livres as gargantas 
entre os poros, e conseqüentemente 
maior a permeabilidade 
ROCHA RESERVATÓRIO
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Tamanho dos grãos: quanto maiores 
forem os grãos, maiores serão as 
gargantas entre os poros, com maior 
permeabilidade.
FATORES QUE AFETAM A QUALIDADE 
DO RESERVATÓRIO
ROCHA RESERVATÓRIO
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Seleção: em uma rocha mal 
selecionada, os grãos menores ocuparão 
os espaços porosos existentes entre os 
grãos maiores, diminuindo a porosidade e 
a permeabilidade. Rochas bem 
selecionadas são mais porosas e 
permeáveis.
FATORES QUE AFETAM A QUALIDADE 
DO RESERVATÓRIO
ROCHA RESERVATÓRIO
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Fábrica: uma rocha mais compactada, 
com empacotamento entre grãos mais 
apertado, tem porosidade e 
permeabilidade menores. Grãos 
orientados tendem a diminuir a 
porosidade, e a tornar a permeabilidade 
anisotrópica.
FATORES QUE AFETAM A QUALIDADE 
DO RESERVATÓRIO
ROCHA RESERVATÓRIO
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FATORES QUE AFETAM A QUALIDADE 
DO RESERVATÓRIO
ROCHA RESERVATÓRIO
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Diagênese: A cimentação ocupa os 
espaços porosos, diminuindo porosidade 
e permeabilidade. A dissolução tanto de 
grãos como de cimento tem efeito 
justamente contrário.
FATORES QUE
AFETAM A QUALIDADE 
DO RESERVATÓRIO
ROCHA RESERVATÓRIO
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A continuidade lateral e vertical é 
essencial para que a rocha-reservatório 
alcance volumes capazes de conter 
quantidades economicamente 
significantes de petróleo.
FATORES QUE AFETAM A QUALIDADE 
DO RESERVATÓRIO
ROCHA RESERVATÓRIO
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FATORES QUE AFETAM A QUALIDADE 
DO RESERVATÓRIO
ROCHA RESERVATÓRIO
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ROCHAS CAPEADORAS
As rochas capeadoras ou selantes são 
aquelas que retém os hidrocarbonetos 
na rocha reservatório.
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Uma boa rocha capeadora deve ser 
mais ou menos plástica (folhelho), pois as 
rochas mais rígidas são mais fraturáveis 
(arenito) , deixando escapar o petróleo. Os 
calcários, quando puros, são muito 
quebradiços e, portanto, inadequados 
como rochas capeadoras
ROCHAS CAPEADORAS
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Figura 16 - Seção esquemática de uma acumulação de petróleo, numa trapa estrutural. Fonte: Ferreira, 
1989.
ROCHAS CAPEADORAS
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Nenhum material é completamente 
impermeável. O capeamento, 
freqüentemente, é imperfeito, o que 
acarreta a presença de exsudações na 
superfície.
ROCHAS CAPEADORAS
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ROCHAS CAPEADORAS
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ROCHAS CAPEADORAS
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Na figura abaixo temos um resumo das 
relações entre o tipo de rocha e sua 
função numa acumulação de petróleo.
FOLHELHOS GERADORES E SELANTES *
RESERVATÓRIOSARENITOS
GERADORES E SELANTES *
CALCÁRIOS
EVAPORITOS
RESERVATÓRIOS
SELANTES
* RESERVATÓRIO QUANDO FRATURADOS
ROCHAS CAPEADORAS
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TRAPAS ou ARMADILHAS
São situações estruturais ou 
estratigráficas que propiciam condições 
para a existência de acumulações 
petrolíferas.
De um modo geral, as trapas podem ser 
classificadas, em três tipos principais: 
estruturais, estratigráficas e combinadas.
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TRAPAS ou ARMADILHAS
São trapas formadas por alguma 
deformação local, como resultado de 
falhamentos e de dobramentos, sendo 
as mais evidentes nos mapeamentos 
geológicos de superfície e as mais 
rapidamente localizadas em 
subsuperfície. 
TRAPAS ESTRUTURAIS
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Pode-se identificar uma trapa 
estrutural por geologia de superfície, 
perfurações estruturais, geologia de 
subsuperfície, por métodos geofísicos 
ou por combinação destes métodos.
TRAPAS ou ARMADILHAS
TRAPAS ESTRUTURAIS
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TRAPAS ou ARMADILHAS
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TRAPAS ou ARMADILHAS
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São as trapas formadas por alguma 
variação na estratigrafia, na litologia ou 
em ambas. Podem ser primárias ou 
secundárias.
TRAPAS ou ARMADILHAS
TRAPAS ESTRATIGRÁFICAS
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TRAPAS ou ARMADILHAS
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São produtos diretos do ambiente de 
sedimentação. São também 
denominadas trapas deposicionais.
TRAPAS ou ARMADILHAS
TRAPAS ESTRATIGRÁFICAS 
PRIMÁRIAS
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TRAPAS ESTRATIGRÁFICAS 
PRIMÁRIAS
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São as que desenvolveram-se após a 
deposição e diagênese da rocha 
reservatório. Estas trapas estão 
freqüentemente associadas a 
discordâncias.
TRAPAS ou ARMADILHAS
TRAPAS ESTRATIGRÁFICAS 
SECUNDÁRIAS
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TRAPAS ESTRATIGRÁFICAS 
SECUNDÁRIAS
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São as trapas formadas pela 
combinação de fatores estruturais e 
estratigráficos em proporção 
aproximadamente igual.
TRAPAS ou ARMADILHAS
TRAPAS COMBINADAS
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Trapas combinadas típicas são 
formadas quando uma falha corta um 
arenito próximo à sua mudança de fácies 
para folhelho ou quando este mesmo 
arenito é dobrado.
TRAPAS ou ARMADILHAS
TRAPAS COMBINADAS
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TRAPAS COMBINADAS
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TRAPAS COMBINADAS
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RELAÇÕES TEMPORAIS
Uma acumulação comercial de petróleo 
só ocorre após uma seqüência 
predeterminada de eventos. 
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RELAÇÕES TEMPORAIS
Se uma trapa se formar após a migração 
do petróleo, ela será seca. 
Conseqüentemente, uma trapa formada 
muito tarde na história de uma bacia não 
é atrativa do ponto de vista exploratório.
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RELAÇÕES TEMPORAIS
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MIGRAÇÃO DO PETRÓLEO
A saída dos hidrocarbonetos a partir do 
querogênio e o seu transporte dentro de 
uma rocha geradora constitui o 
mecanismo denominado de migração 
primária. 
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O movimento do petróleo, depois da 
sua expulsão da rocha geradora, 
através de fraturas, falhas, 
discordâncias e das rochas 
permeáveis, constitui a migração 
secundária
MIGRAÇÃO DO PETRÓLEO
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+ ++
+
+ +
+ +
+
+ +
+
+
"COZINHA"
ACUMULAÇÃO
ATÉ CENTENAS DE QUILÔMETROS
GERAÇÃO
MIGRAÇÃO NO DUTO ("CARRIER BED")
II. 3 - LONGA DISTÂNCIA
MIGRAÇÃO DO PETRÓLEO
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MIGRAÇÃO PRIMÁRIA DO 
PETRÓLEO
A geração de hidrocarbonetos, a partir da 
atuação da temperatura sobre o 
querogênio, aumenta continuamente o 
volume de querogênio, com a criação de 
centros de alta pressão dentro das rochas 
geradoras.
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Aumento de pressão, microfraturas, 
subseqüente liberação de pressão, 
expansão dos fluidos e, finalmente, 
transporte, são processos descontínuos
que devem se repetir muitas vezes nas 
rochas geradoras, a fim de produzir a 
movimentação de uma quantidade 
significativa de óleo ou gás.
MIGRAÇÃO PRIMÁRIA DO 
PETRÓLEO
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MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA 
DO PETRÓLEO
É controlada por quatro parâmetros: 
flutuação de óleo e gás na água que 
satura os poros das rocha, diferencial de 
pressão, diferencial de concentração e 
fluxo hidrodinâmico.
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Enquanto os fluidos aquosos nos poros 
das rochas em subsuperfície estiverem 
estacionários, a única força condutora 
para a migração secundária é a flutuação.
MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA 
DO PETRÓLEO
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A pressão capilar é a força que faz com 
que as gotas de petróleo e as bolhas de 
gás preencham os espaços porosos da 
rocha. Sempre que as pressões capilares 
são muito altas ou os poros das rochas 
são muito reduzidos, o óleo em migração 
é trapeado. 
MIGRAÇÃO
SECUNDÁRIA 
DO PETRÓLEO
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O estágio final da formação de 
acumulações de petróleo é a 
concentração (segregação) nas porções 
mais elevadas disponíveis na trapa. 
MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA 
DO PETRÓLEO
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A rocha capeadora ou barreira de 
permeabilidade é que paralisa a 
movimentação do petróleo, em virtude de 
um decréscimo geral no diâmetro dos 
poros, exercendo, por isso, pressões 
capilares maiores que as forças 
condutoras. 
MIGRAÇÃO SECUNDÁRIA 
DO PETRÓLEO
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FIM