Geologia do Petróleo

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Sistemas Petrolíferos


Geração de petróleo

 

Quantidades significativas de petróleo foram geradas nas bacias Lusitânica e do Porto como mostram as numerosas manifestações superficiais e indícios encontrados em sondagens. Na bacia do Algarve, os indícios de petróleo encontrados são menos significativos apesar de, em 2 das 5 sondagens perfuradas até hoje, terem sido detetados indícios de gás e/ou óleo. Quanto à bacia do Alentejo e às restantes 5 bacias exteriores (no deep-offshore), nada pode ser afirmado perentoriamente uma vez que nunca foram perfuradas, mas não há razão para duvidar da existência de um sistema petrolífero também nestas bacias.

 

Podem ser evidenciados, pelo menos, dois sistemas petrolíferos principais nas bacias portuguesas. Um com rochas mãe Paleozóicas, rochas reservatório do Triásico Superior (ou mais recentes) e rochas selantes do Jurássico Inferior (ou mais recentes); e o outro, com rochas mãe do Mesozóico, rochas reservatório e selantes do Mesozóico e/ou do Cenozóico. Chama-se ao primeiro "Sistema Petrolífero Paleo-Mesozóico" e ao segundo "Sistema Petrolífero Meso-Cenozóico".

 

Sinopse estratigráfica evidenciando as principais rochas-mãe e reservatórios

Fonte GPEP: Sinopse estratigráfica evidenciando as principais rochas-mãe e reservatórios

 

 

O Sistema Petrolífero Paleo-Mesozóico:

 

Análises geoquímicas de amostras de rochas Paleozóicas colhidas no onshore de Portugal revelaram que, sedimentos marinhos do Carbónico, aflorando no Alentejo e Algarve, e argilitos negros do Silúrico (ver Rocha Mãe Silúrico), aflorando no bordo Nordeste da bacia Lusitânica, poderão ter sido rochas geradoras para este sistema petrolífero. Cremos que estas rochas que afloram no onshore se estendem por debaixo das bacias Meso-Cenozóicas, constituindo parte do que, até recentemente, era chamado o soco Paleozóico.

 

Análises efetuadas nos argilitos negros do Silúrico - a rocha mãe mais promissora - revelaram valores de COT (Carbono Orgânico Total) entre 0,5 e 1,5 %, com algumas amostras atingindo os 4 %, e valores de reflectância média da vitrinite à volta de 0,7 %, o que as coloca bem dentro da janela de óleo. Por outro lado, a análise de sedimentos marinhos do Carbónico apresentaram valores de COT à volta de 0,5 %. Apesar de uma grande parte destas amostras se encontrar sobre-maturada (overmature), com valores de reflectância média da vitrinite de cerca de 3 %, algumas das amostras mostraram valores de reflectância média de vitrinite entre 1,5 e 2,5 %, o que as coloca na janela de gás - entre o wet-gas e o dry-gas.

 

Rochas paleozoicas do Silúrico (Paria do Murração, idade Viseano)

Fonte GPEP: Rochas paleozoicas do Silúrico (Paria do Murração, idade Viseano)

 

 

Este sistema petrolífero foi objeto de pesquisa por parte da Mohave Oil and Gas Corporation através das sondagens Aljubarrota. A sondagem Aljubarrota-2 tinha como objetivo principal a formação de Silves, constituída por rochas terrígenas com capacidade de reservatório e que a Mohave acreditava poder ter acumulações comerciais de gás. A sondagem não foi um sucesso comercial, apesar de ter encontrado bons indícios de gás neste reservatório, mas teve o mérito de demonstrar o potencial deste sistema petrolífero Paleo-Mesozóico. Esta sondagem testou ainda gás (350 Mcf/dia) nos carbonatos fraturados do Jurássico da formação da Brenha que pode ter sido originado nas rochas mãe Paleozóicas.

 

O Sistema Petrolífero Meso-Cenozóico:

 

Rochas mãe

 

Argilitos (paper shales) marinhos de ambiente profundo (Rocha Mãe “Brenha”), ricos em matéria orgânica produtora de óleo (oil prone), foram identificados no Jurássico Inferior (Sinemuriano Superior ao Toarciano Inferior - correspondentes à base da formação de Brenha) no Norte da bacia Lusitânica, quer em sondagens, quer em afloramento. Crê-se que o óleo leve, com baixo teor de enxofre, recuperado em testes de produção de curta duração (drillstem tests) nesta área, tenha sido gerado por estas rochas mãe. Análises geoquímicas a amostras do Norte da bacia Lusitânica revelaram espessuras de rocha geradora entre 140 a 190 m, valores de COT entre 0,2 e 5,8 % e valores de reflectância média de vitrinite entre 0,7 e 2,0 %, o que coloca essas amostras na janela de óleo-gás. Estes argilitos ricos em matéria orgânica parecem ter sido depositados, em espessuras consideráveis nos principais depocentros em ambiente redutor, ao passo que, fora desses depocentros não se encontram ou têm espessuras negligenciáveis. Rochas mãe com aproximadamente a mesma idade e litologia foram encontradas em sondagens realizadas na bacia do Porto; é provável que estas sejam mais ricas e melhor desenvolvidas fora das estruturas.

 

formação Brenha, em Água de Madeiros

Fonte GPEP: formação Brenha, em Água de Madeiros

 

 

Na bacia Lusitânica Sul a sequência sedimentar do Jurássico Superior inclui rochas mãe, oil prone, do Oxfordiano Superior (Rocha Mãe “Cabaços”). Estas rochas mãe ocorrem como calcários maciços de ambiente marinho profundo e calcários betuminosos costeiros a lacustres, quer em sondagens quer em afloramento, estando estes últimos melhor desenvolvidos nos sinclinais. Análises geoquímicas a amostras do Sul da bacia Lusitânica (Torres Vedras - Montalegre) revelaram espessuras de rocha geradora entre 20 a 110 m, valores de COT até 3 % e níveis de maturação que variam rapidamente de imaturos a sobre-maturos. Estas rochas da formação de Cabaços (Rocha Mãe “Cabaços”) são provavelmente responsáveis pelos vários indícios superficiais - exsudações (seeps) e impregnações - observados, assim como pelo óleo encontrado em muitas das sondagens efetuadas nesta bacia. O óleo recuperado em testes de produção de curta duração (drillstem tests) executados em arenitos do Jurássico Superior na sondagem de pesquisa Moreia-1 terá, provavelmente, sido gerado por esta rocha mãe.

 

Formação Cabaços, Pedreira de Rocha Forte

Fonte GPEP: Formação Cabaços, Pedreira de Rocha Forte.

 

 

Muitos outros intervalos com potencial gerador têm sido identificados. Entre estes estão as intercalações de margas e argilitos negros ricos em matéria orgânica (formação Dagorda), em evaporitos Hetangianos, e também os carbonatos do Sinemuriano Inferior que se lhes sobrepõem. Esta sequência apresenta potencial gerador para óleo e gás em quase todos os locais onde se encontra exposta e onde penetrada por sondagens, particularmente na região central, mais profunda, da bacia Lusitânica. Contudo, a sua espessura e riqueza, nos locais observados, apenas permite classificar esta como uma rocha mãe marginal a razoável.

 

formação Dagorda, margas negras em afloramento em A-da-Gorda

Fonte GPEP: formação Dagorda, margas negras em afloramento em A-da-Gorda.

 

 

Na bacia do Algarve, nas 5 sondagens realizadas até hoje, apenas foram observadas rochas mãe com fraco potencial para gás e óleo na secção imatura do Neogénico. Rochas mãe marginais, sobretudo geradoras de gás, foram também encontradas numa destas sondagens na secção do Cretácico Inferior a Médio. Apesar da fraca qualidade destes resultados, o número limitado de sondagens permite admitir, por analogia com o que se passa na bacia Lusitânica, a existência de rochas mãe mais ricas e melhor desenvolvidas noutros locais desta extensa e sub-explorada bacia, em particular nas rochas do Mesozóico mais antigo (Jurássico e Triásico) apenas penetradas por 1 sondagem.

 

Nas restantes bacias do deep-offshore, com excepção de algumas sondagens ODP-DSDP-("Ocean Drilling Program" - "Deep Sea Drilling Project") (ver Mapa das Sondagens ODP-DSDP), praticamente não existe informação direta sobre a qualidade, a idade, espessura e extensão das rochas mãe. Podemos, no entanto, especular que, tendo em conta a evolução paleogeográfica da placa Ibérica, diversas rochas mãe poderão existir e ter alimentado essas bacias exteriores. Parece também ser razoável crer que as rochas mãe do Paleozóico, atrás mencionadas e que se parecem estender por debaixo destas bacias, poderão ter gerado petróleo. É de crer ainda que, quer no Jurássico, quer no Cretácico, níveis ricos em matéria orgânica se tenham depositado nestas bacias. Isto é, aliás, comprovado pelas sondagens DSDP Leg 47B (Site 398 - Montanha Submarina de Vigo), ODP Leg 103 (Site 638 e 641 - bacia da Galiza) e ODP Leg 149 (Site 897 - Planície Abissal Ibérica) que recuperaram argilitos negros do Cretácico Inferior a Médio, ricos em matéria orgânica, para além de um nível pouco espesso no Cenomaniano-Turoniano com valores de até 13 % de carbono orgânico, 90 % do qual deriva de fontes marinhas. Não obstante a matéria orgânica em algumas destas sondagens ser imatura, o Site 897 contêm argilitos negros do Aptiano-Albiano que parecem maduros.

 

Rochas reservatório e selantes

 

Em afloramentos, na bordadura das bacias Lusitânica, Alentejana e Algarvia, os sedimentos grosseiros, terrígenos e avermelhados de idade Triásico Superior (Grés de Silves), que constituem os primeiros depósitos destas bacias, têm moderadas a boas características de rocha reservatório. Contudo, o seu grão e porosidade diminuem geralmente para o interior das bacias e, em algumas sondagens que penetraram estes sedimentos, estes mostram-se como reservatórios medíocres. Deve, no entanto, tomar-se em conta que estamos a falar, na maioria, de sondagens efetuadas em blocos elevados de soco que poderiam constituir, já na altura da deposição destes sedimentos no Triásico, pequenos relevos que fariam divergir destes locais o acarreio de material. Assim, é de crer que o desenvolvimento de melhores reservatórios possa ocorrer ao longo de canais distributários que cruzavam todas as bacias. A extensa e por vezes espessa sequência de evaporitos do Hetangiano, que cobre estes sedimentos, constitui a rocha selante para estes reservatórios do Triásico Superior.

 

formação Silves, perto de Coimbra e no Algarve

Fonte GPEP: formação Silves, perto de Coimbra e no Algarve.

 

 

Os primeiros carbonatos depositados sobre a sequência evaporítica, são calcários e calcários dolomíticos do Sinemuriano (formação de Coimbra) e incluem intervalos, com porosidades vacuolar e de fratura e permeabilidades razoáveis.

 

Com exceção de reservatórios fraturados restritos, não são conhecidos outros reservatórios de idade Jurássico Inferior a Médio. A exceção talvez ocorra na bacia do Algarve, na qual calcários e dolomitos vacuolares, com porosidades até 11 %, foram observados em sondagens e poderão apresentar-se melhor desenvolvidos noutros locais.

 

Recifes carbonatados, sobretudo do Jurássico Superior, são comuns na bacia Lusitânica. Reservatórios razoáveis a bons encontram-se localmente no Jurássico Superior desta bacia, podendo tanto ser os recifes carbonatados, como os clásticos costeiros do Kimeridgiano ao Portlandiano. A presença de estruturas recifais com idades semelhantes é assumida na bacia do Porto.

 

formação Candeeiros, perto de Leiria

Fonte GPEP: formação Candeeiros, perto de Leiria

 

 

No Cretácico Inferior, as areias e conglomerados pouco consolidados que se estendem com uma espessura mais ou menos constante (300 a 400 m) por quase toda a bacia Lusitânica, possuem porosidades até 35 % e constituem um excelente reservatório (formação de Torres Vedras). As rochas selantes para estes reservatórios podem ser argilitos intercalados na sequência clástica ou os calcários margosos e margas do Cenomaniano. Exsudações (seeps) e impregnações de óleo ocorrem em afloramentos destes arenitos em locais em que os diapiros de sal trespassam estes sedimentos, nomeadamente no onshore Norte da bacia Lusitânica.

 

formação Torres Vedras, afloramento perto de Torres Vedras

Fonte GPEP: formação Torres Vedras, afloramento perto de Torres Vedras

 

 

Apesar de não serem conhecidos reservatórios no Cenozóico das bacias do Porto e Lusitânica, a bacia do Algarve apresenta bons reservatórios Miocénicos, em areias com porosidades até 35 %, atravessados por várias sondagens. Calcários arenosos com a mesma idade também podem constituir um bom reservatório, com porosidades médias até 15 % nessa bacia. Por analogia, nas bacias exteriores que, assim como a do Algarve, possuem espessuras consideráveis de sedimentos cenozóicos, é natural que se encontrem também bons reservatórios.

 

Armadilhas

 

As armadilhas de petróleo são estruturas estratigráficas e/ou tectónicas (ou estruturais) que permitem a sua acumulação. Nas bacias portuguesas existem ambos os tipos, mas, provavelmente, mais de 90% das sondagens realizadas, até hoje em Portugal, tinham como objetivo armadilhas estruturais. Isto reflete provavelmente o facto de as armadilhas estruturais serem mais fáceis de identificar na sísmica do que as armadilhas estratigráficas. Outra causa, pode ter a ver com o facto de muitas vezes as armadilhas estruturais apresentarem maiores acumulações de petróleo que as armadilhas estratigráficas e na altura em que a maioria das sondagens foram efetuadas em Portugal, anos 70 e 80, as concessionárias procuravam grandes campos petrolíferos.

 

Exemplos de armadilhas estruturais perfuradas em Portugal

Fonte GPEP. Exemplos de armadilhas estruturais perfuradas em Portugal

 

 

Para mais informação consultar “Livro Verde sobre a prospeção, pesquisa, desenvolvimento e produção de hidrocarbonetos em território nacional”, elaborado pela ex-Entidade Nacional para o Mercado de Combustíveis, E.P.E. (ENMC), atual Entidade Nacional para o Setor Energético, E.P.E. (ENSE) (ver Documentação/Divulgação - Publicações).