RESSALVA Alertamos para ausência de resumo e páginas pré-textuais, não enviados pela autora no arquivo original. 1. INTRODUÇÃO Acumulações de gás na parte central de bacias sedimentares (Basin-centered Gas Accumulations, BCGA) formam um grupo especial de acumulação contínua de gás e diferem significantemente das acumulações convencionais em suas características geológicas e de produção. Caracterizam-se pela produção de gás a partir de acumulações realizadas em reservatórios profundos, com baixa permoporosidade, sem uma relação clara de estratificação, de selo e de armadilha. Até o presente momento, em torno de 15% da produção total de gás nos EUA provém de acumulações não convencionais deste tipo. A produção em reservatórios deste tipo irá crescer à medida que maior número de pesquisadores ficarem atentos a este enorme recurso de gás em bacias consideradas subeconômicas em todo o mundo. O entendimento e o uso de modelos do tipo Basin-centered Gas Systems (BCGS) ajudarão a estabelecer as estratégias para a explotação destes tipos de reservatório não convencionais de gás. BCGS podem ser formados por muitas acumulações Basin-centered Gas Accumulations (BCGAs) ou por uma combinação de acumulação de gás convencional, híbrido (convencional e não convencional) e não convencional (BCGA), segundo Law (2002). Exemplo típico deste tipo ocorre na Bacia Appalachian, em que há áreas de acumulação de gás convencional, híbrida, não convencional (BCGA Clinton-Medina-Tuscarora Basin- centered Gas Accumulation) dispostas lado a lado. Enquanto um sistema petrolífero convencional, como foi definido por Magoon e Dow (1994), contém todos os elementos e processos necessários para que uma acumulação de óleo e gás exista, no BCGS, o foco está em como estes componentes interagem para formar apenas gás a partir de características peculiares e história particular. De acordo com Law (2002) existem dois tipos de BCGAs, direto e indireto, ainda que nos dois casos o gás tenha uma origem termal. O direto é caracterizado por ter rocha-fonte propensa a formar gás (querogênio do tipo III), e o tipo indireto é o que tem rocha-fonte tendente a formar óleo (querogênio do tipo I/II) – esta é a mais importante diferença entre os dois tipos. No tipo BCGA direto, a rocha-fonte gera apenas gás; no BCGA indireto, a rocha-fonte gera óleo e numa fase posterior de soterramento, em outro estágio termal, o craqueamento do óleo gera gás. O oeste do Texas é uma província petrolífera que, tal como em outras províncias petrolíferas do mundo, apresenta superposição de estruturas tectônicas e horizontes com fácies que favoreceram o aprisionamento de petróleo. Em uma província petrolífera, o grande dilema é entender o sistema em que as acumulações de gás estão inseridas. 2 Produção apenas de gás em reservatório de baixa permeabilidade (< 0,1 md), elevada pressão inicial (média 0,38 psi/ft), baixa porosidade (média de 7% na unidade Thirtyone, 4,5% na unidade Fusselman e 4% na unidade Montoya), reservatórios profundos (> 4051 m) em porosidade secundária e em fraturas, reservatórios de diferentes idades do Paleozóico (Ordoviciano a Devoniano), este é o caso do campo petrolífero de Elsinore, um campo de gás diferenciado, com as rochas reservatórias formadas por chert, chert e carbonato intercalados, e carbonato; elementos selantes do reservatório são folhelhos, carbonatos, e as falhas fechadas que contornam os blocos- reservatório. Seria este um caso de acumulação não convencional pelas características em bacias profundas (BCGA)? E, neste caso, seria o resultado de transformação de uma acumulação convencional de petróleo (óleo e gás) em acumulação de gás em evento posterior, ou seja uma acumulação do tipo indireta? Ou se trataria de uma acumulação de gás já gerada em um primeiro evento, em virtude de sua posição na janela de geração? As informações disponíveis satisfazem as condições necessárias ou os critérios de classificação de uma acumulação convencional e não convencional, então como distinguir um tipo do outro? Diferentes tipos de matéria orgânica em diferentes graus de evolução térmica podem gerar produtos muito similares, tendendo no final de um ciclo de alto grau de maturação, para um produto homogêneo constituído de gás metano e gás carbônico. Eventos deformacionais posteriores, associados à descompressão e esfriamento, podem mascarar as características originais do sistema petrolífero, dificultando a identificação. Identificar a sobreposição de um evento termo-tectônico de transformação dos hidrocarbonetos e reorganização das acumulações pode se tornar difícil em virtude destas circunstâncias. Um critério importante é a identificação de paleoestrutura acumuladora em fase anterior ao trapa atual. Este critério, associado a outros critérios composicionais e de sobrepressão, podem ser definitivos na caracterização de campos de gás tipo BCGA indireto. O objetivo principal desta tese foi o de demonstrar que um campo não convencional de gás é marcado por características distintas que podem ser modelizadas geometricamente e quantitativamente, utilizando como exemplo o campo de gás de Elsinore. Em primeiro lugar são discriminadas as características diagnósticas de acumulações convencionais e não convencionais; em segundo lugar é reconstituida a história geológica regional especialmente com vistas nos elementos distintivos de um sistema petrolífero e particularmente quanto aos dois momentos críticos possíveis em termos de geração de óleo e gás e sua transformação em gás seco. 3 Em terceiro lugar foi reconstituida a história estrutural local com base em modelo digital de espessuras e de contorno estrutural – transformada em evidências favoráveis ou não à acumulação, evidências estas que poderiam identificar uma acumulação já existente em estruturas no final do Mississipiano, porém transformada em estruturas do Permiano. O estudo do caso de Elsinore é bastante elucidativo, em virtude de suas características. Propõe-se que inicialmente tenham sido gerados óleo e gás durante o evento orogênico Antler, no período entre Devoniano-Neomississipiano, e numa segunda etapa teria sido gerado gás a partir do óleo já formado, além de gerar mais gás durante o evento orogênico Ouachita-Marathon, no Permiano. Os elementos que corroboram esta hipótese são discutidos nesta tese, destacando-se as características do próprio reservatório: a falha gerada durante o evento Ouachita-Marathon que atravessa o paleocampo de óleo formado durante o evento Antler, a presença de água no sistema indicando a fase descompressional do reservatório, os eventos tectônicos relevantes que atuaram na área e as características dos folhelhos geradores (tipo II). Estes elementos estão parcialmente representados por um conjunto de variáveis favoráveis à acumulação, testadas com modelagem geoestatística e análise probabílística de favorabilidade. A aplicação de métodos geoestatísticos e de análise de favorabilidade são alternativas metodológicas para se trabalhar com informações e critérios que estão no limite de sua resolução, tanto devida à distribuição heterogênea dos dados como ao papel ambígüo de diferentes evidências. Foram usados como forma de ampliar o nível de entendimento da área que foi amostrada e ampliar a área de informação da qual não se tem amostragem satisfatória, a partir das áreas já prospectadas. Os métodos geoestatísticos auxiliaram na definição dos elementos geneticamente associados que promoveram direta ou indiretamente a acumulação de petróleo. Na geoestatística, a continuidade aparente das variáveis regionalizadas não é representada por uma função matemática simples. Essa dependência espacial entre valores amostrais da variável pode ser estimada através de semivariograma. A interpolação entre as amostras vizinhas ponderadas pela função semivariograma estima valores em qualquer posição dentro da área em estudo, permitindo a modelagem espacial da variável e a construção de um modelo digital da variável. A progressiva perda de influência de cada valor obtido em um ponto amostral, em virtude da variação tanto na distância quanto na direção das propriedades de autocorrelação espacial da variável, constitui uma lei fundamental utilizada na estimação de valores em pontos desconhecidos. As variáveis geológicas espacialmente modeladas podem ter um importante papel genético ou indicador nos processos geradores associados ao sistema proposto. 4 Cada variável é definida e testada quanto à sua eficiência e importância dentro do modelo proposto. Este poder da variável pode ser medido pelas condições de suficiência e necessidade de a variável assumir um determinado valor, verificadas na análise de favorabilidade. Todas estas propriedades da metodologia geoestatística e de análise de favorabilidade tornam-se importantes para ampliar o nível de conhecimento das relações entre um objeto e as particularidades do contexto geológico. O estudo e entendimento de acumulações não convencionais de gás podem auxiliar grandemente na formulação de atividade exploratória especificamente dirigida para este prospecto e na determinação de outras acumulações similares em torno do globo, em especial no Brasil e na Bolívia, onde acumulações de gás passam a ter importante papel na economia e as descobertas têm apresentado significado geológico complexo. O resultado dos estudos, baseado 46 poços do Campo de Gás Elsinore, do oeste do Texas, mostra que esta é uma acumulação diferenciada de um sistema petrolífero convencional, podendo ser caracterizada como uma acumulação de hidrocarbonetos intensamente transformada, classificável como do tipo Basin Centered Gas Accumulation, indireta, no conceito de Law (2002). 2. ESTADO DA ARTE 2.1. Sistema petrolífero convencional Sistema Petrolífero é o nome dado convencionalmente ao conjunto interativo de elementos e processos que resultaram em acumulações de petróleo. Magoon and Dow (1994) definiram como elementos do sistema as rochas geradoras, os meios de migração, as rochas reservatórias, as estruturas trapeadoras, as rochas seladoras e a cobertura. Os processos relevantes são geração, expulsão, migração, acumulação, selação (1), preservação/dispersão de petróleo. No entanto, a concepção de sistema petrolífero convencional não é suficiente para explicar acumulações em que ocorre predominanemente gás seco e apenas traços de óleo, caso do campo de gás de Elsinore. O termo “sistema” descreve a interdependência de entidades e processos que estão envolvidos e são interativos na natureza (Figuras 1 e 2). 1 Selação é um neologismo indroduzido neste texto por ser considerada uma palavra apropriada para representar a ação de selar, uma vez que selo e selar já são palavras incorporadas na literatura. 5 G er a çã o M ig ra çã o Se la çã o Pr es er va çã o/ D is p er sã o Tr a p ea m en to Ve lo ci d a d e d e so te rra m e nt o D ia g ê ne se M e so g ê ne se C a ta g ê ne se Fa to re s d es en - ca d e a d o re s d o p ro c e ss o d ia g e né tic o D e se nv o lv im en - to d e p or o sid a d e e /o u p er m e a b ilid a d e Te m p o e te m p e ra tu ra d e a tu a ç ã o d e g ra d ie nt e té rm ic o H ist ór ia e vo lu tiv a d o p e tró le o (fa se s só lid a / líq ui d a /g a so sa ) Ve lo ci d a d e d e m ig ra ç ã o Ti lti ng a p ós a a cu - m ul a çã o Bi od e g ra ç ã o Fo rm a ç ã o d e fra tu ra s e fa lh a s So e rg ui m e nt o d o n ív e l d e b a se Te m p o e te m - p e ra tu ra d e flu xo té rm ic o So e rg ui m e nt o / a fu nd a m e nt o d a c a m a d a co m ó le o /g á s D e se nv o lv im e n- to d e e st ru tu ra s te c tô n ic a s D e se nv o lv im e n- to d e e st ru tu - ra s se d im e nt a - re s tra p e a d o ra s D e se nv o lv im en - to d a á re a d e d re na g e m Ev o lu ç ã o d o g ra u d e e nt ro - p ia p a ra o fa to r d e c a rg a (b a i- xo , m é d io , a lto ) g ra u d e im p e - d â nc ia ) Fi g ur a 1 - D ia g ra m a d os p ro ce ss os d in â m ic os d o Si st em a P et ro lífe ro . 6 Fi g ur a 2 - D ia g ra m a d os e le m en to s d o Si st em a P et ro líf er o. Ro ch a s G er a d or a s Es tr ut ur a s Tr a p e a d o ra s Ro ch a s Se la d or a s Ro c ha s Re se rv a tó ria s Tip o s d e fá c ie s Es p e ss ur a Zo n as d e fra tu ra m e nt o Po ro sid a d e p rim á ria , se c un d ár ia Po ro si d a d e (% /m ) Pe rm e a b ilid a d e D is c o rd â nc ia s M o rf o lo g ia d o s d e p ó sit o s (c a na l, p a le o - c a rs t, e tc ) Vo lu m e d o re se rv a tó rio e p re e nc hi m e n to p o r á g ua Re la çã o ro ch a s g er a d or a s e re se rv a tó rio Fa lh a s a tiv a s a ss oc ia d a s (ti p o, a lti tu d e, et c) Va ria çõ es fa ci o ló g ic a s Pa le oa m b ie n te (re ci fe s, ca rs t, ca na is, e tc ) D isc or d â nc ia s (ti p o) Fa to r d e c a rg a (b a ixo , m éd io , a lto ) Tip o d e d re na em M ei os d e M ig ra çã o M e io s d e Pr es e rv a çã o D is p e rs ã o Es p es su ra Tip o d e fo lh el ho Te or d e m a té ria or g â ni c a Tip o d e ól eo /g á s g er a d o Es to q ue Fe ch a m en to G eo m et ria Vo lu m e Pr of un d id a d e Ex te ns ã o a re a l Tip o d e ro ch a Es p es su ra G ra u d e p re se rv a çã o Pr es sã o d e á g ua c a p ila r n a s ro ch a s se la nt es Tip o d e co b er tu ra p re ve nt iv a d e in va sã o p or á g ua s m et eó ric a s Tip o d e or ie nt a çã o d e fra tu ra s/ fa lh a s p ós -a cu m ul a ç ã o In tru sõ es , t ip os d e d isp os iç ã o es p a ci a l 7 Na acumulação de petróleo, um Sistema Petrolífero descreve a relação genética entre a ocorrência de uma fonte ativa geradora de petróleo e o resultado de acumulação de óleo e/ou gás (Magoon e Dow, 1994). O conceito de Sistema Petrolífero com a conotação de petróleo-rocha-fonte foi inicialmente apresentado por Dow no encontro da AAPG em Denver em 1974. Dow (1974) publicou um trabalho diferenciando a escala de investigação para petróleo entre play e sistema de acumulação de óleo para a Williston Basin. O termo Sistema Petrolífero foi cunhado pela primeira vez por Perrodon e Masse (1984) e especificava que a combinação de fonte, reservatório e selo numa certa extensão geográfica poderia formar em conjunto um Sistema Petrolífero. A formação de um Sistema Petrolífero é o resultado de uma sucessão de transformações físicas e químicas as quais controlam a gênese, migração, concentração e dispersão do petróleo. Demaison (1984), após analisar 12 bacias sedimentares, descreveu algumas regularidades que ocorrem nas mesmas e que caracterizam a existência dos sistemas petrolíferos. As três mais significativas regularidades são: (a) As zonas de petróleo de alto potencial estão relacionadas com as bacias ou depressões onde o petróleo foi gerado. Estas depressões são passíveis de mapeamento com a combinação de métodos (geofísica, geoquímica e geologia). (b) As maiores jazidas de petróleo estão próximas ou no centro da bacia geradora ou de depressões em trends estruturais que geraram o petróleo. (c) A distância de migração do petróleo restringe-se a dezenas e não milhares de quilômetros da fonte geradora e são limitados por uma área de drenagem de estruturas individuais. 2.2. Critérios de investigação de um sistema petrolífero convencional A investigação com base em Sistema Petrolífero foi diferenciada por Magoon e Dow (1994), de acordo com o nível e foco da investigação, em: (1) bacia sedimentar, (2) sistema petrolíferos, (3) play e (4) prospecto (Tabela 1). Para a pesquisa de bacias sedimentares os fatores Investigação, Aspecto Econômico, Tempo Geológico, Existência do Petróleo, Custo e Análise e Modelagem devem ser diferenciados em função do nível de investigação, de tal forma que permita ao investigador trabalhar, em uma específica escala de trabalho, origem, migração e acumulação de petróleo. 8 Tabela 1 – Análise comparativa entre quatro níveis de investigação de petróleo (Magoon e Dow, 1994). Fator Bacia sedimentar Sistema petrolífero Play Prospecto Objeto de investigação Rochas sedimentares Petróleo/Gás Armadilhas Armadilhas Aspecto econômico Não é considerado Não é considerado Essencial Essencial Tempo geológico Tempo de deposição Momento crítico Momento atual Momento atual Existência do petróleo/gás Não está condicionada Não está condicionada Condicionada Condicionada Custo da investigação Muito baixo Baixo Alto Muito alto Análise e modelagem Bacia Sistema Play Campo Um play pode compor vários prospectos e as evidências, tanto num play quanto num prospecto, de rocha reservatória, rocha-selante, armadilhas, volume de petróleo trapeado e timing são perfeitamente passíveis de serem definidas. No entanto, a existência de prospecto está condicionada à reserva de petróleo economicamente viável. Uma concepção corrente para play pode ser estabelecida como um contexto geológico relativamente homogêneo, com respeito a (1) fonte de hidrocarbonetos, (2) migração, (3) fácies-reservatório potencial e (4) sincronia (timing), para o qual as técnicas geológicas, geofísicas e geoquímicas podem ser usadas na exploração, enquanto um prospecto se refere a uma acumulação potencial de hidrocarbonetos, definida pela presença de (1) mecanismo de armadilha ou trapeamento, (2) porosidade efetiva, (3) acumulação de hidrocarboneto e (4) com extensão em área superior à de acumulações de interesse econômico. O Sistema Petrolífero, por sua vez, existe independentemente do volume de petróleo acumulado; apenas traços de petróleo já justificam a existência da investigação em um Sistema Petrolífero. 9 Este é o primeiro passo para iniciar-se a investigação da extensão temporal e espacial de todo o Sistema Petrolífero envolvido. O momento crítico reflete o momento mais eficaz da geração-migração-acumulação de petróleo (Magoon e Dow, 1994). Um play pode conter o resultado de vários tipos de acumulação, ou seja, acumulação resultante de diferentes geradoras, diferentes rotas de migração, diferentes tipos de armadilha e diferentes reservatórios. Neste sentido pode se considerar que cada acumulação tenha um mesmo tipo de armadilha, hóspede no mesmo tipo de reservatório, selo e resulte de uma mesma rota de migração, o que caracteriza um prospecto. Ou seja, um play pode ser formado por vários prospectos. O resultado de uma acumulação, quando com atributos econômicos, constitui o alvo da prospecção, e também o alvo da pesquisa e desenvolvimento após a descoberta. No entanto, o Sistema Petrolífero assim definido é muito abrangente e por essa amplidão torna-se difícil de ser aplicado como um modelo genérico na pesquisa exploratória. A pesquisa do Sistema Petrolífero convencional tem parâmetros tanto para óleo quanto para gás e não prevê acumulações de gás com características especiais em termos de elementos e processos como é o caso da acumulação de gás Elsinore e muitas outras com características semelhantes. 2.3. Acumulação de gás não convencional (BCGA) O conceito de sistema não convencional de gás do tipo Basin-Centered Gas Accumulation (BCGA) não está ainda bem definido, nem mesmo nos EUA, onde foi inicialmente publicado por Rose et al., (1986). Esta publicação traz um estudo sobre a acumulação de gás nos arenitos Trinidad Sandstone do Neocretáceo, da Raton Basin. Porém, um artigo publicado por Masters (1979) definia os conceitos básicos de BCGAs, referindo-se a essas acumulações de gás como “gás de bacias profundas” e usou a bacia de Alberta, Canadá, e de San Juan dos estados de Novo México e Colorado como exemplos deste tipo de acumulação. No entanto, o conceito “gás de bacias profundas” não é um termo apropriado porque as BCGAs podem também ocorrer em bacias rasas. Exemplo disso são as acumulações de gás da bacia de San Juan em profundidades em torno de 914 m. Recentemente o conceito “gás de bacias profundas” tem sido atribuído às acumulações de gás mais profundas do que 4.572 m (ou 15.000 pés), segundo Dyman et al. (1997); esta denominação tem uma conotação mais econômica do que científica. 10 A expressão “continuous gas accumulation” foi cunhada por Schmoker (1996), e também não é apropriada por ser muito genérica e por incluir diferentes sistemas de acumulação de gás, tais como gás a partir de carvão e gás de reservatórios em folhelhos. Diversos artigos sobre BCGAs foram publicados por autores como Law et al. (1979, 1980) and Law (1984), neste último exemplificando as acumulações de gás do Great Green River Basin de Wyoming, Colorado, e Utah, também, McPeek (1981) na bacia Great Divide de Wyoming. Spencer (1985, 1989a), Law e Spencer (1993) descreveram muitos dos atributos mais comuns das BCGAs. Artigo publicado por Spencer e Mast (1986) especificando reservatórios de gás de alta pressão são os equivalentes aos BCGAs conhecidos hoje em dia, no entanto a denominação “reservatórios de alta pressão” também não é apropriada porque dependendo da fase de pressão em que o reservatório se encontra pode não ser mais de alta pressão. Assim como muitos dos campos de gás descritos como reservatórios de baixa permeabilidade, como os descritos por Finley (1984) e Dutton et al. (1993) podem perfeitamente ser denominados como BCGAs. Durante o simpósio Basin-Centered Gas System (BCGS), Masters (2000) em seu pronunciamento disse que os conceitos atuais utilizados para a pesquisa de gás estão obsoletos e que até o presente momento as descobertas dos campos de gás em nível global têm ocorrido mais por sorte do que propriamente por ciência envolvida na pesquisa exploratória específica para gás. Segundo Masters (2000) a inadequada produção de dados para a pesquisa exploratória para gás se deve à também inadequada definição dos parâmetros para Basin-centered Gas Accumulation (BCGA). 2.4. Fases do sistema de gás não convencional dos tipos direto e indireto Masters (2000) e Law (2002) definiram os elementos e processos que configuram um Basin-centered Gas System (BCGS) em dois tipos: direto e indireto. Os dois tipos foram classificados em fases evolutivas com características próprias. 2.4.1. BCGS - FASE I – SISTEMAS DIRETO E INDIRETO O Sistema Direto, um sistema a gás, requer uma rocha-fonte de matéria orgânica do Tipo III, própria para geração de hidrocarboneto (HC) gasoso. O Sistema Indireto, um sistema a óleo, em contraste com o Sistema Direto, requer que as matérias orgânicas da rocha-fonte sejam dos Tipos I e II, com tendência para HC líquido (Law, 2002). 11 Durante o período de soterramento e história termal dos sistemas direto e indireto, os reservatórios são, na sua grande maioria, saturados com 100% de água. A compactação dos grãos durante esta fase é um importante processo que pode tornar o reservatório melhor ou pior de acordo com a geometria dos poros. No Sistema Direto a Fase I termina com a iniciação da temperatura de geração que transforma a matéria orgânica da rocha-fonte em gás. No Sistema Indireto a Fase I termina com o início da geração de óleo. Pressupõe-se que os reservatórios do Sistema Indireto são de melhor qualidade que os reservatórios do Sistema Direto porque o óleo requer melhor porosidade e permeabilidade que o gás. A pressão de fluidos nos reservatórios nesta fase pode ser normal ou superpressurizada. Um exemplo desta fase transicional de Fase I para Fase II, de desequilíbrio de compactação pelo soterramento e geração de HC, está presente nas rochas do Mioceno e Plioceno da bacia Bekes, na Hungria (Spencer et al., 1994). 2.4.2. BCGS - FASE II – SISTEMAS DIRETO E INDIRETO O Sistema a gás (Direto) requer que a rocha-fonte e os reservatórios de baixa permeabilidade estejam próximos uns dos outros. Como a rocha-fonte e os reservatórios estão sob soterramento e incremento de temperatura, a formação de gás continua a acontecer concomitantemente à expulsão e migração do gás já gerado, junto com a água, para os reservatórios adjacentes. Devido à baixa permeabilidade das unidades reservatórias do sistema, a perda de gás costuma ser pequena. A água pré-existente nos reservatórios é expulsa por pressão do gás ou do conjunto gás/água que passa a ocupar o lugar da água. A água expulsa pode ocupar as circunvizinhanças dos reservatórios e se estabelecer dentro dos poros da rocha selante no entorno dos reservatórios. Este mesmo processo pode ocorrer tanto para o Sistema Direto quanto para o Indireto. Já nos sistemas a óleo (Indireto), óleo e gás (e água dependendo do tipo de rocha geradora) são gerados e expulsos simultaneamente e migram para reservatórios onde são acumulados em trapas estruturais e/ou estratigráficos. As rochas reservatórias podem apresentar ou não água nos poros. Se estes reservatórios com água-óleo-gás forem expostos a um subseqüente soterramento e exposição a altas temperaturas, o óleo acumulado transmuta- se em gás. Este processo é seguido por um significante incremento no volume de fluidos e de pressão (Barker, 1990). O nível de maturidade termal para que o óleo passe a gás é comumente aceito como sendo de 1.35% de reflectância da vitrinita (Ro), segundo Tissot e Welte (1984) e Hunt (1996). 12 No entanto, muitos autores advogam um percentual bem mais elevado para esta transformação (Ro > 1.40%). Assim como no Sistema Direto, altas pressões de gás forçosamente expelem a água dos poros dos reservatórios e nestes casos ocorrem os reservatórios de gás superpressurizados. Exemplos de BCGS desta fase, que exibem estas acumulações superpressurizadas e que, no entanto, não estão bem definidas se são acumulações diretas ou indiretas, são o Greater Green River (Law, 1984), Wind River (Johnson et al., 1996), Big Horn (Johnson et al., 1999) e Piceance Basins (Johnson et al., 1987) no Rocky Mountains, nos Estados Unidos. 2.4.3. BCGS - FASE III – SISTEMAS DIRETO E INDIRETO A Fase III ocorre quando a fase superpressurizada dos sistemas direto e indireto é envolvida em condições de despressurização, seja por soerguimento das unidades litoestratigráficas, seja pela erosão, e/ou fluxos de calor. Durante e/ou depois desta fase, parte do gás dos reservatórios é perdida. A perda de gás, associada com a diminuição da temperatura, resulta em maior despressurização dos reservatórios de gás. Para Meissner (2000) a importância da perda de gás no processo de despressurização é dominante em relação à diminuição da temperatura. A integridade dos selos em sistemas diretos, em comparação com sistemas indiretos, implica que há mais fuga de gás em função da pior qualidade dos selos em sistemas diretos do que indiretos. Exemplos de sistemas diretos em fase III (despressurizados) incluem rochas cretácicas das bacias de San Juan, Raton, e Denver. Exemplos de sistemas indiretos fase III incluem reservatórios silurianos no Appalachian Basin e reservatórios ordovicianos no Ahnet Basin da Argélia. 2.4.4. BCGS - FASE IV – SISTEMAS DIRETO E INDIRETO Esta fase também é de despressurização e é muito mais notável no Sistema Direto do que no Indireto devido à qualidade dos selos do Sistema Indireto ser melhor (Law, 2002). Esta fase final de despressurização do reservatório pode não ocorrer no Sistema Indireto, no entanto é bastante comum ocorrer nos reservatórios do Sistema Direto. Nesta fase de despressurização a saída de parte do gás do reservatório costuma resultar na entrada de água ocupando o espaço do gás. 13 Exemplo de acumulação de gás do tipo indireto nesta fase é o campo de gás de Elsinore, cuja caracterização em termos de elementos e processos é apresentada neste trabalho. 3. CAMPO DE GÁS DE ELSINORE: LOCALIZAÇÃO, DESCRIÇÃO DA ÁREA E DAS UNIDADES LITOESTRATIGRÁFICAS 3.1. Localização e os meios de acesso A área investigada, incluindo o campo de Elsinore, está localizada a oeste do Texas, no Condado Pecos, no limite externo sudeste da bacia sedimentar Delaware, mais propriamente nas Glass Mountains, a sudoeste da Bacia Central (Figura 3). A área inicial se situava dentro das coordenadas mostradas na Figura 4 perfazendo 55 km x 37,5 km, num total de 2.035 km2. No entanto, no decorrer do trabalho a distribuição espacial dos dados mostrou-se segregada em uma região e parte da área ficou sem nenhuma amostragem. A falta de poços e de dados sísmicos impossibilitou o estabelecimento de evidências das unidades geológicas envolvidas na acumulação de Elsinore. Desta forma, a área de investigação final passou a ser de 37 km x 37 km, perfazendo um total de 1.369 km2, ficando dentro dos limites geográficos -103,05 x 30,49 e –102,87 x 30,65 longitude e latitude respectivamente. Por conveniência muitos mapas foram elaborados com os limites geográficos em UTM 691183.7 x 3375439.0 e 703755.3 x 3391989.8 para análise espacial da disposição dos dados em metros quando da modelagem do depósito (Figura 4). A área pode ser acessada por duas rodovias principais, a rodovia federal 385 que atravessa a área no sentido norte-sul e a rodovia estadual 90 de sentido leste-oeste. A rodovia federal 385 atravessa Fort Stockton, o principal município de acesso à área, o qual dista em torno de 30 km até o início do limite superior da área. As montanhas Sierra Madera são a melhor referência do limite nordeste da área e parte das montanhas Ouachita indica o sul da área (Figura 5). 14 NEW MEXICO NEW MEXICO TEXAS TEXAS BASIN BASIN CHANNEL MEXICO OUACHITA TE XA S MARATHON BELT DELAWARE MIDLAND HO VE Y CHAN NEL TE XA S N. M . 30° 32° 32° 104° 103° 103° 32° 31°31° 106° 104° 102°P e co s Ri ver Rio HOBB´S CHANNEL Grande Bacia Permiana DIABLO PLATFO RM PLATFO RM C ENTRAL BASIN 104° Figura 3 - Localização da rea de studo á e Área ARTESIA HOBBS LEA RIVER P EC O S JAL WINK WERMINT CARLSBAD LOVING WHITES CITY EUNICE MONAHANS SALT BASIN EDDY CAPITAN CAPITAN WINKLER WARD APACHE MTNS. BARRILLA M TN S. GLASS M TNS. GUARD. M TN S. D ELAW ARE M TN S. NEW MEXICO DELAWARE BASIN CULBERSON VAN HORN JEFF DAVIS ALPINE FORT STOCKTON MARATHON 50 MILES DEL NORTE MTNS. PecosPecos Reeves PECOS TEXAS REEF OTERO EUA Brasil Texas EUA Valverde Basin 0 35 km (Figura modificada de Richey , 1985). et al. 15 And erson And rew s Ange lina Aran sas Arche r Armstrong Atasc osa Au sti n Ba ile y Ban dera Ba stro p Ba ylor Be e Be ll Bexa r Bla nco Bo rden Bosq ue Bow ie Brazo ria Bra zos Bre ws ter Br is coe Bro oks Brow n Bu rles on Burn et C ald w ell C alhou n C allaha n C ameron C amp C arson Ca ss Ca stro Ch ambers Ch erok ee C hildre ss Clay Co chra n C ok e C oleman C ollin Co lling sw orth C olorad o Co ma l C oman che C onc ho C oo ke C orye ll C o ttl e C rane C roc kett C ros by C ulbers on D all am D a lla s D aw son D eaf Smith D elta D en ton D e W itt D ic ken s D immi t D onley D uv al Eastla nd Ector Edw ards El li s El Pas o Era th Fa lls Fan nin Faye tte Fis her Floy d Foard Fort Be nd F rank lin F rees ton e Fr io Gain es Galve s to n Galv eston Garz a Gillesp ie Glass coc k Go liad Go nza les Gray Gray son Gregg Grimes Guad alu pe H a le H al l H amilto n Ha nsford H arde ma n H ardin Ha rri s H arr is on H artle y H as kell H ays H emph il l H en derso n H ida lgo Hill H oc k le y H ood H op k ins H ou sto n H ow ard H ud spe th Hu nt H utc hinso n Ir ion J ack Jack son Ja spe r Jeff Da vi s Je fferson JimH ogg J im We lls Joh nso n J one s Karn es Ka ufma n Kend all Ke nedy Kent Ke rr Kimble King Kinn ey Klebe rg Kno x Lama r Lamb Lampa sas L a Salle Lav aca L ee L eon Lib er ty Limes to ne L ips comb Liv e Oa k Llano Lov ing Lub boc k L ynn Mc Cu llo ch McLe nnan Mc Mu llen Madison Ma r ion Martin Maso n Mata gorda Mave r ick Me din a Men ard Midla nd Mila m Mil ls Mitc hell Mo nta gue Montgo me ry Moore Morr is Motle y N aco gdo che s Na varro N ew to n N olan Nu ece s Oc hiltre e Oldha m Ora nge Palo Pinto Pano la Pa rk er Pa rme r Peco s Po lk Potter Pres idio R ain s Ra nda ll Re aga n R e al Re d River R eev es R efu gio R o berts Ro bertson R ock wa ll R unne ls R u sk Sab ine Sa n Aug ustin e Sa n J ac into Sa n Patr ic io San Sab a Schleic her Sc urry Sha ck lefo rd Shelby Sh erman Smith Somerve ll S tarr Stephe ns Ste r lin g Ston ew all Sutton Sw ish er Tarrant Tay lor Te rre ll Terry Throc kmorto n Titus Tom Green Travi s Tr inity Tyler Up shu r U pto n U va lde Va l Verde Van Za ndt Vic tor ia W alk er Waller Ward Was hin gton Webb W harton Wh eeler W ich ita Wilba rger Wil lac y Wil lia mson Wilso n Winkler Wis e W ood Yoa kum Yo ung Zap ata Za vala Figura 4 - A área de estudo está localizada no Condado de Pecos no oeste do Estado do Texas. O mapa de pontos é composto pelos poços produtivos e improdutivos dos quais foram obtidos dados de perfilagem elétrica, de produção e da história dos poços. 16 Figura 5 - Principais vias de acesso à área e imagem de satélite Landsat mostrando detalhes do alto topográfico em relação ao traçado da rodovia Federal 90. EUA 32º 103º TEXAS Fonte: Modificado de Borger, 1990. 17 3.2. Aspectos fisiográficos, clima e vegetação da área A área é bastante plana com exceção do sul da área onde ocorrem as montanhas Ouachita-Marathon e do extremo nordeste onde ocorrem as montanhas Sierra Madera criadas por queda de meteoro. Este evento expôs rochas de idade permiana formando estruturas circulares em meio às rochas cretácicas e sedimentos inconsolidados terciários e quaternários. As rochas e sedimentos expostos na área em questão são de unidades geológicas de idade permiana, cretácica, quaternária, terciária e recente (Figuras 6 e 7). Fósseis e moldes de fósseis não são incomuns nas unidades permianas e cretácicas; por exemplo, na região ao sul da área as rochas cretácicas apresentam pegadas de dinossauros de várias espécies, assim como, nas unidades permianas, encontram-se fósseis marinhos de bivalves, peixes e plantas. A vegetação é própria de semi-árido a árido tais como cactus de várias espécies, gramínea do tipo Chihuahuan Desert Grass, e grande quantidade de árvore chamada Mesquite- Granjeno Woods. Esta árvore baixa, comum por todo o Texas, tem sido utilizada desde tempos remotos como combustível para aquecimento das casas. A paisagem plana favorece a extensa criação de bovinos e a agricultura está direcionada para o suprimento de alimentos para os rebanhos, tais como as culturas de alfafa e sorgo, além do que o clima seco favorece a produção de algodão e pecãs. No município de Fort Stockton a umidade média anual é de 30% e a média pluviométrica é de 350 mm/ano. A temperatura anual varia entre a mais alta de 46,66ºC e a mais baixa de -3ºC, com ventos durante quase todos os meses do ano. A indústria do petróleo, incluindo pesquisa, prospecção, beneficiamento (bruto), refinação e distribuição, constitui uma das principais bases da economia local desde a década de 20. 3.3. Unidades litoestratigráficas A descrição das unidades do Acumulação de Gás Elsinore foi baseada na interpretação de amostras retiradas de poços e em perfis elétricos. As unidades lito-estratigráficas da área estão mostradas nas Figuras 8, 9 e 10, representando uma generalização do que é encontrado nos poços; descritas da mais antiga para a mais jovem nos capítulos que se seguem às figuras. A classificação, terminologia e relações de contato estão descritas conforme convencionalmente são adotadas nas atividades exploratórias na região, conforme informações obtidas nos documentos do Bureau Geological Information Center de Midland, Estado do Texas. A descrição genérica da estratigrafia regional, Bacia Delaware e Central, pode ser encontrada em Hills (1970), Keller et al. (1980), Ewing (1993). 18 385 Qu Kt Kwf Pc Pc Elsinore Ranch Qf Qf Kfr Kfr Kfr Kwf Pts Pts 4220 Kw Kt Kt Pst Pcm Pw Psh Qu Psh Pw Qal SIERRA MADERA 30,65 -103,05 -102,87 30,65 -103,05 30,42 30,42 -102,85 ESCALA: 1:370.000 N Ro do via F ed er al 38 5 30,4830,48 Qf Qal Depósitos Quaternários do Holoceno Depósitos Quaternários do Holoceno e Pleistoceno indiferenciados Depósitos Quaternários Aluvionares Qu Formação Washita (Eocretáceo) Grupo Trinity Indiferenciado (Eocretáceo) Formação Tessey (Ochoa - Permiano) Formação Capitan (Guadalupe - Permiano) Formação Word (Guadalupe - Permiano) Formação Catedral Mountain (Permiano) Formação Skinner Ranch e Hess (Leonard - Permiano) Formação Washita e Fredericksburger indiferenciadas (Eocretáceo) Formação Fredericksburger (Eocretáceo) Kw Kwf Kfr Kt Pts Pc Pw Psh Pcm Figura 6 - Mapa geológico da área de estudo inicial (retangular) e a área final que mede 1.369 km (área quadrada com moldura verde). 2 (Fonte: Geologic Atlas of Texas, Emory Peak, Presidio Sheet, 1979). Falhas encobertas 19 Legenda Formações cenozóicas Formações paleozóicas Formações mesozóicas Formações proterozóicas 103 0 23 0 El Paso Área Midland Dallas Austin Houston Corpus Christi Amarillo estudada Permianas Pensilvanianas Cambrianas e Paleozóicas indivisas Figura 7 - Mapa geológico simplificado do Estado do Texas mostrando as principais formações expostas em superfície, a localização da área e as cidades mais importantes. (Fonte: Simplificado de Geology of Texas, 1992. 0 100 200 km 20 Nome das formações Bacia Central Bacia Permiana36 62 m Calcário Arenito Folhelho Evaporito Dolomito Espessura (metros) Dewey Rustler Salado Artesia San Andreas Glorieta Clear Fork Wolfcamp Canyon Cisco Strawn Barnett Mississipian Woodford Thirtyone Wristen Fusselman Montoya Simpson Ellenburger Dockum Sistema ou Período Cretáceo Terciário Quaternário Neotriássico Permiano Pensilvaniano Mississipiano Devoniano Siluriano Ordoviciano Litologias Rese rva tório s Ger ad or as Figura 8 - Coluna estratigráfica generalizada da Bacia Central. As unidades litoestratigráficas apresentam variação de espessura na bacia adjacente Delaware e nas Glass Mountains (modificado de Katz 1994). et al., Edwards Paluxy Ogallala Judkins 21 Inferior Médio Superior Inferior Superior Inferior Superior Médio Inferior Médio Superior O rd ov ic ia no Si lu ria no D ev o ni a no M iss iss ip ia no P en sil va ni an o Inferior Superior W o lfc a m p Sé rie F o lh el h o W ol fc am p Sé r ie A re n i to Inferior Clear Fork Superior Pe rm ia no 510 440 360 325 410 286 248 Formações Nomes das Série ou Época Sistema ou Período Escala de Tempo Milhões de Anos (Ma) Fa ne ro zó i c o Era Espessura (metros) 1140 550 400 230 870 Dolomito Chert Calcário Folhelho Evaporito El le nb ur ge r Si m p s on M on to y a Fusse lman Wristen Th irt y o ne W oo d fo rd M iss iss ip ia n Barnett Strawn Cisco Canyon Glorieta San Andreas Ar te sia S a la d o Rustler Dewey Figura 9 - Diagrama estratigráfico regional mostrando os contatos discordantes e as entre as unidades (modificado de Font, 1985). relações litoestratigráficas 22 40 m 58 m 15 m 29 m 48 m 15 8 m 25 m O RD O VI C IA N O PE RM IA N O M O N TO YA SI LU RI AN O Legenda Descontinuidade Calcário ChertFolhelho Dolomito P rod uto ra s Re co b rim e nt o Figura 10 - Diagrama estratigráfico da geologia local feito a partir dos dados disponíveis mostrando as unidades litoestratigráficas e a janela do gás. 23 3.3.1. UNIDADE MONTOYA – NEO-ORDOVICIANO Esta unidade apresenta espessura média de 141 m, máxima de 173 m e mínima de 82 m. A cota em que se encontra o topo da unidade abaixo do nível do mar está entre –2321 m e –3781 m. O rejeito máximo causado pelo efeito da tectônica atuante medido pela altitude do topo da unidade em relação ao nível do mar foi de 1460 m, o que reflete a magnitude dos eventos tectônicos que atuaram na área. Da base para o topo, Montoya compõe-se de calcário-dolomítico fino a médio, com gradações de cor entre branco a cinza-claro-escuro. Os níveis cinza-escuro apresentam lâminas de folhelho intercaladas com o dolomito e os horizontes muito claros são de calcita hialina. No meio do pacote sedimentar da unidade Montoya há camadas de chert cinza-claro intercalado com calcário dolomítico. O calcário sofreu dissolução e vazios foram criados servindo como reservatórios para gás, bem como as fraturas no chert também se tornaram bons reservatórios. Os reservatórios têm baixa permeabilidade que é aumentada pelo uso de ácidos para um melhor fluxo do gás quando da explotação de hidrocarboneto. Nos dolomitos do topo (~15 m) ocorrem fácies-reservatório com poros e vazios por fraturas mostrando evidências de processo de carstificação (Hills, 1985a). As melhores fácies-reservatório estão no chert cinza-claro fraturado (10 -15 m) no meio do pacote; este tipo de fácies ocorre em poços ao sul da área de Elsinore. Na base do Montoya há ocorrência de fácies com fósseis de crinóides. A unidade Montoya apresenta contato discordante tanto com a unidade de base Simpson (Meso-Ordoviciano) quanto com a unidade de topo Fusselman (Eosiluriano). Na área em estudo, a profundidade a partir da superfície em que se encontra o topo da unidade Montoya varia de 3606 m (11590 pés) a 4723 m (14340 pés). O ambiente deposicional desta unidade era de mar raso, eventuais exposições subaéreas e deposição de sedimentos formados essencialmente por calcários dolomíticos. A presença de chert no meio do pacote sedimentar pode ser um indicador de mudança de ambiente passando de marinho raso a profundo ou por mudança climática. 3.3.2. UNIDADE FUSSELMAN – EOSILURIANO A unidade produtora de gás Fusselman, Eosiluriano, está sobre a unidade Montoya, Neo- Ordoviciano, com a qual mantém contato erosivo. Fusselman mantém contato erosivo também com a unidade de topo Wristen (comumente chamado Upper Silurian). 24 A profundidade a partir da superfície em que se encontra o topo da unidade Fusselman na área varia de 3798 m (11510 pés) a 5.197 m (15750 pés). Esta unidade apresenta espessura média de 41 m, máxima de 62 m e mínima de 15 m, composta essencialmente por calcário, dolomito e chert. O topo é composto por calcário com gradações de cor do branco ao cinza- escuro, fino, intercalado com dolomito cinza-escuro, com porosidade e fraturas por carstificação e apresenta algum chert, branco, intensamente fraturado. A cota em que se encontra o topo da unidade abaixo do nível do mar está entre –2.297 m e –3.741 m, com rejeitos de mais de 1.400 m, retratando o contexto tectônico de grande intensidade. As melhores fácies-reservatório estão mais ao centro-sul da área em fácies de chert branco-acinzentado fraturado (~5 m) no meio do pacote sedimentar. Os horizontes no topo da unidade, compostos por dolomitos em porosidade secundária por carstificação, constituem-se também em bons reservatórios e medem aproximadamente 10 m. O ambiente de deposição desta unidade indica para o marinho raso, com mudanças eventuais de clima, de clima quente para frio, favorecendo a deposição de chert, seguida de nova mudança climática em ambiente de marinho raso com calcário e eventuais entradas de arenitos finos até o final da deposição. 3.3.3. UNIDADE WRISTEN – NEOSILURIANO Na área de estudo esta unidade é comumente chamada de Upper Silurian, no entanto, achou-se mais apropriado utilizar o nome Wristen, como é chamada na Bacia Delaware. Esta unidade apresenta grande variação de espessura, muitas vezes não estando presente em grande parte da área, no entanto, quando ocorre, apresenta espessura média de 26 m, máxima de 64 m e mínima de 6 m. A cota em que se encontra o topo da unidade abaixo do nível do mar está entre –2.276 m e –3.117 m. O rejeito máximo causado pelo efeito da tectônica atuante medido pela altitude do topo da unidade em relação ao nível do mar foi de 841 m. O pacote sedimentar do Wristen é composto basicamente por folhelho, folhelho intercalado com arenito na base e chert no topo. Esta unidade apresenta continuidade irregular lateral e vertical. No topo da unidade ocorre uma fácies-reservatório composta por chert branco a cinza, fraturado, com espessuras variadas, não ultrapassando 10 m. O contato é discordante erosivo com a unidade de topo, Thirtyone, e também com a unidade de base, Fusselman. A profundidade em que se encontra o topo da unidade Wristen a partir da superfície varia de 3.775 m (11440 pés) a 4.573 m (13860 pés). Esta unidade não é dos melhores reservatórios de gás na área. 25 3.3.4. UNIDADE THIRTYONE – MESODEVONIANO A unidade Thirtyone, mais conhecida como Devonian, tem outros vários nomes dependendo da área em que se encontra. Apenas para citar alguns, é chamada Thirtyone na Bacia Delaware, Caballos ou Caballos Novaculite na zona do Marathon Thrust Belt. Apesar das diferentes nomenclaturas, esta unidade apresenta fácies muito semelhantes em todo o oeste do Texas e excelentes reservatórios na fácies chert principalmente na zona de Cavalgamento na qual as estruturas do tipo duplex repetem até cinco vezes o pacote sedimentar Caballos (Thirtyone) por sobreposição. A unidade Thirtyone apresenta grande variação de espessura, muitas vezes não estando presente em grande parte da área de estudo. Por vezes esta formação desaparece lateralmente em estruturas do tipo pinch out. Esta unidade, quando ocorre, apresenta espessura média de 19 m, máxima de 78 m e mínima de 4 m. Apesar da pouca espessura, Thirtyone é uma das unidades mais produtivas em Elsinore e em todo o oeste do Texas. A cota em que se encontra o topo da unidade abaixo do nível do mar está entre –2269 m e –3711 m. O rejeito máximo causado pelo efeito da tectônica atuante medido pela altitude do topo da unidade em relação ao nível do mar foi de 1442 m. A profundidade em que se encontra o topo da unidade Thirtyone na área é bastante variada, a partir da superfície varia de 3768 m (11420 pés) a 4672 m (14160 pés). O contato com a unidade de topo, geradora de gás, Woodford, é do tipo paraconforme; o contato com a unidade de base Wristen (Upper-Silurian) é discordante erosivo. A fácies-reservatório desta unidade é composta predominantemente por chert branco-amarelo-esverdeado, fraturado, intercalado com finas lâminas de calcário parcial ou totalmente dissolvidos, formando vazios, do tipo vesículas. Em amostras de mão é possível observar a ocorrência de fósseis circulares ou alongados orientados segundo a tectônica que atuou na área. A amostra de mão do chert, obtida em afloramento, é amarela, maciça e com pontos escuros alinhados, moldes de microfósseis carbonáticos preenchidos por microquartzo e carbonato, orientados segundo a mesma direção de pequenas falhas As lâminas delgadas feitas desta amostra, observadas ao microscópio convencional, mostram moldes de fósseis radiolários e espículas de radiolários, preenchidos predominantemente por finos grãos de quartzo levemente alongados com a direção das pequenas falhas e fraturas, que por sua vez também estão preenchidas por quartzo fino. 26 As feições de fósseis levam a crer que a porosidade da unidade Thirtyone se constitui não apenas de fraturas, mas também por uma porosidade por dissolução de microorganismos nos níveis calcários. A formação de vazios por dissolução do calcário e as fraturas no chert é que resultaram em reservatório para o gás. O chert quando sem fraturas, íntegro, intercalado às camadas, pode ser considerado como microsselante do sistema reservatório. A presença destes microorganismos no chert pode ser devido à ocorrência de turbiditos, ou resultado de sobreposição de processos diagenéticos e redeposição conjunta de calcário e chert. Dentro da zona do Cinturão de Cavalgamento a unidade Thirtyone, denominada Caballos, apresenta a assembléia de fósseis radiolários do tipo Spumellari, próprios de águas profundas presentes nesta unidade devoniana Thirtyone (Noble, 1990). 3.3.5. UNIDADE WOODFORD – NEODEVONIANO A unidade geradora Woodford apresenta matéria orgânica do tipo II, tem em média 60 m e a descrição de amostras de poços mostra que são folhelhos pretos, friáveis, fraturados, de forte odor de óleo e apresentam piritas eventuais em todos os níveis. A profundidade em que se encontra o topo da unidade Woodford na área, a partir da superfície, varia de 3709 m (11242 pés) a 4596 m (13928 pés). O contorno estrutural de topo apresenta a altitude máxima de –3650 m e a mínima de –2215 m. Esta unidade é de grande continuidade areal e foi depositada discordantemente com a unidade de base devoniana Thirtyone e o topo é uma superfície de máxima inundação do tipo paraconforme. Regionalmente esta unidade é considerada uma das grandes geradoras de todo o sistema petrolífero no oeste do Texas. 3.3.6. UNIDADE BARNETT- NEOMISSISSIPIANO A unidade geradora Barnett apresenta contato normal com a unidade de base, mais jovem, denominada Calcário-Mississipiano ou Mississipian, e contato discordante erosivo com a unidade de topo pensilvaniana, Atoka ou Strawn. Apresenta uma espessura máxima de 76 m, mínima de 9 m, chegando a não ocorrer em algumas áreas; a espessura média é de 38 m. O contorno estrutural de topo varia de –2176 m a –3595 m, altitudes que mostram que os desníveis foram de mais de 1400 m. Esta unidade é formada por folhelho com finas intercalações de calcário, e pirita na base; este folhelho é menos friável e menos fraturado do que o da unidade Woodford. 27 Apesar de os folhelhos Woodford serem considerados um dos grandes geradores de petróleo de toda a América do Norte a unidade Barnett teria tido grande contribuição na formação do petróleo na área em estudo. Ao sudeste da área em que há uma combinação de maior espessura da unidade Barnett, com menor espessura do Woodford, há um poço com produção maior do que 12 BCF e outro com produção entre 1 e 12 BCF, indicando que a fonte geradora do gás também é atribuída aos folhelhos Barnett, composto com matéria orgânica do tipo II. As duas unidades geraram hidrocarboneto, o qual migrou sob pressão através de fraturas e pequenas falhas para os reservatórios. O alto estrutural foi determinante para que a acumulação ocorresse. 4. CONTEXTO GEOHISTÓRICO E TECTONOSSEDIMENTAR REGIONAL E LOCAL 4.1. Meso- e Neoproterozóico no contexto regional Durante todo o final do Proterozóico o supercontinente no qual o Cráton Norte Americano esteve inserido permaneceu coeso (Dickinson, 1981). O evento tectônico colisional mais bem definido data da metade para o final do Mesoproterozóico (1300-1000 Ma), Orogenia Grenville, durante o qual a colisão de placas promoveu um encurtamento crustal e falhas de empurrão a noroeste da área de estudo, expostas nas montanhas Carrizo e Sierra Diablo (Horak, 1985b). No Neoproterozóico (~850 Ma) ocorreu a fragmentação em placas de parte do supercontinente, separando a Placa Norte-Americana da Placa Sul-Americana-Africana. Este evento promoveu o conjunto de falhas de direção NNW de alto mergulho com rejeito lateral (Keller et al., 1980). As direções estruturais de ambos os eventos parecem ter influenciado os padrões estruturais posteriores no Paleozóico, Mesozóico, e Cenozóico (Henry and Price, 1985). Regionalmente a estrutura Lineamento Texas, direção N35W, parece ter sido uma antiga zona de rifteamento Mesoproterozóico (Purvis et al., 1988a). Estas zonas de fraqueza do Lineamento Texas, que foram repetidamente reativadas, criaram a cada tempo diferentes tipos de regime de tensão (Dickerson, 1980). 4.1.1. MESO- E NEOPROTEROZÓICO NO CONTEXTO LOCAL Os eventos do Mesoproterozóico e do Neoproterozóico ficaram marcados como tempo de significativo metamorfismo local e regional que promoveu intenso fraturamento nos granitos e em rochas metaígneas observado em afloramentos a oeste do Texas, fora da área de estudo. 28 Nestas áreas ocorrem bons reservatórios de petróleo sob a discordância esculpida em granitos fraturados. A abertura e instalação da Bacia Tobosa datam do Neoproterozóico, durante o período de fragmentação das placas Norte-Americana e Placa Sul-Americana- Africana; a direção do eixo deposicional da Bacia Tobosa é NW, mesma direção do conjunto das principais falhas da fragmentação do supercontinente. Também é deste tempo o início da deposição da unidade Ellenburger, composta essencialmente por carbonatos de um ambiente de mar raso. Desde o Neoproterozóico (~850 Ma) até o fim do período Fusselman (Eosiluriano) as unidades da Bacia Tobosa foram depositadas predominantemente em regime de mar raso e eventuais mudanças climáticas de quente para frio, o que é confirmado pelos pacotes sedimentares e descrição litológica das amostras dos poços em estudo. Ao fim do tempo Eosiluriano, fácies de mar mais profundo são mostradas pelos pacotes sedimentares representados pela unidade mesodevoniana (Thirtyone). 4.2. Margem passiva A Bacia Tobosa mencionada anteriormente foi formada durante o Neoproterozóico por rifteamento do bloco continental de uma margem continental do cráton, o que permitiu que um mar raso se formasse e avançasse sobre a área que hoje compreende o Estado do Novo México e o oeste do Estado do Texas, depositando sedimentos por mais ou menos 500 milhões de anos (Horak, 1985b; Dickinson, 1981). Desde o Neoproterozóico (810 Ma) até o Neomississipiano (310 Ma) as bacias sedimentares Delaware, Central e Midland eram parte da grande bacia chamada Tobosa. A bacia de Valverde não era parte da Bacia Tobosa; foi formada adjacente às novas bacias em depressão durante o evento Marathon, do Permiano. A fase de margem passiva foi caracterizada como um período de baixo nível de subsidência da bacia e deposição carbonática de centenas de metros sob a forma de “camadas de bolo” (Roger, 2001). De acordo com muitos autores foi no Devoniano-Neomississipiano que aconteceu a Orogenia Antler a qual provocou o arqueamento dos pacotes sedimentares em área que compreende todo o Estado do Novo México e norte do Texas, formando o Texas Arch (Kyle, 1990b). Durante este evento, a Bacia Tobosa foi proeminentemente vergada na parte sudeste por estes esforços compressionais de oeste para leste (Horak, 1975). 29 4.3. Evento extensional no contexto local Após o fim do evento orogênico Antler, que culminou no Neomississipiano, iniciou-se um período de regime tectônico extensional que atuou durante o período Neopensilvaniano ao Eopermiano (310-270 Ma), conforme constatado em seções geológicas usando dados de perfis elétricos. Este evento extensional, cujos tensores atuaram nas direções EW a ESE- WSW, criou falhas de direção NS, WNW e provocou o abatimento diferenciado de blocos. Este evento gerou na região de Elsinore a alternância de blocos baixos e blocos altos, dispostos lado a lado. Nos blocos altos, em antiformas, estão os depósitos de gás, separados por grandes zonas de falhas. No campo de gás Elsinore pode-se notar claramente os efeitos deste evento coincidente com antigas falhas proterozóicas de direção NW que serviram de caminho para a migração do gás. Também nota-se que as estruturas criadas durante a Orogenia Antler foram preservadas entre blocos falhados de direção NW, formando estruturas apropriadas para armadilhas de hidrocarbonetos. A caracterização dos elementos estruturais desta fase é de importância fundamental para identificação das acumulações previamente formadas e que teriam sido transformadas em evento posterior. Os esforços metodológicos foram orientados com este fim específico. 4.4. Colisão Neopaleozóica no contexto regional Segundo alguns autores, foi durante o início do Permiano (310 Ma) que originou-se um dos mais importantes ciclos tectônicos em megaescala e que culminou com o Marathon Uplift (Keller et al., 1980; Decker, 1981). Outro autor (Reed, 1990) acredita que o ciclo teria se iniciado mais cedo, ou seja, no Eomississipiano (345 Ma). A colisão da Placa Laurásia e da Placa Sul Americana-Africana (Gondwana), não apenas produziu a orogenia Ouachita nas bacias sedimentares do oeste do Texas, como também causou deformação nas montanhas Apalaches (Figura 11). Este evento afetou toda a área de estudo limitada ao norte por Glass Mountains, a oeste pela Serra del Norte e Santiago Mountains, a leste e sul por graduais e submergentes feições do Marathon Uplift sob unidades cretácicas (Robichaud et al., 1990). Durante a fase de colisão, o sistema Marathon-Ouachita era adjacente às bordas dos países Colômbia e Venezuela na América do Sul (Ross, 1978a; Font, 1985), países também produtores de petróleo e que estão num contexto geológico muito semelhante ao do Estado do Texas. 30 Figura 11 - Localização da área de estudo em relação à colisão das placas Laurásia e Gondwana durante o período do Eopermiano ao Mesopermiano, 270 - 240 Ma. (Modificado de Ross, 1978a; Stamplfi, 2002). G O N D W A N A L A U R Á S I A Localização da Área Direção dos Esf orços Compressivo s Cinturão de Dobramentos A Pla ca Fa ra llo n f oi ac re sc ida a pó s o Pa leo zó ico 31 4.4.1. COLISÃO NEOPALEOZÓICA NO CONTEXTO LOCAL No final deste evento a Bacia Tobosa estava dividida em bacias menores: Delaware, Central, Midland, e sofreram profundas modificações em suas estruturas como dobramentos, falhas, deslocamentos, e intensa erosão da superfície dos blocos altos. As bacias Valverde e Marfa foram as bacias neoformadas adjacentes à Central, Midland e Delaware nas depressões causadas pelo evento compressivo. A nova superfície gerada foi leito deposicional para a Bacia Permiana resultando em sobreposição de bacias (Wright, 1979). O evento compressional Ouachita-Marathon formou o Cinturão de Cavalgamento Ouachita Marathon (CCOM) de grande magnitude ao sul da área de estudo (Figura 12). Este evento compressivo afetou grandemente a área de Elsinore e foi de grande importância tanto em elementos quanto em processos para o sistema de acumulação de gás na área. A Figura 12 mostra o campo de gás de Elsinore no contexto do CCOM e os campos de gás e óleo na região, Oates, Thistle, Piñon, Puckett, Mc Kay Creek, Brown Bassett, bem como a relação espacial destes campos em relação ao CCOM. Dentro da área do CCOM foram formados duplexes em que a unidade produtora Thrityone (D) é repetida até cinco vezes em corte vertical e produz gás em todos os cinco níveis. 1 4.5. Zona de falha da Plataforma Oeste A zona de falha mais profunda em subsuperfície se localiza no limite leste da Bacia de Delaware e, margeando a área de estudo, no extremo leste da Bacia Central. Esta zona de falha foi referida por Hills (1970, 1979b) and Keller et al. (1980) como a Zona de Falha da Plataforma Oeste (West Platform Fault Zone). Este nome tem sido usado além de outros nomes tais como “Falhas da Borda Leste”, “Zona de Falhas da Borda Oeste” e “Limite da Zona de Falha Leste” (Figura 13). Segundo Hills (1970) esta zona se estende desde o oeste de Hobbs no Novo México até o sudeste de Fort Stockton no Texas. A maior e mais bem definida porção da zona de falha está na extrema margem sudoeste do Fort Stockton Uplift. As falhas apresentam mergulho de 50- 90º, mais freqüentemente 70º (Henry e Price, 1985). 32 N Campo de Gás Elsinore Campo de de Petróleo Thistle Campo de de Petróleo McKay CreekCampo de de Petróleo Grey Ranch Campo de de Petróleo Pinõn Campo de de Petróleo Brown Bassett Campo de de Petróleo Puckett Campo de de Petróleo Oates Condado Pecos Condado Brewster Condado Terrell Alto Marathon Condado Presídio Condado Jeff Davis LIM ITE SU PERIO R DO C INT NT UR O ÃO D E AL G C AV AM E 0 10 20 Milhas30 Figura 12 - Localização do Campo de Gás Elsinore em relação ao Cinturão de Cavalgamento Ouachita Marathon (CCOM). 0 10 Km 33 40 00 - 10 00 - 10 00 - 20 00 - 30 00 - 40 00 - 50 00 - 60 00 - - 40 00 - 50 00 - 60 00 - 70 00 - 80 00 - 90 00 - 10 00 0 - 11 00 0 - 12 00 0 - 13 00 0 - 14 00 0 - 15 00 0 - 16 00 0 - 17 00 0 - 18 00 0 - 19 00 0 - 30 00 - 30 00 - 20 00 - 20 00 - 10 00 - 10 00 - N ív e l d o m a r M et ro s p é s - LE GE ND A Fa lh as m os tra nd o m ov im en ta çã o re la tiv a en tre b lo co s Co nt at os e nt re a s u ni da de s g eo ló gi ca s: No rm al Di sc or da nt e Q t Po Po Pg Pg PwPl P Pl Sé rie O ch oa n, P er m ian o Sé rie G ua da lup ian a, P er m ian o Sé rie L eo na rd ian a, P er m ia no Ro ch as P ro ter oz óic as Sé rie W olf ca m pi an a, P er m ian o Si ste m as C am br ian o e O rd ov ici an o, ind ivi so Si ste m a Pe ns ilv an ian o, ind ivi so Si ste m as S ilu ria no , D ev on ian o e M iss iss ipi an o, ind ivi so SD M P P P SD M SD M SD M Co P C Co Co Co Co Si ste m as T er ciá rio e Q ua te rn ár io , i nd ivi so s Q t Ca m po d e Gá s E lsi no re na Z on a de F al ha s O es te Si ste m as T riá ss ico e C re tá cic o, in di vis os Bacia Permiana Bacia Central Ba cia D el aw ar e 20 M ilh as 0 0 10 10 20 30 K m EX AG ER O V ER TI C AL 1 1x Fi g ur a 1 3 - S eç ã o es q ue m á tic a m os tra nd o a s b a ci a s D el a w a re (b lo co b a ixo ), C en tra l ( b lo co a lto ), Pe r m ia na , a Z on a d e Fa lh a s O es te e a p o siç ã o do C a m p o d e G á s El sin or e (to p o d a fi g ur a ) e m re la ç ã o à s b a ci a s e à fa lh a (m od if ic a d o d e He nr y e P ric e , 19 85 ). SD M 0 0 Zo na d e Fa lh as O es te SS E W N W 34 4.6. Bacia Permiana Se comparado com as fases anteriores, o período Permiano foi um tempo de relativa estabilidade tectônica na Bacia Central, Delaware e Midland, dentro da margem oeste da Pangéia. Esta fase de “quiescência tectônica” fora da área Quachita-Marathon foi um período compreendido entre 265-230 Ma, chamado de Fase da Bacia Permiana por Horak (1985b). Durante a Fase da Bacia Permiana a fisiografia da região continuou caracterizada pelos altos estruturais Pedernal a noroeste e pelo Ouachita Uplift ao sul da área da bacia; a mais pronunciada subsidência na Fase da Bacia Permiana deu-se na Bacia Midland (Ewing, 1993). 4.7. Plataforma estável A Fase de Plataforma Estável (230-280 Ma) foi um tempo estável para as bacias sedimentares, incluindo a Bacia Central e bacias adjacentes. No entanto foi tempo de rifteamento ao longo da zona de megacisalhamento chamada Mojave-Sonora durante o Neotriássico, Neojurássico e Eocretáceo. Esta zona de cisalhamento separou inicialmente a América do Norte da América do Sul (Dickinson, 1981) e pouco a pouco foi formado o Golfo do México pela separação da região que hoje são Yucátan e o Texas e promovida a abertura do Oceano Atlântico. A descontinuidade angular durante a separação dos dois continentes permitiu a formação de depósitos carbonáticos sob um mar raso de idade cretácica (Wilcox, 1989). Durante a fase final da Plataforma Estável (Neotriássico), a Placa Farallon, atual costa da Califórnia, iniciou a colisão com a Placa Norte-Americana; de acordo com Keith (1982) os movimentos de paleoconvergência se iniciaram a uma velocidade de 7-8 cm/ano segundo Wilcox (1989). 4.8. Estrutura de impacto meteorítico no contexto local No extremo noroeste da área há um conjunto de estruturas, Sierra Madera, localizado a 12,8 km noroeste do extremo leste das Glass Mountains e 37 km ao sul da cidade Fort Stockton (Figura 14). Estas estruturas têm a forma circular afunilada com 13 km de diâmetro e 1800-2400 m de profundidade, composta por rochas sedimentares intensamente deformadas (Wilshire et al., 1972). As rochas deformadas incluem os calcários da Formação Skinner Ranch, Cathedral Mountain and Road Canyon, além dos arenitos do Cretáceo. 35 Esta estrutura consiste de três partes principais: uma central, elevada 1,2 km acima de sua posição normal, em torno da qual há uma depressão de 0,8–1,6 km de largura, que corresponde à segunda parte e cuja base alcança rochas do Eocretáceo, e a terceira, concêntrica, medindo 0,8 km de largura com falhas normais circulares do centro para as bordas. O impacto do meteoro parece não ter influenciado a formação do gás nas unidades siluro-devonianas, mas pode ter influenciado os depósitos de gás permianos. 4.9. Orogenia Laramide O longo período de quiescência durante a Fase de Plataforma Estável terminou no final do Mesozóico, quando iniciou-se um período de soerguimento e arqueamento dos pacotes sedimentares que perdurou durante o Neocretáceo e Eoterciário (80-40 Ma) chamado Orogenia Laramide. Este evento tectônico foi resultado da convergência da Placa Farallon e da Placa Norte Americana. Esta convergência de placas, propriamente dita, deu-se em grande velocidade (>14cm/ano), subducção de baixo ângulo e esforços compressivos de direção leste-nordeste (Dickerson, 1985). Este evento provocou o soerguimento das Montanhas Rochosas desde o Estado do Novo México até o Estado de Wyoming com o soerguimento da Bacia Central (Horak, 1985b). Falhas e monoclinais de idade Laramide ocorreram ao longo da faixa que corresponde às montanhas Guadalupe, Delaware Mountain e Apache Mountain (Muehlberger, 1980). Esta deformação, no entanto, foi pequena no Texas se comparada com a que ocorreu no Colorado e Wyoming. 4.10. Fase vulcânica Muitos autores (Price e Henry, 1985; Henry e McDowell, 1986; Keith, 1978; Elston, 1984) advogam uma fase intermediária extensional entre a fase compressional Laramide e a fase vulcânica, que teria provocado a distensão da crosta e favorecido as ocorrências das rochas extrusivas. Esta fase extensional seguida de vulcanismo foi de grandes proporções e ocorreu durante o Terciário Médio (40-30 Ma) pela região de Pecos County, no oeste do Texas, New Mexico, Colorado e México (país). 36 Pe ns ilv an ia no Pe ns ilv an ia no F or m aç ão H es s Fo rm aç ão H es s (K in g, 1 93 0) Cr et ác eo Cr et ác eo F or m aç ão T es se y F or m aç ão T es se y Fo rm aç ão W or d Fo rm aç ão W or d De pr es sã o De pr es sã o M ar ge m M ar ge m So er gu im en to c en tra l Do lo m ito F us se lm an Do lo m ito M on to ya Ca m br ia no Fo rm aç ão W ol fc am p in fe rio r ( Ki ng , 1 93 0) Fo rm aç ão W ol fc am p su pe rio r ( Ki ng , 1 93 0) M iss iss ip ia no M is sis sip ia no G ru po S im ps on G ru po E lle nb ur ge r 5, 00 0´ -5 ,0 00 ´ -1 0, 00 0´ -1 5, 00 0´ N ív el do m ar Fi gu ra 1 4 - S eç ão e sq ue m át ic a m os tr an do S ie rr a M ad er a, e st ru tu ra fo rm ad a po r i m pa ct o de m et eo ro . P o ç os d e gá s na p er fu ra do s na á re a au xi lia ra m n a de te rm in aç ão d a es tra tig ra fi a lo ca l ( m od if ic ad o de W is hi re , 1 97 2) . 1. 64 0 m Ní ve l d o M ar -1 .6 40 m -3 .2 80 m - 4 .9 20 m Pé s M et ro s E W 37 A fase compressional, seguida por fase extensional, ambas de grande amplitude, permitiram que fluidos mineralizados depositassem suas cargas por falhas e fraturas de direção N30ºE e formassem o que é chamado de Colorado Mineral Belt. Além de ouro foram extraídos prata, chumbo, zinco, cobre e molibidênio do Colorado Mineral Belt desde a primeira corrida atrás do ouro em 1858 no Velho Oeste. A direção geral das falhas formadas na fase distensiva foi nordeste, coincidente com antigas zonas de fraqueza e zonas de cisalhamento proterozóicas. A composição do material extrusivo foi das mais variadas, de básicas a calco-alcalinas e alcalinas. A atividade magmática emitiu grandes volumes de cinzas e tufos vulcânicos advindos de vulcões de composição andesítica e basáltica (North e McLemore, 1988). Neste tempo de vulcanismo intenso o sistema de subducção Laramide mudou para o sistema transcorrente San Andres como conhecido nos dias atuais. Esta mudança de regime tectônico das placas Farallon e Norte-Americana, de compressivo para transcorrente, pode ter colaborado para a ocorrência do sistema distensivo seguido de intenso vulcanismo. O evento extensional e magmático foi conseqüência da mudança de um regime de convergência das placas. A desaceleração de convergência maior do que 14 cm/ano para 3,5 cm/ano durante o período de 45 a 40 Ma mostra o quadro de mudanças rápidas que se operou, segundo Keith, (1982). 4.11. Fase extensional e de embaciamento Esta fase extensional e de embaciamento, 30-0 Ma, foi descrita por Horak (1985b) como sendo um período de tempo caracterizado regionalmente por eventos extensionais e de afinamento da crosta, além da ocorrência de elevados fluxos de calor, rifteamentos, baixos níveis de gravidade, e baixa velocidade de esforços compressionais no manto superior. Esta fase pode ser subdividida em três estágios: Estágio Transicional (30-20 Ma), Estágio Principal de Soerguimento (20-2 Ma) e Estágio Quaternário (2-0 Ma). 4.11.1. ESTÁGIO TRANSICIONAL Este estágio representa o tempo da transição final entre o período de regime compressivo Laramide e o de regime regional extensional (30-20 Ma – Neo-Oligoceno e Eomioceno). 38 Este período caracterizou-se pela fase extensional nordeste-sudoeste, desenvolvimento de grande quantidade de bacias sedimentares rasas, relevo regional de baixa amplitude e pontos localizados de intenso movimento extensional associados às falhas normais de baixo ângulo (Kelley et al., 1992). 4.11.2. ESTÁGIO PRINCIPAL DE SOERGUIMENTO Nesta fase ocorreu o soerguimento e arqueamento das montanhas Guadalupe, no extremo noroeste da área de estudo, durante o início do Mioceno até o Plio-Pleistoceno, entre 15-2 Ma (King, 1948). Copeland et al. (1995) afirmaram que o elevado nível de fluxo de calor, 40º-50º C/km, durante o período Mioceno constitui-se no par térmico responsável pela maturação e remobilização nos hidrocarbonetos na Bacia Delaware (Hentz e Henry, 1989; Barker e Halley, 1996). 4.11.3. ESTÁGIO QUATERNÁRIO Durante o estágio quaternário os efeitos extensionais diminuíram, assim como o gradiente geotermal, no entanto, terremotos continuaram a ocorrer em zonas de falhas, principalmente as de direção NNE (Viveiras, 1995). A migração e acumulação de óleo em unidades pensilvanianas e wolfcampianas podem estar ou estão associadas a esses movimentos. Luo et al. (1991), documentaram nos condados Ward-Winkler inúmeros terremotos associados com o topo e base de unidades pennsilvanianas e wolfcampianas. 5. MÉTODOS E MEIOS 5.1. Definição da área de estudo, aquisição dos dados e pesquisa bibliográfica A área estudada, campo de gás Elsinore, foi definida em conjunto com a diretoria da companhia de petróleo Riata Energy, Inc (www.riataenergy.net), situada na cidade de Amarillo, Estado do Texas. Esta empresa petrolífera, Riata Energy, opera mais de 300 poços de óleo e gás no Texas, Louisiana, Colorado e Wyoming e tem interesse em entender melhor os fatores controladores do reservatório de gás nesta área específica. 39 Após a definição da área foi feito um levantamento de toda a documentação disponível na companhia Riata Energy e nos órgãos públicos estaduais que administram documentos relativos à história de cada poço. A documentação analisada consistiu de perfis elétricos, histórico operacional (Scout Ticket), relatórios e gráficos de pressão e produção (Rate and Pressure Report). Os perfis sísmicos existentes na área auxiliaram muito pouco na definição das estruturas e das unidades estratigráficas porque quase todo o pacote sedimentar é constituído por uma seqüência de carbonatos tornando difícil a diferenciação entre uma unidade e outra. Dos 120 poços da área de Elsinore, 46 poços foram considerados suficientes em termos de documentação para este estudo, 72 foram descartados por apresentarem informações insuficientes – por serem muito rasos ou por apresentarem documentação deficitária em algum aspecto relevante. Foram então analisadas informações dos 46 poços (Figura 15 – Mapa de Pontos e Anexo 1 – Relação dos Poços), baseadas em perfis elétricos, dados de produção e histórico da vida do poço. Deste total, 28 apresentaram produção superior a 0,5 Bilhão de Pés Cúbicos (BCF), 16 poços com produção inferior a 0,5 BCF e 4 poços dos quais não se teve informação quanto à produção. Após o levantamento dos dados e conversão das medidas (pés para metros, graus e décimos de graus para UTM, BCF para MMC) foi formado banco de dados, em planilhas do Excel, de cada uma das unidades geradoras (Barnett e Woodford) e produtoras (Thirtyone, Wristen, Fusselman e Montoya) constando o nome do poço, coordenadas geográficas, altitude em relação ao nível do mar, medidas de topo e base, altitude em relação ao nível do mar, espessura, porosidade, produção, pressão inicial e final, e início das atividades de cada poço (Anexo 3). A próxima etapa consistiu em fazer um levantamento bibliográfico buscando-se todas as informações possíveis relacionadas ao contexto da área que envolvesse os eventos geológicos locais e regionais. A pesquisa foi feita em livros, documentos e publicações de associações tais como AAPG (American Association of Petroleum Geologists), USGS (United States Geological Survey), EIA (Energy Information Administration), órgãos relacionados à atividade petrolífera. Para a aquisição de dados complementares fez-se visita a campo, coleta de amostras e uso dos mapas geológicos e topográficos disponíveis. Nesta fase foi constatado que não havia mapa estrutural para a área que fosse de domínio público. Nas empresas petrolíferas privadas os mapas gerados acabam ficando em poder das próprias empresas que investiram na pesquisa e confecção dos mesmos. 40 Durante o levantamento dos dados não foi encontrado nenhum mapa estrutural significativo da área que estivesse disponibilizado para consulta. Foram confeccionados mapas de isópacas, de contorno estrutural e de falhas para se ter uma idéia prévia das relações entre as unidades litoestratigráficas. Também foram feitas seções geológicas, seções cronoestratigráficas para comparação dos resultados finais com a aplicação da geoestatística. 1 2 3 4 5 67 8 9 10 11 12 1314 15 16 17 18 19 2021 2223 24 25 26 27 28 29 30 31 3233 34 35 36 37 38 39 42 43 45 46 47 692000 694000 696000 698000 700000 702000 Longitude em metros (UTM) 3376000 3378000 3380000 3382000 3384000 3386000 3388000 3390000 3392000 La tit u de e m m et ro s (U T M ) 1 Produção dos Poços (BC F) 0 to 0.013 0.013 to 2.091 2.091 to 9.555 9.555 to 24.41 Figura 15 – Mapa de Pontos do campo de gás de Elsinore com os poços enumerados e a produção pertinente à cada poço. 41 5.2. Métodos de análise geoestatística e de favorabilidade 5.2.1. BREVE HISTÓRICO DOS MÉTODOS GEOESTATÍSTICOS E APLICAÇÃO EM PETRÓLEO Em Geociências a maioria das variáveis é resultado de muitos processos complexos interrelacionados. Desta forma, para a análise da maioria das variáveis, é necessário avaliar a incerteza no seu comportamento (Isaaks e Srivastava, 1989; Goovaerts, 1997). A geoestatística iniciou-se com Krige, na década de 50, procurando dar solução para o problema de variância espacial em amostragem de concentração de ouro que, sob os métodos convencionais daquela época, lhe pareceu não fazerem sentido. A solução encontrada para o problema da variância espacial foi considerar a distância entre as amostras e correlacioná-las. Matheron (1970), baseado na experiência de Krige, desenvolveu a Teoria das Variáveis Regionalizadas seguindo os princípios básicos da geoestatística. Matheron definiu a Variável Regionalizada como uma função espacial numérica, que varia de um local para outro, com uma continuidade aparente. O uso do novo método, também aplicado na mineração de ouro, visava a resolver o problema do nível de corte de blocos minerados, que era sempre menor do que a porcentagem estimada, a partir de histogramas obtidos da análise de concentração de minério de testemunhos de sondagem de um mesmo bloco. Ou seja, extrapolar valores de corte de minério para o bloco todo, a partir da média de concentração obtida em testemunhos de sondagem, não correspondia à realidade. Matheron explicou a diferença entre a variância dos valores médios medidos em grandes blocos e a variância dos valores médios medidos em pequenas amostras. No Brasil, desde a década de 80, a modelagem de depósitos tem sido aplicada e desenvolvida por diversos profissionais em pesquisa exploratória de depósitos minerais (Soares et al., 1994, 1997, 1998; Artur, 1998; Landim, 1998). A questão da incerteza que norteia o ambiente geológico e a busca por solução em como tratar geoestatisticamente as incertezas tem sido objeto de estudo de alguns pesquisadores (Soares, et al. 1994, Soares, 1997; Soares, 2000; Soares et al., 2002; Soares e Perdocini, 1998). Vistelius (1949) foi o pioneiro a quantificar geoestatisticamente informações de seqüência litológica entre poços. As correlações entre os poços eram feitas unidimensionalmente, o que não poderia ser generalizado para a segunda e terceira dimensões. 42 Na década de 60, o campo de petróleo Hassi-Messaoud, na Argélia, foi laboratório para o uso de técnicas quantitativas para medir as reservas petrolíferas. A técnica consistia em modelar, em uma seção vertical, as lentes de areia e níveis de folhelhos com o objetivo de entender o impacto da permeabilidade efetiva nos arenitos. Um exemplo do uso deste aplicativo está em Delhomme and Giannesini, 1979, mas até então persistia a solução em apenas duas dimensões do problema analisado. Na década de 70, as técnicas desenvolvidas por Matheron na mineração de ouro, usando os conceitos de krigagem e simulações condicionais, passaram também a ser úteis a outros tipos de prospecção mineral. Baseado nos conceitos de Matheron, o Centre de Géoestatistique introduziu geoestatística na indústria do petróleo desenvolvendo um programa computacional denominado Bluepack (Renard, 1990). Este programa foi bastante comercializado para empresas petrolíferas e utilizado mais como ferramenta para construção de mapas do que como um meio geoestatístico de tratar dados porque oferecia flexibilidade para diferentes abordagens. No entanto, apesar da praticidade do Bluepack, permanecia a solução para as questões apenas em duas dimensões até o final da década de 70. Haldorsen (1983), baseado na técnica de modelagem utilizada em Hassi-Messaoud, em seu trabalho de tese detalhou os tipos e tamanhos de corpos de folhelhos e a extensão lateral randômica destes corpos. O objetivo principal era usar modelos analíticos para determinar o impacto dos corpos de folhelho na permeabilidade vertical efetiva. Haldorsen and MacDonald (1987) apresentaram aplicativos de modelagem estocástica para as lentes de arenito. O desenvolvimento das técnicas computacionais permitiu a visualização em três dimensões dos modelos. No meio da década de 80, as companhias de petróleo norueguesas desenvolveram novas técnicas de modelagem estocástica, combinando as técnicas desenvolvidas anteriormente e modelando os corpos de arenito e folhelho para reservas em ambientes flúvio-deltaicos. Sob a liderança de Omre estes projetos foram desenvolvidos no Norwegian Computing Center e publicados por Omre et al. (1993). No entanto, no começo da década de 80, o Institut Français du Pétrole (IFP) e o Centre de Géostatistique se uniram para criar um programa geoestatístico direcionado para a pesquisa de petróleo que passou a ser chamado de Heresim. Neste mesmo período, na University Stanford, os pesquisadores Journel e Gomez- Hernandez, 1989, desenvolviam no Stanford Centre for Reservoir Forecasting (SCRF) um programa de modelagem usando conceitos geoestatísticos. 43 Desta forma, no final da década de 80 existiam diferentes programas geoestatísticos de modelagem para enfoques similares. O objetivo de todos era o de gerar modelos em três dimensões (3D) dos reservatórios de petróleo, ainda que usassem diferentes algorítimos baseados em quantificações geológicas diferenciadas entre si. Hewett (1986) estendeu os seus estudos em fractais aos modelos existentes baseados no que Mandelbrot (1982) tinha apresentado. Hewett criou um dos primeiros Fractal Reservoir Models que, de acordo com o foco do problema e a escala de trabalho, podia modelar detalhes como porosidade dos reservatórios utilizando dados de poços de petróleo. Dubrule (1989), Haldorsen e Damsleth (1990), em suas publicações, concluíram que a escolha por um dos métodos geoestatísticos disponíveis dependia de apenas dois fatores básicos, um deles seria o ambiente deposicional e o outro seria a escala do problema. Algorítimos geoestatísticos tornaram-se disponíveis na Stanford University como resultado da classificação dos métodos existentes feita por Deutsch (1992), Deutsch e Journel (1992), e podem ser escolhidos de acordo com o foco de estudo mencionado no capítulo anterior. Atualmente a American Association of Petroleum Geologists (AAPG) tem procurado oferecer cursos, como o de Dubrule (1998), e material de aplicação da técnica na indústria do petróleo. As grandes companhias de petróleo, tais como Exxon e Texaco, foram as pioneiras no uso da geoestatística nos Estados Unidos da América (EUA), principalmente por engenheiros do petróleo, para dimensionar as reservas. Os geólogos passaram a usar as técnicas geoestatísticas a partir de informações de poços combinados com os dados de afloramentos (AAPG Explorer, 1996). A realidade prática nos EUA mostra que as médias empresas de petróleo, ao contrário das pequenas, costumam ter, em seu quadro de funcionários, profissionais que possam estar envolvidos com a atividade exploratória. Não é incomum empresas de médio porte terem como efetivos advogados, engenheiros de petróleo, geólogos, geofísicos, desenhistas gráficos, contadores, além de equipes e equipamentos relacionados à perfuração de poços. Para médias empresas a geofísica é terceirizada e a interpretação dos dados geofísicos é feita por profissionais da própria empresa. A prospecção petrolífera em médias empresas é feita em escala de play e prospecto. As pequenas e microempresas de petróleo costumam terceirizar a pesquisa completa, encomendando serviços a geólogos e geofísicos autônomos. A prospecção petrolífera nestas condições se restringe aos antigos métodos de construção de mapas (mapas de isópacas, de contorno estrutural, gross, net pay) baseados principalmente em perfis elétricos de poços produtivos. 44 Os métodos geoestatísticos foram utilizados neste trabalho para a interpolação de valores de variáveis e geração de modelos digitais de superfícies ou espessuras que permitam identificar anomalias direcionais de espessura ou de altitude, possivelmente associadas a paleoestruturas. O objetivo principal do uso desta metodologia foi definir atributos anômalos com os quais estejam associadas diferentes propriedades do campo de gás e fazer a reconstituição tectono-sedimentar associada à geração, migração, aprisionamento e selação do gás de acordo com o modelo de sistema petrolífero de acumulação de gás BCGS. Para este trabalho os programas computacionais geoestatísticos utilizados foram o Surfer 7 e 8 para a geração dos variogramas e análises das krigagens, 1ª, 2a derivadas; o G+ GeoStatistics for the Environmental Sciences para a geoestatística básica; e o Anfavin para o estudo de favorabilidade e de ambigüidade do modelo geoestatístico adotado. 5.2.2. ANÁLISE DE FAVORABILIDADE A análise de favorabilidade foi utilizada neste trabalho para avaliar as propriedades das relações entre variáveis espaciais e as propriedades do campo especial de gás o que permitiu ao final definir um modelo descritivo da acumulação com a explicitação do peso que os diferentes fatores, representados por suas evidências tiveram. No campo das geociências, a probabilidade de um evento ocorrer ou não, dadas as variáveis, está baseada na probabilidade condicional e em estatística. Ambos os procedimentos iniciaram sua aplicação em petróleo no início da década de 80. Em 1981, Mariotto et al. (1981) aplicaram pioneiramente a avaliação probabilística para petróleo na bacia do Paraná, usando probabilidades subjetivas. A existência de um depósito mineral está condicionada à resultante de um conjunto de indicadores de processos favoráveis. Estes processos podem ser representados e explicados por probabilidades condicionais de seus indicadores visíveis ou mensuráveis, porém nunca inteiramente acessíveis à amostragem (Agterberg, 1989; Rostirolla et al., 1998). Desta forma, tanto os processos como os seus indicadores, não explicam inteiramente a distribuição dos depósitos, surgindo a questão da incerteza. Se a incerteza estiver associada à visualização dos processos favoráveis, ela não pode ser determinada. O estudo da incerteza, associado às variáveis espaciais, foi introduzido na década de 80, destacando o modelo de favorabilidade. Nestes casos os métodos tratavam apenas da incerteza associada à relação probabilística entre a variável e a ocorrência do depósito. 45 A questão remanescente que vem sendo investigada é a da propagação da incerteza associada à distribuição espacial das variáveis das zonas produtivas e da ambigüidade dos resultados (Rostirolla et al., 1996; Soares e Perdoncini, 1998; Soares et al., 2000; Soares, 2002). 5.2.3. PESO DAS EVIDÊNCIAS No caso do Campo de Gás Elsinore, cuja existência é conhecida, e que ocupa pelo menos o espaço determinado pelo conjunto de poços existentes na área, podemos afirmar que o depósito (D) existe, ocupa um determinado espaço e está determinado pelo conjunto de evidências (E). Entretanto, no domínio de existência da acumulação de Elsinore, existem zonas carregadas ou férteis e zonas estéreis. Estas zonas carregadas, comparativamente a zonas estéreis, permitem avaliar a importância das diversas variáveis geológicas na acumulação de gás, e construir um modelo descritivo do sistema. Desta forma, selecionadas as diversas variáveis que possivelmente constituem evidências de acumulação no sistema, pode ser calculado o peso da evidência, determinando-se a correlação entre: N = número total de eventos Evidência presente, E Evidência ausente, nE Zona fértil, D F1-a F1-b Zona estéril, nD F2-a F2-b Naturalmente, sendo F1-a e F2-b muito maiores respectivamente que F1-b eF2-a, podemos afirmar que a evidência E é fundamental para a existência do carregamento do sistema D, pois a freqüência da presença de E se associa mais com as zonas férteis que a da ausência e cumulativamente a freqüência da ausência de E se associa com as zonas estéreis. Posto em termos de probabilidade freqüencial, tendo p = F/N, sendo N o número de ítens de controle, o raciocínio seguinte pode ser demonstrado, conforme Soares et al. (2002). 46 Primeiramente, os quatro campos podem ser reescritos, p(D|E)= p(D∩E)/p(E) (1) p(nD|E)=p(nD∩E)/p(E) (2) p(D|nE)=p(D∩nE)/p(nE) (3) p(nD|nE)=p(nD∩nE)/p(nE) (4) ou ainda, em relação à existência ou não do evento desejado, como : p(E|D)= p(D∩E)/p(D) (5) p(E|nD)=p(nD∩E)/p(nD) (6) p(nE|D)=p(D∩nE)/p(D) (7) p(nE|nD)=p(nD∩nE)/p(nD) (8) Dividindo a relação (1) pela (2) e (3) pela (4), obtêm-se: p(D|E)/p(nD|E)=p(D∩E)/ p(nD∩E) (9) p(D|nE)/ p(nD|nE)=p(D∩nE)/p(nD∩nE) (10) De forma homóloga, obtemos os termos do segundo membro de 9 e 10, que, após a substituição resulta em: p(D|E)/p(nD|E)= [p(E|D)/ p(E|nD) ]. [p(D)/p(nD)] e (11) p(D|nE)/ p(nD|nE) = [p(nE|D)/p(nE|nD)].[p(D/p(nD)] (12) A equação 11 é uma medida do grau de suficiência (S), da evidência (E) na determinação de D, enquanto a equação 12, em sua forma inversa, é uma medida da necessidade (N) da evidência (E) para a existência de (D). Logo, podemos reescrever as relações 11 e 12 como: SEi = [wEi ] . Ch(D) e NEi = [1/wEi ] / Ch(D), onde SEi = medida de Suficiência da evidência no modelo NEi = medida de Necessidade da evidência no modelo Ch(D) = Chance prévia (ou independente) de ocorrer o carregamento do depósito 47 [wEi ] = peso da evidência Ei, ou quanto a evidência presente ou ausente modifica a chance prévia de ocorrer o evento D. Ainda, dividindo a relação (1) pela (5), obtém-se a lei da probabilidade condicional, ou regra de Bayes, onde a ocorrência de um indicador E modifica a probabilidade prévia de ocorrer um evento D, num espaço X, por um fator igual à probabilidade da existência de E dada a ocorrência do evento, ou: P(H|E) = p(H) . p(E|H) (1) Onde p(D), p(nD) (inexistência de D) e p(iD) (D incerto) concorrem num mesmo espaço e sua soma é 1. De forma semelhante, p(D|E), p(D|nE) e p(D|iE) somam 1. Podemos estabelecer as relações homólogas no espaço E: P(nD|E) = p(nD) . p(E|nD) (2) P(iD|E) = p(iD) . p(E|iD) (3) A razão entre estas probabilidades e seus espaços complementares constitui a chance (Ch) de ocorrer o tipo de condição estabelecida. Assim, tem-se (Soares, 2001b): Ch(D|E) = [p(D)/(1-p(D))] . [p(E|D)/(1-p(E|D)) (4) Ch(nD|E) = [p(nD)/(1-p(nD))] . [p(E|nD)/(1-p(E|nD)) (5) Ch(iD|E) = [p(iD)/(1-p(iD))] . [p(E|iD)/(1-p(E|iD)) (6) Para o domínio da não ocorrência de E (nE), as mesmas 6 relações podem ser estabelecidas, e outras tantas para o domínio de E incerto (iE). Os dois fatores do segundo membro, a chance prévia e o fator modificador, de cada relação, podem ser obtidos pelo conjunto de observações, de tal forma que as chances do evento podem ser determinadas para cada domínio do indicador E1, passando esta a constituir uma chance prévia que é usada para a determinação no domínio de E2 e sucessivamente para os domínios dos diversos indicadores. Ch (D|E,nE,iE) = Ch (D) . Fs,n,i1.Fs,n,i2.Fs,n,i3... Fs,n,in (7) 48 Ch (nD|E,nE,iE) = Ch (nD) . Fs,n,i1.Fs,n,i2.Fs,n,i3... Fs,n,in (8) Ch (iD|E,nE,iE) = Ch (nD) . Fs,n,i1.Fs,n,i2.Fs,n,i3... Fs,n,in (9) Onde Fs,n,ii são os fatores modificadores em cada condição do indicador presente, ausente ou incerto, respectivamente, para o indicador i, ou seja o peso da evidência Ei. Tendo-se a chance a posteriori das diversas condições do evento (D, nD e iD), e considerando que a probabilidade do evento e seu complemento somam 1, determina-se o valor da probabilidade de cada condição do evento. 5.3. Análise estatística preliminar e uso de programas geoestatísticos As variáveis amostradas são do tipo variáveis aleatórias contínuas, pois podem assumir um conjunto contínuo de valores, ou seja, uma variável “x” é considerada contínua se “x” puder assumir todos os valores em um intervalo “a < x < b”. As variáveis aleatórias foram definidas como latitude, longitude, topo, base, espessura e porosidade de todas as unidades produtoras e geradoras. Outras variáveis relativas aos poços foram consideradas, tais como produção e pressão inicial dos poços. Inicialmente foi feita uma geoestatística prévia para se analisar a interdependência entre as variáveis. E desta forma ficou definida uma seqüência esquemática das etapas para o uso da metodologia geoestatística. Inicialmente foi utilizado o programa GS+ Versão 5.1 – Geostatistics for the Environmental Sciences para a estatística básica. O programa computacional utilizado para o estudo geoestatístico foi o Surfer, versões 7 e 8, para a análise de freqüência dos dados, análise variográfica e krigagem. Para a análise de favorabilidade foi utilizado o programa ANFAVIN, com o qual foram gerados os mapas de favorabilidade e de ambigüidade do modelo utilizado. Na primeira etapa, foram feitos variogramas omnidirecionais, com logaritmo neperiano no aplicativo Surfer, versão 8. A partir dos variogramas foram feitas as análises variográficas, interpretação e avaliação dos resultados. Nos resultados com tendência direcional foi usada a krigagem anisotrópica ordinária e determinadas as anomalias direcionais de primeira derivada, que mostraram como resultado as direções das zonas de falhas e anomalias direcionais de segunda ordem, que mostraram a disposição dos altos e baixos estruturais. 49 Os diagramas variográficos mostrando as direções de maiores e menores variâncias de espessura de todas as unidades envolvidas foram elaborados utilizando o programa geoestatístico Surfer 8 e desta forma obteve-se a direção das principais falhas impressas nas direções de menor variância da espessura. Os eixos de maior e menor anisotropia foram determinados em variogramas direcionais, nos quais o conjunto de dados apresenta valores em que certas direções espaciais apresentam maior ou menor continuidade. 6. ANÁLISE E PROCESSAMENTO DOS DADOS: RESULTADOS ESTATÍSTICA BÁSICA E MODELAGEM DOS MAPAS DAS EVIDÊNCIAS A análise dos dados utilizando as ferramentas da estatística básica: diagrama de freqüência, média, desvio padrão, variância, valores mínimo e máximo, disposição espacial dos dados, permitiu uma visão prévia de como os dados se comportam, o que representam e qual a interação entre eles. A análise prévia dos dados estatísticos auxilia na determinação dos próximos passos, no uso dos dados de forma mais apropriada e com maior benefício para os resultados finais. Após a análise prévia, inicia-se com mais segurança a análise dos variogramas para a determinação das direções de maior e menor continuidade espacial dos dados, krigagem a partir dos variogramas, determinação do peso daquelas variáveis consideradas hipoteticamente favoráveis à acumulação de gás, e geração de mapas das variáveis delimitando estas áreas como favoráveis, dúbias ou não favoráveis à acumulação de gás. 6.1. Unidade-reservatório Montoya – Neo-Ordoviciano Contorno Estrutural Como reservatório, a posição estrutural desta unidade torna-se o principal fator para a acumulação. Desta forma a melhor variável associada a esta unidade é a altitude do topo, sendo para isto construído um mapa de contorno estrutural. Além disto anomalias na variação da inclinação da superficie de contorno revelam a presença de anomalias estruturais, com pequenos altos, narizes ou falhas, razão pela qual foi analisado este atributo, com a propriedade curvatura em perfil do modelo digital. 50 O diagrama de freqüência da Figura 16 mostra que os dados de altitude de topo (abaixo do nível do mar) da unidade Montoya, como na unidade subjacente, não se distribuem em uma curva normal, pois 69% dos valores estão concentrados na classe dominante. A Figura 16 e Tabela 2 mostram que a distribuição dos valores da amostragem é assimétrica, negativa à esquerda. Para o caso de uso da krigagem de dados de distribuição assimétrica, a distribuição lognormal pode ser uma boa alternativa, porque ameniza os efeitos da distribuição direcional dos valores (Isaaks e Srivastava, 1989). Os valores de variância da Tabela 2 e a distribuição espacial dos valores, Figura 17, mostram que a discrepância entre os valores pode indicar estrutruras como altos topográficos que são favoráveis à acumulação de gás. Tabela 2 – Estatística dos valores de altitude de topo da unidade Montoya. Parâmetros Resultados Média -2715.43 Desvio Padrão 261.91 Variância das Amostras 68598.74 Valor Mínimo -3779.5 Valor Máximo -2321.0 Nº de Amostras (nº de amostras excluídas) 41 (5) Coeficiente de Assimetria -1.97 0 7 15 22 29 -3781 -3416 -3051 -2686 -2321 Fr eq üê nc ia Altitude Topo Montoya (-