Bacia Lusitaniana e Gás Natural ( não convencional).

As explorações das petrolíferas em Portugal são para gás natural. Neste momento falam-nos de gás natural convencional. Mas apontam como pontos de grande interesse o Tight Gas e o Shale Gas. Tipo de Gases para os quais já se fazem em Portugal investigações e prospecções.
Neste documento ficas a saber o que é o gás natural convencional (Shale Gas) e não convencionais, e um pouco mais sobre a extracção de gás na bacia lusitaniana. Também que temos em comum com o Canadá.

Este documento prova não só a existência de grandes investimentos da industria petrolífera mas também o lobbing que a industria de petrolífera mantêm nas universidades. No  IST de Lisboa trabalha Costa da Silva presidente da Partex Oil and Gas, como professor, conselheiro, júri, etc… . A Partex também tem cotas em empresas de energias alternativas em Portugal, mas não encontramos doutoramentos, dissertações sobre energias alternativas.

Retiramos excertos sobre a bacia e o porquê de se andar à procura de petróleo, das localizações de alguns poços na zona oeste, constituição rochosa, e história da formação que mantêm o gás preso em reservatórios naturais que podem ir até vários milhares de metros de profundidade.

Se a corrupção na politica é reconhecida e combatida, o lobbing legal das corporações que compram/alugam acres de terras e mar para exploração petrolífera é ignorado. A Troika veio não só abrir os bolsos dos portugueses como abrir as portas ao mercado livre. Enquanto nos preocupamos com os ordenados, deveres, direitos, levantar a cabeça e seguir em frente, tornando possível uma melhor sociedade, a industria das energias continua a trabalhar na direcção contrária.
Bacia Lusitania ( Portugal) formação geológica propensa à existência de gás e petróleo.

“Caraterização de formações da Bacia Lusitaniana ( zona emersa) para a produção de gás natural ( não convencional)”

Abaixo, excertos de uma dissertação para a obtenção do Grau de Mestre em:   Engenharia Geológica e de Minas.

( Documento original aqui): Bacia Lusitaniana

“A presente dissertação, Caraterização de formações da bacia Lusitania (zona emersa) para a produção de gás natural (não convencional), teve como objectivo caraterizar morfologicamente potenciais zonas de existência de gás natural, ou seja, zonas onde a probabilidade de ocorrência de gás natural é maior.

“Palavras-chave: Bacia Lusitaniana; Gás natural não convencional; shale gas; tight gas.”

“A história da prospecção de hidrocarbonetos em Portugal ter-se-á iniciado em meados do século XIX. Data de 1844 uma das primeiras referências à existência de hidrocarbonetos no nosso território. No lugar designado Canto de Azeche, em São Pedro de Muel, entre 1844 e 1861 foram exploradas areias asfálticas.”
GÁS NÃO CONVENCIONAL (Shale Gas)

“Neste capítulo define-se, com algum detalhe, o conceito de gás não convencional assim como as principais categorias ou tipos deste recurso.
Desde o início da exploração petrolífera que os recursos não convencionais têm sido algo descurados, quer ao nível da produção, quer ao nível do seu estudo. Este facto ficou a dever- se à circunstância destes recursos exigirem uma produção e um tratamento mais dificil, não sendo atractivos economicamente. Paralelamente, a exploração destes recursos é bastante mais agressiva para o ambiente e exige também um nível tecnológico consideravelmente superior, comparativamente aos chamados recursos convencionais de hidrocarbonetos.
Segundo a Halliburton, num relatório elaborado para o “Oil and Gas Journal” em Dezembro de 2007, o gás não convencional era um recurso emergente há dez anos, há vinte anos era completamente ignorado mas, hoje em dia, tornou-se no negócio principal de muitas grandes companhias, representando mais de 40% do mercado transaccionado nos Estados Unidos da América (Wylie et al., 2007).”

Uma definição precisa, estável e consensual de gás não convencional é difícil de encontrar pois o que era não convencional ontem, pode, através de avanços tecnológicos ou novos processos, tornar-se convencional amanhã. No fundo, a convencionalidade de um recurso é um conceito dinâmico. No sentido mais abrangente, gás natural não convencional é o gás que é mais difícil e menos económico de extrair, normalmente devido à tecnologia necessária para o alcançar não estar plenamente desenvolvida ou ser mais dispendiosa.

“Segundo um relatório da National Petroleum Council (NPC) dos Estados Unidos da América, de Julho de 2007, define-se gás natural não convencional como o tipo de gás que não pode ser produzido com escoamentos e volumes económicos a não ser que o poço seja estimulado por grandes tratamentos de fractura hidráulica, poços horizontais, poços multi-laterais e/ou outras técnicas que exponham uma maior área do reservatório ao poço.”

TIPOS DE GÁS NÃO CONVENCIONAL
Dentro do conceito ou categoria “gás natural não convencional” existem diversas subcategorias que dividem este grande grupo, tendo em conta factores como o estado físico, a localização ou a génese. Passemos então a definir os tipos de gás natural que podem ser, ou são mesmo, considerados gás natural não convencional. Essencialmente, existem sete categorias principais de gás natural não convencional:

Deep Gas; CBM, Coal Bed Methane; Geopressurized Zones; Arctic Gas; Sub-Sea Hydrates ou Gas Hydrates; Tight Gas; Shale Gas.

DEEP GAS

“Deep Gas ou gás natural profundo é gás que, tal como o nome indica, existe a grandes profundidades, muito abaixo das profundidades de perfuração convencionais. Encontra-se tipicamente a profundidades maiores do que os 15 mil pés (4,5 KM), bastante mais profundo do que os depósitos de gás convencional, que rondam os poucos milhares de pés. Este tipo de gás, no entanto, tem-se tornado mais convencional, sendo que muitos autores já não acomodam este tipo de gás como pertencente à categoria de “não convencional”.
A perfuração muito profunda, exploração e técnicas de extracção têm vindo a melhorar substancialmente, tornando estes depósitos economicamente viáveis. O gás profundo é ainda mais caro de produzir do que o gás dito convencional e, por isso, as condições económicas têm que ser de tal ordem que permitam uma exploração rentável.
Para melhor ilustrar a realidade, temos como exemplo o gás natural descoberto a grandes profundidades na bacia de Anadarko, nos Estados Unidos, em meados de 1978. Recurso virtualmente intocável, era simplesmente impossível e não económico extrair este gás. Era gás profundo e portanto não convencional. No entanto, geraram-se incentivos com a aprovação da regulação market-based rate e Natural Gas Policy Act para a procura e extracção de gás natural não convencional e estimulando também o investimento na exploração e perfuração a grandes profundidades, tornando muito desse gás bastante profundo num recurso comercialmente extraível .”

COAL BED M ETHANE (CBM)

“O carvão é um combustível fóssil, que se forma na terra em condições geológicas semelhantes às da formação do petróleo e do gás. Os depósitos de carvão estão, geralmente, dispostos em veios e são explorados em exploração subterrânea. Muitos destes depósitos também contêm gás natural quer dentro do veio de carvão quer na rocha circundante. Este gás, metano, está confinado e só se liberta para a atmosfera durante as operações mineiras relacionadas com a exploração do carvão.
Desde o início das explorações de carvão, que o Coal Bed Methane (CBM) é considerado um incómodo pela indústria extractora, pois está relacionado com muitos acidentes neste tipo de minas. Geralmente, este gás liberta-se no interior da mina e é diluído, propositadamente, por ar fresco que é insuflado para as galerias e é libertado, sem qualquer controlo, para a atmosfera.
Hoje em dia, o CBM ganhou outro estatuto pois a exploração de carvão já não é tão rentável por si só. Assim sendo, este recurso tornou-se uma fonte de obtenção de gás natural, sendo extraído e injectado em pipelines de gás natural para posterior venda e utilização como matéria-prima industrial na geração de calor e electricidade. O que era antes um subproduto da indústria do carvão torna-se cada vez mais uma fonte de gás natural”

Zonas Geopressurizadas

“São formações subterrâneas naturais que estão sob uma pressão anormalmente elevada para a profundidade a que se encontram. Formadas por camadas de argila que se depositaram e compactaram muito rapidamente sobre uma camada mais porosa e absorvente, geralmente de areia ou de silte, limitadas lateralmente impedindo a migração dos fluidos. A água e gás contidos nas camadas de argila são “espremidas” para fora dessas camadas e entram nos poros dos depósitos de areia e silte. Devido à compressão existente, o gás natural deposita-se nestes poros sob altas pressões (daí o termo geopressurização). Estas zonas, para além das propriedades acima descritas, estão tipicamente localizadas a grandes profundidades, entre 10 mil e 25 mil pés (3 a 7 Km) abaixo da superfície da terra.
A combinação de todos estes factores faz com que a extracção deste tipo de gás natural seja bastante difícil. No entanto, segundo estimativas da Agência Internacional de Energia esta é a fonte que encerra as maiores quantidades de gás natural do mundo.”

SUB-SEA HYDRATES OU GAS HYDRATES (Existente Em Portugal)

Os hidratos de gás metano são a forma de gás natural, não convencional, mais recente a ser descoberta e estudada. Estas formações são sólidos cristalinos em que um hidrocarboneto, geralmente metano, está preso num invólucro de gelo. Ocorrem nos espaços porosos de rochas sedimentares, formando cimentos, nódulos ou camadas. Encontram-se em depósitos sob sedimentos oceânicos ou no interior de formações continentais sedimentares. Estes hidratos assemelham-se a neve derretida ou a derreter, tendo sido descobertos pela primeira vez em regiões de permafrost do Ártico. Contudo, o seu estudo veio revelar que este tipo de formações é muito mais comum do que inicialmente se esperava.
Os hidratos de gás ocorrem abundantemente na natureza, tanto em regiões árticas como em sedimentos marinhos nas proximidades das margens continentais. O hidrato de metano é estável em sedimentos no fundo do mar a mais de 300 metros e, onde ocorre, desempenha uma função de cimentação dos sedimentos soltos, formando uma camada que pode atingir centenas de metros de espessura.
Os fundos oceânicos com ângulos de talude inferiores a 50 graus são estáveis nas margens continentais atlânticas, no entanto, existem muitas marcas de deslizamentos, o que evidencia a ocorrência de um fenómeno desconhecido. A profundidade do topo destas marcas é próxima da profundidade da zona de hidratos, sendo que a análise dos perfis sísmicos indicou uma menor quantidade de hidratos nos sedimentos imediatamente sob as marcas. Este facto sugere que a instabilidade destas formações está na causa dos deslizamentos nas margens continentais. O mecanismo que pode dar origem a estes fenómenos está ligado à destruição destes hidratos na base da camada que os contém. Esta mudança transforma uma zona semi- cimentada numa zona saturada de gás livre com pouca resistência, facilitando o deslizamento.
A causa desta destruição de hidratos é atribuída à redução de pressão devido à diminuição do nível das águas do mar, que ocorrem em períodos glaciares.
Juntamente com o depósito sólido de hidratos, pode ainda estar contido gás convencional sob as formações de hidratos e sedimentos marinhos, que funcionam como uma camada impermeável, ou seja, uma armadilha. Como este gás está sob pressão dentro de uma estrutura cristalina, as suas moléculas estão “arrumadas” de uma forma mais densa do que em qualquer outra forma de gás, convencional ou não. Estas camadas cimentadas pelos hidratos de gás, que funcionam como armadilhas de gás livre existente em camadas inferiores, podem ser vistas como potenciais recursos mas também podem representar potenciais perigos para as operações de perfuração e, como tal, devem ser estudadas.
A produção de gás contido em reservatórios em que as armadilhas sejam deste tipo, pode ser também uma maneira de produzir o gás dos próprios hidratos que, com a redução das pressões do reservatório subjacente, se libertam e recarregam o referido reservatório com gás da armadilha.”

TIGHT GAS (Existente em Portugal)

“O Tight Gas é um gás contido em formações muito compactas e invulgarmente impermeáveis de rocha muito dura, em formações de areias (arenitos e grés) ou calcários muito impermeáveis e não porosos que produzem na sua grande maioria gás seco . Este tipo de formações é designado vulgarmente como Tight Sands e Tight Carbonates, respectivamente.
Uma vez perfurado um reservatório convencional de gás natural, este gás pode começar a ser produzido muito rapidamente e sem grandes dificuldades. Neste tipo de formações (tight) têm de ser aplicadas algumas técnicas, das quais são exemplo a fracturação hidráulica e a acidificação, a fim de que o gás possa ser produzido economicamente.”

Shale Gas ( Existente em Portugal)

O shale é uma rocha sedimentar de grão muito fino  que se parte facilmente em finas
camadas, paralelas entre si. É uma rocha de baixa dureza mas não se desintegra uma vez molhada ou húmida. Estas rochas “xistosas” podem conter gás natural, principalmente quando duas camadas de shale negro confinam uma camada mais fina.

Dry Gas – Gás natural que não contém ou contém quantidades mínimas de hidrocarbonetos líquidos e é constituído por mais de 95% de metano. Contém menos de 0,1 galões de líquidos por cada Mcf (Million cubic feet).

Devido às suas propriedades (impermeabilidade e baixa porosidade) é consideravelmente mais oneroso e difícil extrair o gás neles contido do que em depósitos de gás convencional.
Estas formações são simultaneamente o reservatório e a rocha-mãe, quando a sua génese (da rocha e gás) é contemporânea. Neste caso, a tradução de Shale para Xisto não será correcta, sendo que uma rocha metamórfica passa por processos de pressão e temperatura que ultrapassam em muito as da janela do petróleo e gás natural. Assim, Shale pode também conter na sua definição as margas e calcários argilosos que contêm gás nos seus poros, fracturas e absorvido na sua matriz. Para manter a abrangência da palavra utilizaremos doravante, Shale sem tradução.

Geologicamente, os Shales que contêm gás natural são rochas de grão fino e ricas em matéria orgânica. Os seus poros são muito pequenos, o que torna o fluxo de gás muito difícil no seu interior, podendo classificar-se como impermeáveis, a não ser que estejam naturalmente fracturados ou que se criem essas fracturas para que o fluxo seja facilitado, abrindo ligações entre os seus poros.
Já, há muito tempo, se conhecia a presença de gás nestas formações mas não era viável a sua extracção. No passado recente, a conjugação de dois factores tornou possível e economicamente viável a produção deste gás:

– Avanços na perfuração horizontal;
– Avanços na fracturação hidráulica de maciços.

Analisadas as especificidades dos sete tipos de gás não convencional acima descritos, conclui-se que nem todas as classes se enquadram no âmbito do presente trabalho. No caso do gás ártico e dos hidratos de gás, a sua localização geográfica na região árctica e nas margens continentais (offshore), respectivamente, extrapola o objecto deste estudo (onshore de Portugal).
No caso do CBM, para além de não dispormos de dados referentes à prospecção de carvão na bacia Lusitaniana, o foco será dado aos hidrocarbonetos derivados do petróleo excluindo assim esta classe.

Em relação ao deep gas ou gás profundo, também não será abordado por dois motivos. O primeiro e principal é por que, à data, a maioria das entidades e autores da área não o consideraram não convencional. Em segundo lugar, qualquer outro dos gases aqui abordados pode também estar localizado a profundidades elevadas e daí que esta subcategoria acaba por não fazer sentido. Poderia passar a ser identificada como uma característica de localização de qualquer outro tipo de gás.
Assim como no caso do deep gas, o gás existente em zonas geopressurizadas acaba por ser um tipo ou categoria alicerçada numa especificação de duas características físicas do reservatório. Por um lado a pressão, por esta ser anormalmente alta, por outro lado a profundidade, também elevada. De igual forma, na maior parte da bibliografia consultada, esta categoria não é sequer considerada, remetendo-nos para o mesmo raciocínio anterior, que será englobar esta categoria como sendo um estado físico a que qualquer tipo de reservatório possa estar sujeito.

Resumindo, assumir-se-á que este estudo estará confinado ao Tight Gas e ao Shale Gas por estas serem as duas categorias de gás não convencional cuja presença poderá ser uma realidade neste contexto.

A BACIA LUSITANIANA

A bacia Lusitaniana é uma bacia sedimentar que se desenvolveu na Margem Ocidental Ibérica durante parte do Mesozóico. A sua dinâmica enquadra-se no contexto da fragmentação da Pangeia, mais especificamente da abertura do Atlântico Norte. Caracteriza-se como uma bacia distensiva, pertencente a uma margem continental do tipo atlântico de rift não vulcânica. Ocupa mais de 20 000 km 2 na parte ocidental da Margem Ocidental Ibérica, alongando-se por cerca de 200 km segundo direcção aproximada NNW-SSE e por mais 100 km na direcção perpendicular; cerca de 2/3 aflora na área continental emersa e a restante área, encontra-se imersa, na plataforma continental (Kullberg et al., 2006).

Com base em variações de fácies e espessura das unidades litoestratigráficas do Jurássico Inferior que afloram à superfície, Rocha e Soares (1984) dividiram a bacia em três sectores:

1. Setentrional, limitado a Sul pela falha da Nazaré, com grande espessura de sedimentos depositados durante o Jurássico Inferior e Médio e o Cretácico Superior-Paleogénico, estes formados noutro contexto geodinâmico;

2. Central, situa-se entre as falhas de Nazaré, a Norte, e de Torres Vedras-Montejunto- Arrife, a Sul, onde o Jurássico Médio aflora bem e apresenta fortes espessuras; corresponde, grosso modo, à área aflorante do actual Maciço Calcário Estremenho;

3. Meridional, limitado a Norte pelas falhas de Torres Vedras-Montejunto-Arrife e marcado pela importância da sedimentação do Jurássico Superior e Cretácico Inferior.

A grande fase de rifting iniciou-se no final do Jurássico (Oxfordiano), originando a separação entre a Península Ibérica e a América do Norte no Cretácico Inferior.
O Jurássico superior mostra variações abruptas de espessura devido a uma diferenciação da bacia Lusitaniana em várias sub-bacias de rápida subsidência.

Particularmente durante o Oxfordiano superior-Kimeridgiano inferior, as sub-bacias desenvolveram-se como half-grabens (Turcifal e Arruda) e também como estruturas de erosão de salina (Bombarral-Alcobaça). Estas sub-bacias possuem histórias deposicionais distintas.

Durante o Tithoniano (Portlandiano) manteve-se a mesma evolução sedimentar: sedimentos marinhos a Sul e depósitos terrestres a Norte, com a deposição de sedimentos clásticos continentais grosseiros – Grés Superiores – alcançando agora áreas mais a Sul do que anteriormente.

A Sul de Peniche, a formação de Grés Superiores evolui para sedimentos clásticos de plataforma litoral e carbonatos – “Pteroceriano” – maioritariamente, recoberto por carbonatos litorais de pequena profundidade.

Finalmente, a deposição de carbonatos marinhos só teve continuação na área de Sintra, sem descontinuidade desde o Jurássico superior ate ao Cretácico inferior. No resto da bacia, os sedimentos do Jurássico superior e do Cretácico inferior estão separados por uma grande discordância.
A separação da América do Norte, da Europa e da Ibéria ocorreu na base do Cretácico e resultou em grandes discordâncias nos níveis do Neocomiano e intra-Aptiano. Estas
discordâncias aumentam de amplitude em direcção à margem Este da bacia Lusitaniana e indiciam que as falhas de limite da bacia estiveram activas durante a deposição do Cretácico inferior. A deposição de sedimentos clásticos no Cretácico é posterior a uma grande fase de remobilização dos diapiros, que teve a sua maior intensidade no Jurássico superior.
As sequências deposicionais seguintes representam uma fase pós-rifting do Jurássico superior: a sequência do Valangiano a Aptiano inferior e Aptiano superior a Turoniano demonstram distribuições de fácies semelhantes, com pouca variação de espessura e cobrem grande parte da bacia. Em ambas as sequências, as zonas Norte caracterizam-se por sedimentos clásticos (formação de Torres Vedras). A formação de Torres Vedras formou-se em ambientes fluvio- deltaicos com intercalações calcárias marinhas e/ou pantanosos.
Durante o Cenomaniano, um mar pouco profundo cobriu novamente grande parte da bacia Lusitaniana, depositando localmente calcários (formação do Cacém). A parte Superior da formação do Cacém demonstra uma fácies de regressiva que inclui um aumento dos rudistas.
Durante o Senoniano, a área a Sul do cabo Mondego emergiu. No entanto, a Norte, desenvolveu-se uma bacia do Cretácico superior, que se encheu sequencialmente de sedimentos clásticos de origem continental – formação de Gândara; margas marinhas e calcários – formação Carapau; depósitos de sedimentos clásticos marinhos de baixa profundidade e dolomites – formação Dourada.

A margem Atlântica aparenta ter permanecido uma zona de erosão durante o Cretácico superior – início do Cenozóico.
Durante o Oligocénico, ocorreu apenas sedimentação terrígena esporádica – formação de Benfica – no onshore da bacia Lusitaniana, enquanto na parte offshore, a Oeste e a Norte, foi depositada apenas uma fina sequência de carbonatos marinhos de pouca profundidade variando lateralmente a clastitos terrígenos – formação Espadarte.
O Neogénico encontra-se representado por uma fina sequência de sedimentos clásticos terrígenos – formação da Moreia.
A fase inicial de inversão, que aparenta ter sucedido durante o Campaniano superior- Maastrichiano, está relacionada com o início da fase compressiva da Ibéria com a Europa e África, devido ao seu movimento relativo. A mais recente fase de inversão da bacia ocorreu no fim do Miocénico. A colisão das placas Africana e Ibérica criou uma cadeia montanhosa de rift- bético sobre o Sul de Espanha-Norte de África e criou um regime tectónico compressivo em grande parte do Centro-Sul de Portugal .

FORMAÇÃO DA BRENHA E CANDEEIROS

“Os sedimentos da base da primeira unidade (Liásico médio e superior) são essencialmente constituídos por margas e calcários margosos; no Aaleniano predominam os calcários margosos que passam, no Bajociano, a calcários compactos.
A Formação de Brenha assenta em concordância sobre as Camadas de Coimbra, em toda a bacia.
No sector sul da bacia a sedimentação efectua-se em ambientes sempre menos profundos do que os observados nos restantes sectores para o intervalo de tempo em que se enquadra a Formação de Brenha: rampa interna no Pliensbaquiano, tidal flat no
Toarciano, supra- a inter-mareal no Bajociano e Batoniano e submareal a mareal no Caloviano.
Na parte oriental dos sectores central e norte da bacia, diferencia-se outra unidade, a Formação de Candeeiros, com limite inferior diacrónico desde o Bajociano. A diferenciação destas unidades verifica-se ao longo de um eixo submeridiano (Arunca- Montemor no sector norte e Rio Maior-Porto de Mós-Leiria no sector central), que separa ambientes de plataforma interna, lagunar e intermareal para Este, de ambientes de características hemipelágicas com a formação de turbiditos carbonatados a Oeste.

A Formação de Brenha depositou-se em ambiente de rampa carbonatada externa de águas relativamente profundas, onde são frequentes as faunas de amonites, e a Formação dos Candeeiros em rampa carbonatada interna de pequena profundidade.
Condições de mar aberto passam a prevalecer a partir do Liásico médio e a topografia do fundo continua a apresentar geometria de rampa homoclinal, com o desenvolvimento de turbiditos na sequência margosa com finas intercalações calcárias do Toarciano.
O retorno progressivo à sedimentação carbonatada no final do Toarciano, após um intervalo predominantemente margoso (Liásico médio e superior), é acompanhado, em Peniche, pelo desenvolvimento de fluxos silicicláticos e associações biodetríticas
amalgamadas, sob influência nítida do alto fundo da Berlenga, bastante próximo.
Provavelmente no topo da Formação de Candeeiros (Caloviano?; Caloviano / Oxfordiano?) ocorrem importantes movimentos gravíticos de massas. Citam-se três casos, a título de exemplo: Ateanha, Sicó e Alvaiázere.
No corte tipo localizado na região de Brenha, ao longo da estrada Figueira da Foz- Aveiro, a formação apresenta espessura de aproximadamente 950 m. A parte superiorcarbonatada da Formação da Brenha (Dogger) apresenta espessura inferior à sua
equivalente lateral, a Formação de Candeeiros, por um espessamento em direcção a Este e Sul.”

CONCLUSÕES
“Concluiu-se, em primeiro lugar, que o gás natural, a par do petróleo, é uma importante fonte de energia. É um recurso abundante, mais limpo que os demais combustíveis fósseis e é bastante competitivo no mercado energético.
A prospecção e produção deste recurso no nosso país constitui uma enorme mais-valia económica, tecnológica e social. Este facto materializa-se na redução da dependência energética do exterior, criação de mais-valias para o estado (contratos de concessões, royalties, entre outros), criação de emprego, introdução de valências industriais e o incentivo à formação de quadros qualificados para desempenhar as tarefas necessárias às operações de prospecção e produção.
Concluiu-se também que, para além de prospecção de gás natural convencional, fará sentido, na zona emersa da bacia Lusitaniana, realizar trabalhos mais aprofundados de prospecção de shale gas e tight gas.

Todas as litologias descritas da Bacia, nas formações estudadas (Brenha e Candeeiros), enquadram-se perfeitamente no triângulo onde se “balizam” os reservatórios de shale e, por conseguinte, não é possível ignorar a possibilidade de existência de reservatórios com tais características.

Em relação aos mapas criados, existe uma conclusão que se destaca, após ser realizada a normalização dos volumes de vazios pela área:

A zona 2, situada no concelho de Alenquer, é a zona com maior índice de vazios por área, o que significa que, quando interceptada por um poço vertical, é a zona que terá um maior índice de vazios exposto ao referido poço e, como tal, será provavelmente a área mais interessante a prospectar, sob este ponto de vista.
Embora o volume de vazios seja um bom indicador da qualidade do reservatório existem inúmeros outros parâmetros a ser considerados, mas para os quais não dispomos de informação, como por exemplo o factor de expansão do gás, pressão, temperatura, entre outros.
A produção de um qualquer bem está sujeita à lei da oferta e da procura. O caso do gás não é diferente. As flutuações de preço, quer pela conjuntura internacional quer do ponto de vista da sazonalidade, são factores que afectam a produção ao ponto de a poderem tornar não rentável. Este facto só é passível de ser contornado com uma capacidade de armazenamento para posterior venda, quando o mercado se tornar mais favorável. A produção de gás na bacia Lusitaniana tem como ponto forte a possibilidade de comportar tal armazenamento. Este armazenamento pode ser realizado em diapiros salinos que estão amplamente disseminados pela bacia Lusitaniana, oferecendo uma maior estabilidade à eventual produção.
Finalmente, sugere-se um estudo mais aprofundado às potenciais rochas-mãe existentes na bacia Lusitaniana, pois nelas jaz o potencial de poderem ser simultaneamente rochas reservatório de shale gas e shale oil.

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