Rochas Mãe ( shale oil) e o “petroleo português”!

Mais uma localidade que se pode acrescentar como ponto de interesse para investigação petrolífera : Bacia do Porto  (off shore)

O “petróleo português” é retirado das rochas e de reservatórios rochosos. A essas rochas deram o nome de Rochas Mãe.

Mais uma mãe observada, investigada, estrupada, roubada, e depois abandonada.

O  que são as Rochas Mãe?

ROCHAS MÃE E GERAÇÃO DE PETRÓLEO

Quantidades significativas de petróleo foram geradas nas bacias Lusitânia e do Porto como mostram as numerosas manifestações superficiais e indícios encontrados em sondagens. Na bacia do Algarve, os indícios de petróleo encontrados são menos significativos apesar de em 2 das 5 sondagens perfuradas até hoje, terem sido detectados indícios de gás e/ou óleo.

Quanto à bacia do Alentejo e às restantes 5 bacias exteriores (no deep-offshore), nada pode ser afirmado peremptoriamente uma vez que nunca foram perfuradas, mas não há razão para duvidar da existência de um sistema petrolífero também nestas bacias

Existem, provavelmente, dois sistemas petrolíferos principais nas bacias portuguesas. Um com rochas mãe Paleozóicas, e o outro, com rochas mãe do Mesozóico,

O Sistema Petrolífero Paleo-Mesozóico

Análises efectuadas nos argilitos negros do Silúrico – a rocha mãe mais promissora – revelaram valores de TOC entre 0,5 e 1,5 %, com algumas amostras atingindo os 4 %, e valores de reflectância média da vitrinite à volta de 0,7 %, o que as coloca bem dentro da janela de óleo. Algumas das amostras mostraram valores de reflectância média de vitrinite entre 1,5 e 2,5 %, o que as coloca na janela de gás – entre o wet-gas e o dry-gas.

Este sistema petrolífero foi recentemente objecto de pesquisa por parte da Mohave Oil and Gas Corporation através das sondagens Aljubarrota. O poço Aljubarrota-2 tinha como objectivo principal a formação de Silves, constituída por rochas terrígenas com capacidade de reservatório e que a Mohave acreditava poder ter acumulações comerciais de gás. Este poço testou ainda gás (350 Mcf/dia) nos carbonatos fracturados do Jurássico da formação da Brenha

O Sistema Petrolífero Meso-Cenozóico

Argilitos (paper shales) marinhos de ambiente profundo, ricos em matéria orgânica produtora de óleo (oil prone), foram identificados no Jurássico Inferior (Sinemuriano Superior ao Toarciano Inferior – correspondentes à base da formação de Brenha) no Norte da bacia Lusitânia

Crê-se que o óleo leve, com baixo teor de enxofre, recuperado em testes de produção de curta duração (drillstem tests) nesta área, tenha sido gerado por estas rochas mãe

Rochas mãe com aproximadamente a mesma idade e litologia foram encontradas em sondagens realizadas na bacia do Porto; é provável que estas sejam mais ricas e melhor desenvolvidas fora das estruturas.

Na bacia Lusitânia Sul a sequência sedimentar do Jurássico Superior inclui rochas mãe, oil prone, do Oxfordiano Superior.

Estas rochas da formação de Cabaços são provavelmente responsáveis pelos vários indícios superficiais – exsudações (seeps) e impregnações – observados, assim como pelo óleo encontrado em muitas das sondagens efectuadas nesta bacia. O óleo recuperado em  testes de produção de curta duração (drillstem tests) executados em arenitos do Jurássico Superior no poço Moreia-1 terá, provavelmente, sido gerado por esta rocha mãe.

Muitos outros intervalos com potencial gerador têm sido identificados. Entre estes estão as intercalações de margas e argilitos negros ricos em matéria orgânica em evaporitos Hetangianos e também os carbonatos do Sinemuriano Inferior que se lhes sobrepõem. Esta sequência apresenta potencial gerador para óleo e gás em quase todos os locais onde se encontra exposta e onde penetrada por sondagens, particularmente na região central, mais profunda, da bacia Lusitânica.

Na bacia do Algarve, nas 5 sondagens realizadas até hoje, apenas foram observadas rochas mãe com fraco potencial para gás e óleo. Rochas mãe marginais, sobretudo geradoras de gás, foram também encontradas

 O número limitado de sondagens permite admitir, por analogia com o que se passa na bacia Lusitânica, a existência de rochas mãe mais ricas e melhor desenvolvidas noutros locais desta extensa e sub-explorada bacia, em particular nas rochas do Mesozóico mais antigo (Jurássico e Triásico) apenas penetradas por 1 sondagem.  Parece também ser razoável crer que as rochas mãe do Paleozóico, atrás mencionadas e que se parecem estender por debaixo destas bacias, poderão ter gerado petróleo

ROCHAS RESERVATÓRIO E SELANTES

Em afloramentos, na bordadura das bacias Lusitânia, Alentejana e Algarvia, os sedimentos grosseiros, terrígenos e avermelhados de idade Triásico Superior (Grés de Silves), que constituem os primeiros depósitos destas bacias, têm moderadas a boas características de rocha reservatório

Assim, é de crer que o desenvolvimento de melhores reservatórios possa ocorrer ao longo de canais distributários que cruzavam todas as bacias. A extensa e por vezes espessa sequência de evaporitos do Hetangiano, que cobre estes sedimentos, constitui a rocha selante para estes reservatórios do Triásico Superior.

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

No Cretácico Inferior, as areias e conglomerados pouco consolidados que se estendem com uma espessura mais ou menos constante (300 a 400 m) por quase toda a bacia Lusitânica, possuem porosidades até 35 % e constituem um excelente reservatório (formação de Torres Vedras).

Exsudações (seeps) e impregnações de óleo ocorrem em afloramentos destes arenitos em locais em que os diapiros de sal trespassam estes sedimentos, nomeadamente no onshore Norte da bacia Lusitânica.

Apesar de não serem conhecidos reservatórios no Cenozóico das bacias do Porto e Lusitânica, a bacia do Algarve apresenta bons reservatórios Miocénicos, em areias com porosidades até 35 %, atravessados por várias sondagens

Por analogia, nas bacias exteriores que, assim como a do Algarve, possuem espessuras consideráveis de sedimentos Cenozóicos, é natural que se encontrem também bons reservatórios.

Olham para ti como parte da sua empresa, dos seus clientes, da sua utilidade. Olham para a natureza como olham para ti.

E tu como olhas para eles?

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