UNIVERSIDADE DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO

FACULDADE DE GEOLOGIA

Autores:
Fabio Gomes Machado
Fabrício Barreto
Leonardo Menezes
Nolan Maia Dehler
Rogério Monnerat Baptista Filho

Bacia do Paraná: Introdução à Geologia

e Sistemas Petrolíferos

RIO DE JANEIRO
2006
 Autores:
Fabio Gomes Machado
Fabrício Barreto
Leonardo Menezes
Nolan Maia Dehler
Rogério Monnerat Baptista Filho

TÍTULO:
Bacia do Paraná: Introdução à Geologia
e Sistemas Petrolíferos

CURSO DE ESPECIALIZAÇÃO EM PROJETO DE ANÁLISE DE BACIAS

MÓDULO GEOLOGIA DO PETRÓLEO

UNIVERSIDADE DO ESTADO DO RIO DE JANEIRO

FACULDADE DE GEOLOGIA

Orientadores:
Dr. Flávio Juarez Feijó
Prof. Dr. Egberto Pereira

RIO DE JANEIRO
2006
 Autores:
Fabio Gomes Machado
Fabrício Barreto
Leonardo Menezes
Nolan Maia Dehler
Rogério Monnerat Baptista Filho

Bacia do Paraná: Introdução à Geologia

e Sistemas Petrolíferos

Trabalho Final de Curso submetido ao corpo docente da

Faculdade de Geologia da Universidade do Estado do Rio de
Janeiro - UERJ, como parte dos requisitos necessários à obtenção
do grau Especialista.

Data de aprovação
______________________

Aprovado por:

Prof. Dr. Flávio Juarez Feijó

______________________________________
(Petrobras – RH/UP/ECTEP) - orientador
Prof. Dr. Egberto Pereira
______________________________________
(UERJ) - orientador
Prof. Dr. René Rodrigues
______________________________________
(UERJ)

RIO DE JANEIRO
2006
FICHA CATALOGRÁFICA

MACHADO, FABIO GOMES; BARRETO,

FABRÍCIO; MENEZES, LEONARDO;
DEHLER, NOLAN MAIA; BAPTISTA FILHO,
ROGÉRIO MONNERAT.
Bacia do Paraná: Introdução à Geologia e
Sistemas Petrolíferos. Rio de Janeiro, 2006.
VI, 77 p. 29,7 cm (Faculdade de Geologia -
UERJ, Esp., Curso de Especialização em
Geologia do Petróleo).
Especialização - Universidade do Estado do
Rio de Janeiro, realizada na Faculdade de
Geologia.
1. Bacia do Paraná 2. Sistema Petrolífero 3.
Perspectiva frente ao histórico de exploração.
I - FGEL/UERJ II - Título (série)

iv
 ÍNDICE

RESUMO xii

ABSTRACT xiv

1 - INTRODUÇÃO E HISTÓRICO DE E&P 1

1.1 - Aspectos Gerais 1

1.2 - Arcabouço Sedimentar e Recursos Minerais 4

1.3 - Arcabouço Estrutural e Tectônico 9

1.4 - Histórico de E&P e Geologia do Petróleo da Bacia do Paraná. 11

2 - TECTÔNICA E GEOLOGIA ESTRUTURAL 17

2.1 - Arcabouço tectônico do embasamento, Geodinâmica do Gondwana
Ocidental e sua relação com a Bacia do Paraná 17

2.2 - Hipóteses sobre a origem da depressão ou calha inicial 19

2.3 - Arcabouço Estrutural da Bacia do Paraná 22

3 - SEDIMENTOLOGIA E ESTRATIGRAFIA 27
3.1 - Supersequência Rio Ivaí 30

3.2 - Supersequência Paraná 32

3.3 - Supersequência Gondwana I 34

3.4 - Supersequência Gondwana II 38

3.5 - Supersequência Gondwana III 39

3.6 - Supersequência Bauru 42

v
4 - SISTEMAS PETROLÍFEROS 44
4.1 - Sistema Petrolífero Ponta Grossa-Itararé 44

4.2 - Sistema Petrolífero Irati-Rio Boninto/Pirambóia 46

5 - PRINCIPAIS OCORRÊNCIAS DE HIDROCARBONE- TOS NA

BACIA DO PARANÁ 48
5.1 - Campo de Barra Bonita 49

5-2 - Mina de São Mateus Sul (Petrosix) 52

5.3 - Arenitos Asfálticos 54

6 - CONCLUSÕES E PERPECTIVAS EXPLORATÓRIAS FRENTE AO

HISTÓRICO DE E & P NA BACIA DO PARANÁ 60
6.1 - Perpectivas Exploratórias frente ao Histórico de Explora-ção e
Efetividade dos Sistemas Petrolíferos 61

6.2 - Acumulações não convencionais (arenitos asfálticos – tar sands) e

folhelhos pirobetuminosos 62

6.3 - Potencial Petrolífero da Bacia do Paraná frente ao de outras Bacias

Paleozóicas 63

6.4 - Plays e Prospectos para hidrocarbonetos na Bacia do Paraná –

Impressões do Grupo 67

6.4.1 - Vulcanismo e Maturação da Matéria Orgânica na Bacia do

Paraná – Prospectando a área de geração 67

6.4.2 - Geologia Estrutural e Armadilhas para Hidrocar-bonetos na Bacia

do Paraná 69

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 70

vi
 ÍNDICE DE ILUSTRAÇÕES

Figura 1.1 – Mapa Regional mostrando as principais bacias paleozóicas

brasileiras e as estruturas arqueadas regionais que compartimentam estas
bacias. Em detalhe são mostradas a Bacia do Paraná e uma seção geológica
transversal (modificado de Milani 2004, Milani & Zalán 1999 e Milani comum.
pess.)................................................................................................................... 2

Figura 1.2 – Mapa geológico simplificado da porção brasileira da Bacia do

Paraná, mostrando o contorno estrutural (profundidade) do embasamento
cristalino, as supersequências que preenchem a bacia, e alguns elementos
estruturais regionais (Milani, 2004)...................................................................... 3

Figura 1.3 - Correlação regional entre o preenchimento sedimentar da

sinéclises interiores brasileiras, e os episódios orogênicos ocorridos nas
Américas do Sul e do Norte (modificado de Milani & Zalán 1999 e Milani
comum. pess.). A curva de variação eustática é também mostrada (Hallan,
1990). As principais rochas geradoras (losangos) e reservatórios (quadrados),
de cada bacia, são também mostradas.............................................................. 5

Figura 1.4 – Evolução paleogeográfica do Gondwana no Paleozóico e

Mesozóico. Notar as condições paleoambientais que influenciaram os regitros
sedimentares das sinéclises interiores no Brasil (ver discursão no texto com
ênfase na Bacia do Paraná).(modificado do site www.scotese.com)..................7

Figura 1.5 – Arcabouço estrutural da Bacia do Paraná, segundo Zalán et al.

(1990).................................................................................................................10

Figura 1.6 - Mapa índice da Bacia do Paraná mostrando a localização dos

levantamentos aéreos magnéticos e gravimétricos e levantamentos
gravimétricos terrestres. Dados obtidos no site da ANP...................................13

Figura 1.7 – Mapa índice da Bacia do Paraná com distribuição dos poços de
exploração. A – Categoria do poço, B – Ano de conclusão do poço. Dados
obtidos no site da ANP......................................................................................14

Figura 1.8 - Mapa índice da Bacia do Paraná com distribuição das linhas
sísmicas adquiridas na bacia, notar a pouca e restrita distribuição das linhas.
Dados obtidos no site da ANP...........................................................................16

vii
Figura 2.1 – Arcabouço tectônico do fanerozóico da borda sul do Gondwana.
Mostrando a localização da Bacia do Paraná e as polaridades sedimentar e
tectônica (Milani, 1997)......................................................................................18

Figura 2.2 – A: Seção sísmica ilustrativa do “rifte central” da Bacia do Paraná.

Notar que a calha deposicional controlada por falhamentos normais, como
interpretada por Marques et al. (1993 apud Milani, 2004), é uma feição
dominantemente pré-devoniana, que exerceu importante controle sobre a
distribuição de espessuras e área de ocorrência do pacote inicial da bacia,
ordovício-siluriano. B: Arcabouço tectônico da Bacia do Paraná (Marques et al.,
1993 apud Milani, 2004), com ênfase para os elementos estruturais de
orientação SW-NE. Destaque para o conjunto de altos e baixos estruturais que
define a província denominada de “rifte central”. (Milani, 2004)........................21

Figura 2.3 – Bacia do Paraná com o arcabouço estrutural interpretado por

Soares et al.(1982) acima, e Zalán et al. (1987) abaixo...................................23

Figura 2.4 – Seções geológicas da Bacia do Paraná. A-A’, seção oeste-leste na

parte centro norte da bacia. B-B’, seção sul-norte cruzando o arco de Ponta
Grossa. (1) topo da seqüência Siluriana, (2) topo da seqüência Devoniana, (3)
Formação Irati (folhelhos betuminosos), (4) topo da seqüência Permo-
Carbonífera, e (5) base das lavas. Setas indicam a localização dos poços de
controle. Os símbolos representam as seguintes litologias: pontos = arenitos,
localmente conglomerados; traços = rochas pelíticas; v’s invertidos = lavas
(Zalán et al., 1990).............................................................................................24

Figura 2.5 – Atividade tectônica dos três grupos principais de elementos

estruturais da Bacia do Paraná em função do tempo, através de várias linhas
de evidência. A escala de intensidade de atividade é subjetiva: B = baixa, M =
média, A = alta, MA = muito alta (Zalán et al., 1987).........................................25

Figura 3.1 – Síntese da diversa proposta para arcabouço aloestratigráficos da

Bacia do Paraná.(Milani,1997)...........................................................................28

Figura 3.2 – Carta estratigráfica e diagrama tectono-estratigráfica da Bacia do

Paraná, com os principais eventos tectônicos e magmaticos relacionados a sua
evolução. NMI - nível máxima inundação (modificado de Milani, 2000)............29

Figura 3.3 – Arcabouço tectono-sedimentar do Gondwana sul-ocidental no

Neo-Ordoviciano ao tempo da Orogenia Oclóyica e implantação da Bacia do
Paraná (modificado de Milani 1997)..................................................................30

viii
Figura 3.4 – Diagrama esquemático mostrando a configuração tectono-
sedimentar da Supersequência Rio Ivaí (Milani 1997, 2000)............................31

Figura 3.5 – Arcabouço tectono-sedimentar do Gondwana sul-ocidental no

Neodevoniano ao tempo da Orogenia Precordilheriana, responsável pela
deposição da Supersequência Paraná (modificado de Milani 1997).................32

Figura 3.6 – Arcabouço tectono-sedimentar do Gondwana sul-ocidental no

Eo/Neopermiano ao tempo da Orogenia Sanrafaélica, em período de
continentalização da Bacia do Paraná (modificado de Milani 1997).................35

Figura 3.7 – Configuração geométrica da Supersequência Gondwana I

indicando mudança do onlap de sul para norte da bacia (Milani, 2000)............35

Figura 3.8 – Arcabouço tectono-sedimentar do Gondwana sul-ocidental no

Meso/Neotriássico onde foi depositado a Supersequência Gondwana II dentro
de um sistema distensivo (modificado de Milani 1997).....................................39

Figura 3.9 – Arcabouço tectono-sedimentar do Gondwana sul-ocidental no

Neojurássico caracterizado por desenvolvimentos de grabens e sedimentação
predominantemente eólica (modificado de Milani 1997)...................................40

Figura 3.10 – Diagrama esquemático orientado na direção norte-sul,

evidenciando a evolução da subsidência das Supersequências Gondwana III e
Bauru da Bacia do Paraná (Milani, 2000). (A) Desenvolvimento da discordância
infra-Botucatu de ergs. (B) Inicio da subsidência flexural devido ao magmatismo
Serra Geral, que favoreceu a deposição dos eolianitos Botucatu. (C) Evolução
do magmatismo de centro-norte para sul. (D) Corbetura Bauru alojada sobre
depressão gerada pelo resfriamento e acomodação final da pilha de
lavas...................................................................................................................41

Figura 3.11 - Modelo de preenchimento do Supergrupo Bauru (Fernandes &

Coimbra,1996)...................................................................................................43

Figura 4.1 – Perfil de maturação mostrando efeito térmico de rochas intrusivas

nos valores de Ro e T.A.I. em poço da parte sul da Bacia do Paraná. Setas
apontam saltos nos valores dos indicadores de maturação claramente
atribuíveis a rochas ígneas (Zalán et al., 1990).................................................46

Figura 5.1 - Correlação entre os poços a partir da análise quantitativa dos

perfis. O poço 3-BB-2D-PR, perfurado direcionalmente, apresenta-se nesta
ilustração verticalizado.(Campos et al., 1998)...................................................51

ix
Figura 5.2 – Seção vertical na Mina da Petrosix mostrando os dois principais
corpos de folhelhos explotados. (modificado do site
www.mineropar.pr.gov.br)..................................................................................53

Figura 5.3 – Etapas do processo de extração e beneficiamento do folhelho

pirobetuminoso na Petrosix.(site www.mineropar.pr.gov.br).............................54

Figura 5.4 – Mapa de localizção da área de ocorrência dos arenitos asfálticos

da Bacia do Paraná. (Ia) Planalto Residual de Botucatu; (Ib) Planalto Centro
Ocidental; (IIa) Depressão do Médio Tietê; (IIb) Depressão do Paranapanema;
(III) Planícies Fluviais. Nomes das ocorrências estão representadas na tabela
5.1 (Araújo et al. 2003)......................................................................................55

Figura 5.5 – Aspecto geral dos arenitos Pirambóia impregnados por

hidrocarbonetos (arenitos asfálticos), Milani 2006, comun. pess......................57

Figura 5.6 - Modelo evolutivo para geração, migração e acumulação para os

arenitos asfálticos da Bacia do Paraná (modificado de Araújo et al.,
2004)..................................................................................................................58

x
 ÍNDICE DE TABELAS

Tabela 1.1 – Principais indicadores do esforço exploratório empreendido nas

bacias paleozóicas brasileiras. Alguns resultados são também apresentados.
Ver discussão no texto.......................................................................................15

Tabela 5.1 – Dados de porosidade e permeabilidade obtidos em campo e em

laboratório.Adquiridas com amostradores laterais por percussão (Campos et
al.,1998).............................................................................................................52

Tabela 5.2 - Localização das principais ocorrências dos arenitos asfálticos na

Bacia do
Paraná................................................................................................Erro!
Indicador não definido.

Tabela 6.1 – Dados gerais de bacias Paleozócas confrontadas com a Bacia do

Paraná. Dados obtidos com base em: Cao et al. (2005), Xiao et al. (2005),
Milani & Zalán (1999), Rostirolla et al. (2000), Artur & Soares (2002), Peterson
& Clarke (1983), Ulmishek & Harrison (1981). ∗ rochas reservatórios e selantes
estão presentes na coluna sedimentar das bacias; migração e preservação
efetivos...............................................................................................................65

xi
 RESUMO

A Bacia do Paraná corresponde a um enorme sítio deposicional

localizado na porção centro-sul da América do Sul, afetado por ciclos
recorrentes de subsidência desde o Ordoviciano. Esta bacia sedimentar tem
sido classificada como uma sinéclise interior, cujos processos responsáveis
pelo início da deposição são ainda controversos e pouco compreendidos,
principalmente, no caso específico da Bacia do Paraná, no que se refere à
importância de um rifteamento inicial na implantação da bacia. Durante a
instalação e a evolução deposicional fanerozóica da bacia (Paleozóico e
Mesozóico), na borda sul-ocidental do supercontinente Gondwana teria sido
palco de processos tectônicos convergentes que teriam influenciado na
evolução tectono-sedimentar fanerozóica da bacia.
Trabalhos recentes têm considerado o preenchimento sedimentar da
Bacia do Paraná como sendo caracterizado pelo empilhamento de seis
supersequências: a Rio Ivaí (Caradociano-Llandoveriano), Paraná (Lockoviano-
Frasniano), Gondwana I (Westfaliano-Seytiano), Gondwana II (Anisiano-
Noriano), Gondwana III (Jurássico Superior-Berriasiano), e Bauru (Aptiano-
Maastrichtiano). Adicionalmente ao preenchimento sedimentar, ocorrem
também registros do mais expressivo vulcanismo básico a bimodal do planeta,
conhecido como Formação Serra Geral. O registro sedimentar ou a falta dele,
englobando períodos de incremento na taxa de subsidência ou então não
deposição ou erosão respectivamente, seria reflexo dos eventos geodinâmicos
fanerozóicos ocorridos na borda do paleocontinente Gondwana.
O arcabouço estrutural da Bacia do Paraná é dado pela reativação das
estruturas preexistentes do embasamento, frente aos esforços aplicados na
borda do supercontinente Gondwana. Esta herança é dada por grandes
estruturas com direção geral NE-SW, E-W e NW-SE que, reativadas,
constituem as direções preferenciais ativas tanto durante a deposição das
seqüências sedimentares (controlando fortemente depocentros em diferentes

xii
épocas), como também durante a deformação pós-deposicional do
preenchimento sedimentar.
As atividades exploratórias na Bacia do Paraná remontam do final do
século XIX, não tendo sido alcançados resultados animadores. Somente
acumulações subcomerciais de óleo e gás foram caracterizadas, além das
ocorrências pouco convencionais, mas potencialmente importantes, de arenitos
asfálticos e dos folhelhos pirobetuminosos, que tem sido há muito explorados
pela PETROBRAS. Entretanto, dois sistemas petrolíferos efetivos foram
caracterizados: o sistema Ponta Grossa/Itararé e Irati/Rio Bonito – Pirambóia, o
que tende a despertar o interesse pela procura de hidrocarbonetos na bacia.
Os dados disponíveis na literatura sugerem que o potencial de geração destes
sistemas petrolíferos, considerados particulares pelo fato de que a maturação
da matéria orgânica teria sido alcançada principalmente devido ao intenso
magmatismo básico, poderia ser avaliado justamente por esta correlação
genética. Embora a existência de armadilhas estruturais para hidrocarbonetos
tenha sido demonstrada, o mesmo parece difícil no que se refere à detecção
destas armadilhas em profundidade, devida principalmente às dificuldades
técnicas do imageamento sísmico nesta bacia. A potencialidade das
armadilhas estratigráficas associadas à geometria dos corpos eólicos parece
ser mais animadora sob o ponto de vista exploratório, mesmo porque há a
comprovação da efetividade destas armadilhas nas ocorrências de arenitos
asfálticos.

Palavras-chave: Bacia do Paraná – Estratigrafia – Estrutura – Sistemas

Petrolíferos.

xiii
 ABSTRACT

The Paraná Basin is a huge sedimentary basin located at the central-

southern South America. The depositional history of the basin has been
characterized by repeated episodes of subsidence since Ordovician times. The
processes associated to the origin of this large interior cratonic basin are
unknown or misunderstood, mainly about the role of an earlier rifting event
before the sag basin stage. During the Phanerozoic, the depositional history of
the basin (mainly in Paleozoic and Mesozoic) was strongly affected by tectonics
of western Gondwana. In this region and by all phanerozoic eon, a regional
convergent strain field had occurred due to an active continental margin
between the western Gondwana and the oceanic crust of the Phanthalassa.
Recent works have been consider the sedimentary fill of the Paraná
basin composed by six allostratigraphic units (supersequences): the Rio Ivaí
supersequence (Caradocian-Llandoverian), Paraná (Lockovian-Frasnian),
Gondwana I (Westfalian-Seytian), Gondwana II (Anisian-Norian), Gondwana
III (Upper Jurassic-Berriasian), and Bauru (Aptian-Maastrichtian). Basic
vulcanics are extremely important and voluminous in the lithological record of
the basin. It is known as Serra Geral formation, and was formed as a
consequence of Pangea break-up and the opening of south Atlantic ocean. The
increment of sedimentation (increase in the subsidence rate), or the lack of
sedimentary record (erosion or no sedimentation periods), would be related to
the phanerozoic geodynamics events occurred at the western edge of
Gondwana plate.
The structural framework of the Paraná basin is characterized by the
reactivation of older structural trends in the basement units, resulted from the
applied stress field at the convergent plate boundary in western Gondwana.
This heritage have been gived during the phanerozoic by reactivation of NE-
SW, E-W and NW-SE structures. These structures deform the rock package or
control the deposition of the stratigraphic units at different times.
The exploratory activities in the Paraná basin began at the end of the XIX
century. The obtained results were below the expectations. Only small and

xiv
subcomercial accumulations of oil and gas were discovered. Non-conventional,
but potentially important hydrocarbon accumulations are the tar sands and
organic matter-rich black shales, still explored by PETROBRAS at some time.
Two effective petroliferous systems were characterized: the Ponta Grossa /
Itararé and the Irati / Rio Bonito-Pirambóia. This fact have conducted to an
increase in the exploratory efforts in the basin. The published data suggest that
the potential of hydrocarbon generation for both petroliferous systems is linked
to the thermal maturation of organic matter promoted by the regional basic
magmatism. Hence, this might be used as a path in order to evaluate the local
generation potential within the basin. Structural traps were mapped but its deep
characterization by reflective seismic survey was strongly affected by the poor
quality of the obtained data base. Hence, the relative potential of stratigraphic
traps to prospection of hydrocarbon accumulation in the basin was increased.
The effective character of this type of accumulation could be accessed by
studying the tar sands accumulations.

Key words: Paraná Basin – Stratigraphy – Structure – Petroliferous systems.

xv
1 - INTRODUÇÃO E HISTÓRICO DE E&P

1.1 - ASPECTOS GERAIS

A Bacia do Paraná corresponde a uma grande bacia vulcano-sedimentar

localizada na porção centro-ocidental da placa sul-americana. Abrange uma
área total de 1.400.000 km2 distribuída por quatro países: Brasil (~1.100.000
Km2), Argentina, Uruguai e Paraguai, estes com aproximadamente 100.000
km2 cada. A referida Bacia contém, juntamente com as Bacias do Solimões,
Amazonas e Parnaíba (Figura 1.1), o registro de extensas coberturas
sedimentares paleozóicas que cobriram a plataforma sul-americana após a
aglutinação do setor ocidental do Gondwana. Esta monografia tratará
prioritariamente da porção brasileira da Bacia do Paraná.
Ao contrário de outras bacias paleozóicas brasileiras, a proximidade da
Bacia do Paraná a importantes núcleos urbanos e sua localização, próxima às
regiões mais desenvolvidas do Brasil, favoreceram a realização de um grande
número de estudos a seu respeito. Assim, a bacia vem sendo estudada
cientificamente desde o século XIX, o que contribuiu decisivamente para um
entendimento razoável de diversos e importantes aspectos
tectonoestratigráficos. O limite areal do preenchimento vulcânico e sedimentar
pode ser marcado por importantes estruturas regionais, como o arco de
Assunção a oeste e o arco do Alto Paranaíba a norte, ou então simplesmente
por erosão dos estratos, como na borda nordeste da bacia (Zalán et al. 1987)
(Figura 1.2).
Esta monografia tem por objetivo realizar uma compilação da bibliografia
disponível sobre diferentes aspectos da geologia da Bacia do Paraná,
relacionando, sempre que possível e oportuno, as informações levantadas e os
sistemas petrolíferos da bacia. Pretende-se, ao final, sintetizar as informações
coletadas elaborando um diagnóstico da equipe sobre a potencialidade da
bacia para exploração e produção de hidrocarbonetos.

1
 BACIAS
PALEOZÓICAS
BRASILEIRAS

1 - Solimões
2 - Amazonas
2 3 - Parnaíba
1
3 4 - Paraná
2 5 - Chaco-Paraná
1 3

4
4
5
5
A B

A B

Ordoviciano-Siluriano Permo-Carbonífero

Devoniano Jurássico-Cenozóico

Figura 1.1 – Mapa Regional mostrando as principais bacias paleozóicas brasileiras e as

estruturas arqueadas regionais que compartimentam estas bacias. Em detalhe são mostradas
a Bacia do Paraná e uma seção geológica transversal (modificado de Milani 2004, Milani &
Zalán 1999 e Milani comum. pess.).

2
Figura 1.2 – Mapa geológico simplificado da porção brasileira da Bacia do Paraná, mostrando o
contorno estrutural (profundidade) do embasamento cristalino, as supersequências que
preenchem a bacia, e alguns elementos estruturais regionais (Milani, 2004).

3
1.2 - ARCABOUÇO SEDIMENTAR E RECURSOS MINERAIS

A Bacia do Paraná, assim como as outras bacias paleozóicas brasileiras,

têm sido classificada na literatura como uma sinéclise interior – ou bacias Sag
(caracterizadas por extensas flexuras crustais com profundidade pequena em
relação à extensão horizontal). A gênese dessas bacias é ainda um assunto
controverso, não tendo sido ainda convenientemente esclarecido o papel de
um processo de rifteamento inicial na evolução dessas bacias (Milani 2004). Da
mesma forma, o processo tectonotermal inicial ativo nos primórdios
deposicionais da Bacia do Paraná e associado à implantação da sinéclise, não
está completamente compreendido (Zalán et al. 1990; Assine et al. 1994). De
qualquer forma, a bacia é preenchida por expressivos pacotes de rochas
sedimentares e vulcânicas do Ordoviciano ao Cretáceo, podendo alcançar
espessuras da ordem de 6.000 m.
Com objetivo de correlacionar o preenchimento fanerozóico das
sinéclises interiores brasileiras, Milani (comunicação verbal) caracteriza o
empilhamento de quatro supersequências deposicionais informais, separadas
por superfícies de discordâncias (Figura 1.3), e que englobam a subdivisão das
seis supersequências deposicionais formal proposta por Milani (1997), estas
apresentadas mais detalhadamente no capítulo 3 do presente trabalho.
Adicionalmente ao preenchimento sedimentar, ocorrem também, registros do
mais expressivo magmatismo básico a bimodal do planeta, particularmente
volumoso na Bacia do Paraná (Zalán et al. 1990). O registro sedimentar ou a
falta dele, englobando períodos de incremento na taxa de subsidência ou então
não deposição ou erosão respectivamente, seria reflexo dos eventos
geodinâmicos fanerozóicos ocorridos na borda do paleocontinente Gondwana
(Zalán et al. 1987; Milani & Ramos 1998; Milani 2004).

4
5
 O registro vulcânico mais expressivo marcaria os processos associados
à fragmentação deste supercontinente e abertura do Oceano Atlântico Sul no
caso da Bacia do Paraná (Zalán et al. 1990). Desta forma, a Bacia do Paraná
guarda, a seu modo, os registros tectônicos e paleoambientais da porção
ocidental do Gondwana por importante fração da história fanerozóica do
planeta (Milani 1997). Este registro paleoambiental está diretamente associado
à translação do supercontinente Gondwana em diferentes latitudes no
hemisfério sul, durante todo o Paleozóico. A Figura 1.4 mostra a posição do
Gondwana em diferentes períodos no Paleozóico e Mesozóico.
A primeira supersequência que engloba a supersequência Rio Ivaí da
Bacia do Paraná (Milani, 1997), corresponde aos episódios iniciais de
transgressão-regressão registrados no Paleozóico brasileiro, durante a
Orogenia Oclóyica (ver Figuras 1.3 e 1.4). Os registros desta supersequência
talassocrática são sedimentos basicamente de origem fluvial, neríticos
(periglaciais) a glacio-marinhos. O fim deste evento deposicional é crono-
correlato à Orogenia Caledoniana que marca a primeira grande discordância e
o fim desta supersequência. Após o fim desta orogenia, uma nova fase de
subsidência condicionou a deposição da supersequência II, que engloba a
supersequência Paraná na bacia homônima. As sinéclises interiores brasileiras
experimentaram a máxima transgressão marinha do Paleozóico, responsável
pela deposição de folhelhos ricos em matéria orgânica, em ambientes
deposicionais marinhos, além de pronunciados sistemas flúvio-deltáicos,
neríticos, glaciais e de mares anóxicos (Milani & Zalán 1999). Mais uma vez as
bacias presenciam uma interrupção na deposição e conseqüentemente uma
erosão originada pelos efeitos da Orogenia Chanica-Acadiana (Figura 1.3).
A terceira supersequência marca o começo da fase geocrática do
continente Gondwânico, com um caráter mais continental da sedimentação.
Engloba as supersequências Gondwana I e II na Bacia do Paraná. É nítida a
passagem de um clima frio para um clima quente e seco, comprovados pelos
sais nas bacias do Solimões e Amazonas (Figura 1.4).

6
Figura 1.4 – Evolução paleogeográfica do Gondwana no Paleozóico e Mesozóico. Notar as
condições paleoambientais que influenciaram os registros sedimentares das sinéclises
interiores no Brasil (ver discussão no texto com ênfase na Bacia do Paraná) (modificado do site
www.scotese.com).

7
 Na Bacia do Paraná, com um reflexo de uma glaciação ocorrida no
Carbonífero, temos a ocorrência de sedimentação glacial do Grupo Itararé
(Figuras 1.3 e 1.4). No final desta supersequência, durante a Orogenia
Sanrafaélica, o Continente Pangea está totalmente formado e em seu auge de
continentalização.
A sedimentação da supersequência IV guarda resquícios da época de
formação do Pangea, no final do Permiano, onde as configurações de
continentalização máxima, aliados a um nível eustático baixo e uma baixa
pluviosidade no interior dessa massa continental, causando assim uma
crescente desertificação (Figuras 1.3 e 1.4). Esta fase corresponde à
deposição das supersequências Gondwana III e Bauru na Bacia do Paraná. Na
passagem do Triássico - Jurássico, ocorre um grande magmatismo, sendo
conseqüência direta da quebra inicial do Pangea no Atlântico Norte
(magmatismo Penatecaua nas bacias do Solimões e Amazonas).
Na passagem Juro - Cretáceo, aliados a uma sedimentação eólica em
fases de intensa desertificação, iniciam-se eventos de ruptura do Continente
Gondwana, no chamado Estágio de Reativação Wealdeniana, tendo como
conseqüência o maior derrame de rochas basálticas conhecidas na terra na
Bacia do Paraná (Fm. Serra Geral) e, posteriormente, a separação das placas
sul-americana e africana e a formação do Oceano Atlântico (ver Raja Gabaglia
& Milani 1991). Durante estes episódios magmáticos, deu-se a maturação das
unidades geradoras das bacias Paleozóicas. Durante o Neo-Cretáceo,
associado às fases de Orogenia Pré-Andina, dá-se a deposição de extensos
pacotes de sedimentos continentais. No Paleogeno - Neogeno ocorrem
mudanças marcantes no nível de base regional, com a instalação da Orogenia
Andina.
Em termos de recursos minerais a Bacia do Paraná é relativamente
pobre. Destacam-se camadas de carvão em arenitos deltáicos permianos,
gemas em geodos nos derrames de basalto, e expressivos volumes de água
mineral armazenados em arenitos eólicos jurássicos, que compõe o aqüífero
Guarani. Calcários e diamantes são localmente explorados.

8
1.3 - ARCABOUÇO ESTRUTURAL E TECTÔNICO

A evolução tectonossedimentar da Bacia do Paraná parece ter sido

amplamente controlada por soerguimentos ou estruturas arqueadas, nucleadas
e influentes na paleogeografia regional em diferentes épocas. Algumas destas
estruturas condicionaram também a colocação de enxames de diques básicos
Mesozóicos, que representam o mais importante evento na evolução
tectonotermal das bacias paleozóicas do Brasil.
Anisotropias antigas, presentes nas rochas do embasamento da bacia,
foram determinantes tanto na implantação de estruturas deformadoras como
também no registro sedimentar, contribuindo no controle deposicional das
diferentes unidades litoestratigráficas (Almeida 1981; Zalán et al. 1987; Soares
1991; Assine 1996; Artur & Soares 2002; Milani 2004). Na Bacia do Paraná,
três direções preferenciais do embasamento Proterozóico têm sido
caracterizadas como determinantes tanto da deposição, quanto da deformação
das rochas na bacia: direções NE-SW, NW-SE e E-W subordinadamente (ver
Zalán et al. 1987, Rostirolla et al. 2000).
A interação entre as estruturas pretéritas e os esforços aplicados,
característicos dos regimes tectônicos ativos na borda oeste do
supercontinente Gondwana, foi determinante para a caracterização geométrica
e cinemática das estruturas ativas em determinada época da evolução da
Bacia do Paraná (Tankard et al. 1995). Ainda, segundo esses autores, isso é
particularmente verdadeiro durante toda a evolução tectônica das bacias
intracratônicas da borda ocidental do Gondwana.
A figura 1.5 mostra as principais estruturas arqueadas e os trends
regionais de falhas que deformam o pacote sedimentar. A configuração dos
depocentros e altos intra-bacinais durante a história deposicional, foi controlada
por reativações sucessivas e recorrentes, responsáveis por uma tectônica de
blocos característica da bacia e seu embasamento no fanerozóico (Zalán et al.
1987).

9
Figura 1.5 – Arcabouço estrutural da Bacia do Paraná, segundo Zalán et al. (1990)

10
1.4 - HISTÓRICO DE E&P E GEOLOGIA DO PETRÓLEO DA BACIA DO PARANÁ.

A caracterização de ocorrências de hidrocarbonetos na Bacia do Paraná,

seja como arenitos asfálticos ou como indícios de óleo e gás em poços
exploratórios, conduziu ao diagnóstico da efetividade de sistemas petrolíferos
na bacia. Isto alavancou a atividade exploratória na bacia, tendo sido
empreendida por empresas públicas e privadas desde o final do século XIX.
Um resumo detalhado destas atividades pode ser encontrado em Zalán et al.
(1990).
A primeira fase exploratória na bacia data de antes de 1892 até 1953.
Foi empreendida por empresas privadas e públicas, e consistiu basicamente na
perfuração de poços relativamente rasos (até 1000 m), em áreas não cobertas
pelos derrames basálticos e localizadas nas vizinhanças dos arenitos asfálticos
da Fm. Pirambóia no Estado de São Paulo. O Conselho Nacional do Petróleo
(CNP) iniciou as atividades exploratórias na bacia do Paraná em 1946,
empreendendo atividades de mapeamento geológico e aquisição sísmica
(refração e reflexão). Efetuou a perfuração do primeiro poço profundo em 1953.
Com a criação da Petrobras em 1953, iniciou-se uma nova fase
exploratória na Bacia do Paraná. Até 1967 a Petrobrás efetuou levantamentos
sísmicos, eletrorresistivos e gravimétricos em alvos restritos. Paralelamente
incrementou projetos de mapeamento geológico cortejados por estudos
sedimentológicos e paleontológicos. Nesta fase foram perfurados 59 poços
exploratórios em estruturas na borda da bacia, e também poços estratigráficos.
No período compreendido de 1971 a 1974, a Petrobras perfurou mais 11 poços
locados por anomalias de drenagem e fraturas, com algum controle sísmico. É
digna de nota a pobre qualidade sísmica dos levantamentos até então
empreendidos na bacia, constituindo até hoje numa séria limitação exploratória.
Esta fase da atividade da Petrobras na Bacia do Paraná declinou e, finalmente,
terminou em 1981 com a perfuração de dois poços.
Em 1979 as atividades exploratórias na Bacia foram abertas a empresas
privadas nos moldes de contratos de risco. Com a criação pelo Estado de São
Paulo do consórcio denominado de Paulipetro, as atividades exploratórias

11
ganharam novo impulso. Foram incrementados projetos de mapeamento
geológico-estrutural, acompanhados da aquisição geofísica regional utilizando-
se de métodos potenciais e, também, de levantamentos sísmicos (foram
levantados aproximadamente 8.000 km em linhas sísmicas).
Atividades ligadas a foto interpretação de imagens de satélites e análise
morfoestrutural foram empreendidas, assim como estudos geoquímicos,
paleontológicos e sedimentológicos. Como resultado foram perfurados 33
poços localizados no Estado de São Paulo. A então denominada British
Petroleum (BP) também executou atividades exploratórias na bacia
(levantamentos sísmicos – aproximadamente 1522 km -, e levantamentos
paleontológicos e estruturais). Estas atividades culminaram com a perfuração
de um poço exploratório.
Os resultados obtidos não foram encorajadores. As localizações dos
levantamentos geofísicos e dos poços podem ser vistas na Figura 1.6 e 1.7.
Após a perfuração de 114 poços exploratórios não foi descoberta nenhuma
acumulação comercial de óleo ou gás. Quatro poços podem ser classificados
como sub-comerciais para gás, e outros dois para óleo (Fig. 1.6). Indícios de
hidrocarbonetos, entretanto, estão presentes na maioria dos poços perfurados.
Segundo Zalán et al. (1990), dos poços exploratórios perfurados,
somente três da Paulipetro, um da BP, e outros poucos da Petrobrás, foram
construídos em fechamentos estruturais com controle ou determinados por
dados sísmicos. De acordo com os autores, isto significa que, embora a
estratigrafia da bacia esteja relativamente bem estabelecida, a exploração em
estruturas fechadas ou armadilhas na Bacia do Paraná é praticamente nula.
O desenvolvimento destas atividades exploratórias e de estudos
complementares, empreendidos por universidades e outros órgãos, conduziram
a um melhor entendimento e caracterização dos elementos e processos ativos
nos sistemas petrolíferos da bacia. Foram caracterizados dois sistemas
petrolíferos efetivos na Bacia do Paraná (Milani & Zalán 1999; Artur e Soares
2002): o sistema Ponta Grossa – Itararé, cujo gerador é de idade Devoniana, a
exemplo das outras Bacias paleozóicas brasileiras; e o sistema Irati - Rio
Bonito-Pirambóia, cujo folhelho gerador é extremamente rico em matéria

12
orgânica, o que possibilita a extração de óleo diretamente pela exploração dos
folhelhos betuminosos.

Figura 1.6 - Mapa índice da Bacia do Paraná mostrando a localização dos levantamentos
aéreos magnéticos e gravimétricos e levantamentos gravimétricos terrestres. Dados obtidos no
site da ANP.

13
Figura 1.7 – Mapa índice da Bacia do Paraná com distribuição dos poços de exploração. A – Categoria do poço, B – Ano de conclusão do poço. Dados obtidos no site da ANP.

14
 Com relação às outras bacias paleozóicas brasileiras, a Bacia do Paraná
mostra também um desenvolvimento insuficiente das atividades exploratórias
(tabela 1). Apesar de sua dimensão, a bacia conta com um levantamento
sísmico (2D) relativamente restrito (figura 1.8), suplantando somente a Bacia
do Parnaíba. Isto em parte devido às dificuldades tecnológicas de aquisição
sísmica na Bacia do Paraná. Somente a Bacia do Solimões, como principal
bacia paleozóica produtora brasileira, conta com levantamento sísmico 3D. A
quantidade de poços exploratórios também é pequena, provavelmente em
virtude da má qualidade da sísmica 2D adquirida na Bacia do Paraná. Os
resultados do esforço exploratório na bacia não são

Tabela 1.1 – Principais indicadores do esforço exploratório empreendido nas bacias

paleozóicas brasileiras. Alguns resultados são também apresentados. Ver discussão no texto.

15
Figura 1.8 - Mapa índice da Bacia do Paraná com distribuição das linhas sísmicas adquiridas
na bacia, notar a pouca e restrita distribuição das linhas. Dados obtidos no site da ANP.

16
2 - TECTÔNICA E GEOLOGIA ESTRUTURAL

2.1 - ARCABOUÇO TECTÔNICO DO EMBASAMENTO, GEODINÂMICA DO

GONDWANA OCIDENTAL E SUA RELAÇÃO COM A BACIA DO PARANÁ

A implantação da Bacia do Paraná ocorreu no Ordoviciano Superior

sobre embasamento continental, composto por fragmentos cratônicos e
cinturões orogênicos Neoproterozóicos (Zalán et al. 1987). Estes cinturões
convergentes foram responsáveis pela aglutinação diacrônica do
supercontinente do Gondwana (setor ocidental), durante a orogênese
Brasiliana-Panafricana. No substrato da Bacia do Paraná, além de fragmentos
cratônicos mais antigos como o Cráton de Luis Alves (Basei et al. 2000), duas
direções orogênicas têm sido reconhecidas como importantes na estruturação
da bacia: os cinturões de direção NE-SW, como o Apiaí e Dom Feliciano (Hasui
et al. 1975, Fragôso César 1980), e os de direção NW-SE, como a faixa
colisional Brasília (Trouw et al. 1994) na borda nordeste da bacia. As colisões
que geraram estas faixas ocorreram entre. 62 -. 58 Ga (Heilbron et al. 2004),
com resfriamento final abaixo dos 300° C em idades que podem chegar a.52 -.
48 Ga.
Desta forma, a instalação do sítio deposicional inicial e, também, a
evolução tectonossedimentar da bacia por todo o Paleozóico, teria ocorrido
sobre um embasamento continental consolidado quando da aglutinação do
supercontinente Gondwana. Entretanto, como assinalado por Milani & Ramos
(1998), a porção ocidental do supercontinente esteve submetida a processos
tectônicos que condicionaram a evolução tectonossedimentar da bacia. Estes
processos, no segmento considerado, eram decorrentes principalmente de uma
margem ativa regional ativa por todo o fanerozóico, que teria acomodado uma
relação de convergência entre a litosfera oceânica do Panthalassa e o
paleocontinente do Gondwana (Milani 1997) (Figura 2.1). Esta margem ativa
regional constituiu o cinturão Gondwanides (Keidel 1916, apud Milani & Ramos
1998), ou geossinclinal Samfrau (Du Toit 1927), e foi palco de intensa
deformação convergente no limite sul do Gondwana (De Wit e Randsome

17
1992). Na região que hoje constitui a América do Sul, esta relação persistente
de convergência conduziu à colisões de terrenos através do Paleozóico, cujo
reflexo na Bacia do Paraná é caracterizado não só por marcantes incrementos
na taxa de subsidência (Milani & Ramos 1998), como também por episódios
erosivos e de não deposição (Zalán et al. 1990).
Dentre estes eventos colisionais pode-se destacar a colisão do terreno
Pré-cordilheirano em períodos Neo-Ordovicianos, denominado de orogenia
Oclóyica, síncrono ao início do registro sedimentar da Bacia do Paraná (Milani
& Ramos 1998). A figura 1.3 mostra os principais episódios colisionais e sua
relação com o registro sedimentar da Bacia do Paraná.

Figura 2.1 – Arcabouço tectônico do fanerozóico da borda sul do Gondwana. Mostrando a

localização da Bacia do Paraná e as polaridades sedimentar e tectônica (Milani, 1997).

18
2.2 - HIPÓTESES SOBRE A ORIGEM DA DEPRESSÃO OU CALHA INICIAL

A origem da Bacia do Paraná, assim como de outras bacias interiores ou

intracratônicas no Brasil, é motivo de controvérsia. O mecanismo responsável
pelo início da subsidência, a criação de espaço deposicional e conseqüente
acumulação do registro sedimentar da bacia é ainda incompreendido (Milani &
Zalán 1999).
A gênese das bacias interiores, ou sinéclises continentais, e das
estruturas dômicas e soerguimentos frequentemente associados às
depressões ou calhas deposicionais foi discutida e sintetizada por Leighton &
Kolata (1990). Os autores consideram os seguintes mecanismos para a gênese
destas bacias:
a-) soerguimento termal precoce, seguido de erosão e subsidência;
b-) estiramento e afinamento da crosta continental;
c-) carga tectônica e flexura devido ao empilhamento nas vizinhanças da
bacia;
d-) buckling da crosta; e
e-) subsidência relacionada a esforços horizontais transmitidos das
margens orogênicas para o interior da placa.
Para Leighton & Kolata (1990) mecanismos mistos, envolvendo os
processos acima além do papel da carga sedimentar e heterogeneidades do
embasamento, explicam de forma mais consistente a origem destas bacias. No
caso da Bacia do Paraná, consenso é que, de uma forma ou de outra, o
produto final do Ciclo Brasiliano (litosfera aquecida e/ou faixas estruturais
preferenciais) desempenhou papel fundamental na origem da bacia.
Zalán et al. (1990) discutem algumas hipóteses sobre a origem da bacia.
A hipótese de um rifteamento inicial, seguido de uma fase de subsidência
termal é considerada problemática pelos autores, pois segundo eles, os
sedimentos preservados nestas calhas podem ser mais antigos do que as
falhas normais limítrofes. Outro aspecto assinalado é o lapso de tempo
envolvido entre uma possível fase rift inicial. Para esses autores os
mecanismos responsáveis pela depressão inicial da bacia estariam ligados à

19
subsidência térmica regional, devida ao resfriamento litosférico subseqüente à
fase de temperatura elevada que se seguiu à colagem brasiliana e formação do
Gondwana. Entretanto não é por eles descartada a possibilidade de um
período de estiramento crustal como mecanismo inicial para a subsidência da
bacia, levando a formação de depocentros lineares similares a rifes que
acomodariam parte da seqüência siluriana.
Marques et al. (1993), apud Milani (2004), fazem um trabalho de
integração regional com dados geofísicos de diversas naturezas (gravimétricos,
magnetométricos, e sísmica de reflexão) com algum apoio litoestratigráficos de
poços profundos e apresentam interessantes interpretações acerca de um “rifte
central” da Bacia do Paraná (Figura 2.2). Pela interpretação desses autores, o
“rifte central” da Bacia do Paraná constituiria um domínio ordovício-siluriano
limitado por falhamentos normais e internamente compartimentado numa série
de altos e baixos estruturais, que não se refletem no pacote devoniano a ele
sobreposto (Milani, 2004).
Para Soares (1991), a subsidência inicial se daria por flexão e estaria
relacionada à compensação de diferenças isostáticas herdadas pela
justaposição de blocos litosféricos diferencialmente soerguidos na colisão e
diferencialmente erodidos no aplainamento que precedeu a implantação da
bacia. Segundo esse autor, o primeiro ciclo cratônico inicia-se no Neo-
Ordoviciano, com deposição e flexura crescente para oeste. O início do ciclo é
marcado pelo abatimento de blocos, formando grabens, como o de Seara, e
possivelmente na área de Dourados até a calha do Rio Paraná (Soares, op
cit.).
Milani (2004) faz uma revisão das principais hipóteses/possibilidades de
subsidência inicial sugeridas por diferentes autores. Sua interpretação,
baseada em estudos anteriores, leva em consideração o contexto tectono-
sedimentar do Gondwana sul-ocidenal no Neo-Ordoviciano, ao tempo da
Orogenia Oclóyica. A subsidência inicial seria de natureza transtensiva,
relacionada à reativação de zonas de fraqueza do embasamento, originando
grábens, correspondentes ao “rifte central” de Marques et al. (1993 apud Milani,
2004), que acomodaram o pacote sedimentar inicial da Bacia do Paraná, a

20
Superseqüência Rio Ivaí (Milani, 2004). Esse autor cita também a ocorrência
do Basalto Três Lagoas, associado à sedimentação ordovício-siluriana, e sua
datação radiométrica mais moderna, compatível com o intervalo deposicional
da superseqüência.

Figura 2.2 – A: Seção sísmica ilustrativa do “rifte central” da Bacia do Paraná. Notar que a
calha deposicional controlada por falhamentos normais, como interpretada por Marques et al.
(1993 apud Milani, 2004), é uma feição dominantemente pré-devoniana, que exerceu
importante controle sobre a distribuição de espessuras e área de ocorrência do pacote inicial
da bacia, ordovício-siluriano. B: Arcabouço tectônico da Bacia do Paraná (Marques et al., 1993
apud Milani, 2004), com ênfase para os elementos estruturais de orientação SW-NE. Destaque
para o conjunto de altos e baixos estruturais que define a província denominada de “rifte
central”. (Milani, 2004).

21
2.3 - ARCABOUÇO ESTRUTURAL DA BACIA DO PARANÁ

O presente tópico foi baseado principalmente nos trabalhos de Zalán et

al. (1987, 1990) e de Soares et al. (1982) e Soares (1991), que são as
contribuições que mais se detiveram ao estudo do arcabouço estrutural em
escala de bacia. Tais estudos baseiam-se em uma variedade de dados,
incluindo dados geofísicos, dados de poços, imagens de sensoriamento
remoto, etc. Apesar das diferenças na geometria das faixas estruturais
apresentadas pelos autores acima citados, as conclusões a que chegaram são
bastante similares. As diferenças talvez estejam relacionadas a ordens de
grandeza ligeiramente diferentes, já que cada autor parece ter enfatizado
alguns tipos de dados em detrimento de outros.
A influência marcante das estruturas do embasamento na evolução do
arcabouço estrutural da bacia é uma das premissas básicas utilizadas pelos
pesquisadores. As principais direções estruturais observadas na bacia são a
noroeste-sudeste (NW-SE) e a nordeste-sudoeste (NE-SW), e
subordinadamente as leste-oeste (E-W) e norte-sul (N-S). A geometria das
faixas estruturais propostas por Zalán et al. (1987) e por Soares et al.(1982)
pode ser observada na Figura 2.3. Para Zalán et al.(1990) esses elementos
são compostos de falhas simples, zonas de falha com centenas de quilômetros
de extensão e dezenas de quilômetros de largura, lineamentos de natureza
desconhecida e arcos. Já Soares (1991) os interpretou como largas faixas
estruturais, com até 30 quilômetros de largura, sendo o reflexo morfológico de
uma população organizada em série de lineamentos menores, em sucessivas
ordens de grandeza hierárquica, até o pequeno feixe de fraturas na rocha. As
movimentações ocorridas ao longo dessas feições estruturais foram
preferencialmente horizontais (transcorrentes), sendo o deslocamento vertical
menos importante. Ademais, são assumidas reversões no sentido de
movimento tanto horizontal como vertical ao longo da evolução da bacia.
Estruturas associadas aos grandes lineamentos foram reconhecidas pelos
autores citados, tais como falhas reversas e dobras escalonadas, fraturas
sintéticas, antitéticas e distensionais, e estruturas em flor. Foi verificado,

22
também, que as estruturas de direção NW-SE foram os sítios preferenciais
para o alojamento de numerosos diques de diabásio, em especial o arco de
Ponta Grossa e a zona de falha de Guapiara.

Figura 2.3 – Bacia do Paraná com o arcabouço estrutural interpretado por Soares et al.(1982)
acima, e Zalán et al. (1987) abaixo.

23
 Duas seções estruturais da Bacia do Paraná são apresentadas por
Zalán et al. (1990) mostrando de forma simplificada a estrutura da bacia em
subsuperfície, uma E-W cruzando toda a bacia na parte centro-norte, e outra
NE-SW cruzando a região do arco de Ponta Grossa (Figura 2.4). Observa-se a
estruturação mais proeminente das estruturas NW-SE, principalmente no arco
de Ponta Grossa.

Figura 2.4 – Seções geológicas da Bacia do Paraná. A-A’, seção oeste-leste na parte centro
norte da bacia. B-B’, seção sul-norte cruzando o arco de Ponta Grossa. (1) topo da seqüência
Siluriana, (2) topo da seqüência Devoniana, (3) Formação Irati (folhelhos betuminosos), (4)
topo da seqüência Permo-Carbonífera, e (5) base das lavas. Setas indicam a localização dos
poços de controle. Os símbolos representam as seguintes litologias: pontos = arenitos,
localmente conglomerados; traços = rochas pelíticas; v’s invertidos = lavas (Zalán et al., 1990).

24
 Zalán et al. (1990) faz uma série de correlações entre os mapas de
isópacas das unidades (elaborados a partir de dados de poços) e as direções
estruturais que mais influenciaram na sedimentação da bacia. Juntando essa e
outras linhas de evidência, esse autor apresenta um gráfico em que gradua, de
forma subjetiva, o nível de atividade dos três grupos de elementos tectônicos
por ele identificados (NW-SE, NE-SW, E-W), ao longo do tempo (Figura 2.5).
Os picos alternados de atividade dos dois principais grupos de trendes
estruturais são devidos provavelmente a orientações contrastantes dos campos
de tensão desenvolvidos durante os diferentes eventos colisionais que
afetaram as margens oeste e sul do Gondwana (Zalán et al., op cit.).

Figura 2.5 – Atividade tectônica dos três grupos principais de elementos estruturais da Bacia do
Paraná em função do tempo, através de várias linhas de evidência. A escala de intensidade de
atividade é subjetiva: B = baixa, M = média, A = alta, MA = muito alta (Zalán et al., 1987).

25
 Soares (1991) verifica a associação das estruturas no interior da bacia
com estruturas do embasamento. Reconhece cinco direções principais na
bacia, Paraná (N25E), Pitanga (N60E), Rio Ivaí (N45W), Rio Piquiri (N70W) e
Goioxim (N20W), e duas direções subsidiárias, Tapirapui (N-S) e
Paranapanema (E-W), todas presentes, também, no embasamento e
caracterizadas por estruturas bem definidas. Para Soares (1991) as faixas
estruturais também exerceram controle direto na evolução estratigráfica da
Bacia do Paraná, inclusive com falhamentos sinsedimentares em determinados
eventos. Esse autor assume que a história deformacional da bacia é
relativamente complexa por ser policíclica. As cinemáticas das fases finais e
iniciais dos ciclos tectônicos formadores das seqüências tectonossedimentares
seriam opostas, caracterizando distensão no início e compressão no final de
cada ciclo. Dessa forma, todas as seqüências tectonossedimentares estariam
associadas a eventos compressivos na margem gondwânica, com a tensão
sendo propagada para o interior da placa.
A crescente correlação geológica entre os eventos tectônicos
colisionais associados à evolução fanerozóica da margem sul-ocidental do
Gondwana e a evolução da Bacia do Paraná (Milani, 1997; Milani & Ramos,
1998) vem contribuindo para um melhor entendimento das causas que levaram
à evolução do arcabouço estrutural da bacia.

26
3 - SEDIMENTOLOGIA E ESTRATIGRAFIA

Ao longo da história de estudos sobre a Bacia do Paraná foram

apresentadas diferentes propostas de compartimentação estratigráfica de seu
registro sedimentar. Uma primeira sistematização estratigráfica para bacia foi
apresentada por White (1908, apud Milani 1997) em seu célebre relatório
elaborado na região da Serra do Rio do Rastro. A primeira abordagem
aloestratigráfica para a bacia do Paraná foi apresentada por Fúlfaro & Landim
(1976). Soares et al. (1978) definiram nova divisão expandindo estas para
todas as outras bacias paleozóicas brasileiras. Conforme a evolução do
conhecimento da geologia da bacia, atribuído principalmente a campanhas
exploratórias, outras propostas aparecem como aquelas apresentadas por
Zalán et al. (1990), Soares (1991), Milani et al. (1994) e Milani (1997). A figura
3.1 sintetiza os diversos arcabouços aloestratigráficos propostos por estes
autores para a Bacia do Paraná. Utilizaremos neste trabalho, para a descrição
da estratigrafia em escala de bacia, a proposta documentada nos trabalhos de
Milani (1997), Milani & Ramos (1998) e Milani (2000) e quando se fizer
necessário serão citadas outras fontes ao longo do texto.
Este autor define seis supersequências de segunda ordem, ocorrendo
três no Paleozóico e as outras três no Mesozóico, denominadas de Rio Ivaí,
Paraná, Gondwana I, Gondwana II, Gondwana III e Bauru, estando estas
distribuídas de modo descontínuo entre Neo-Ordoviciano e o Neo-Cretáceo. As
duas primeiras seqüências desenvolveram-se em um regime talassocrático,
enquanto as demais em regime geocrático. A figura 1.2 retrata a distribuição
espacial aflorante das supersequências.

27
Figura 3.1 – Síntese da diversa proposta para arcabouço aloestratigráficos da Bacia do Paraná
(Milani, 1997).

A origem e evolução da Bacia do Paraná estão intimamente associadas

a fenômenos orogenéticos, caracterizados por acresções de terrenos exóticos,
ocorridos na porção Sul-ocidental da paleo placa Gondwânica durante o
Paleozóico, bem como a eventos epirogenéticos ocorridos no Mesozóico que
culminaram na quebra do Gondwana.
O contexto tectônico-deposicional de cada supersequência apresenta-se
sintetizado na figura 3.2 e serão descritas a seguir:

28
Figura 3.2 – Carta estratigráfica e diagrama tectono-estratigráfica da Bacia do Paraná, com os principais eventos tectônicos e magmáticos relacionados a sua evolução. NMI - nível máxima inundação (modificado
de Milani, 2000).

29
3.1 - SUPERSEQUÊNCIA RIO IVAÍ

Esta supersequência de idade Neo-Ordoviciano a Eossiluriana relaciona-

se diretamente com a formação da bacia, estando intimamente ligada acreção
do terreno Pré-cordilheira ao continente Gondwana resultando na Orogenia
Oclóyica (figura 3.3). Ocorre com ampla abrangência na bacia apresentando
depocentros alongados com orientação SW-NE, com maiores espessuras na
porção oeste chegando a 1000 metros no Paraguai e no Brasil não ultrapassa
300 metros.

Figura 3.3 – Arcabouço tectono-sedimentar do Gondwana sul-ocidental no Neo-Ordoviciano ao

tempo da Orogenia Oclóyica e implantação da Bacia do Paraná (modificado de Milani 1997).

A Superseqüência Rio Ivaí inicia-se com uma unidade basal areno-

conglomerática pertencentes à Formação Alto Garças ocorrendo em calhas
abertas do substrato segundo orientação SW-NE (figura 3.4). A seção basal
desta formação é representada por arenitos conglomeráticos com

30
estratificações cruzadas planares e acanaladas interpretados como depósitos
de origem fluvial com paleocorrentes para sudoeste. Estes litotipos gradam
para arenitos médios a finos mais maturos apresentando estruturas do tipo
hummocky indicativos de uma deposição de plataforma rasa. Associado aos
siliciclásticos da Formação Alto Garças ocorre o magmatismo Três Lagoas de
natureza básica. Essa associação vulcano-sedimentar e o trend deposicional
sugere uma fase de rifteamento inicial na história tectônico deposicional da
bacia.

Figura 3.4 – Diagrama esquemático mostrando a configuração tectono-sedimentar da

Supersequência Rio Ivaí (Milani 1997, 2000)

Sobreposto a Formação Alto Garças em contato erosivo com presença

de pavimentos estriados ocorrem diamictitos avermelhados com seixos e
matacões polimíticos freqüentemente facetados e estriados da Formação Iapó
(Assine et al., 1994). Esses depósitos são interpretados como uma acumulação
num domínio glacial continental.
A Formação Vila Maria topo da Supersequência Rio Ivaí é caracterizada
por folhelhos cinza esverdeados ou mesmo preto com alto conteúdo fossilífero
gradando para arenitos e siltitos com estratificações cruzadas por ondas e
gretas de contração no topo. Esta formação é interpretada como depósitos
marinhos raso a transicional.
Esta supersequência representa a primeira incursão marinha das águas
do Panthalassa nesta região do continente, com a máxima transgressão

31
registrada nos pelitos Vila Maria, caracterizando o primeiro ciclo transgressivo-
regressivo da bacia. Uma vasta erosão no topo desta sequência originou
discordância caracterizada por uma superfície peneplanizada.

3.2 - SUPERSEQUÊNCIA PARANÁ

Este segundo ciclo deposicional na bacia ocorreu durante quase todo

Devoniano, com sua subsidência associada a Orogenia Precordilheirana
(Figura 3.5). O contexto geodinâmico para esta orogenia não está ainda bem
estabelecido na literatura, alguns autores atribuem este evento à colisão do
bloco Chilenia no Gondwana. Este ciclo ocorre amplamente distribuído ao
longo da bacia.

Figura 3.5 – Arcabouço tectono-sedimentar do Gondwana sul-ocidental no Neodevoniano ao

tempo da Orogenia Precordilheriana, responsável pela deposição da Supersequência Paraná
(modificado de Milani 1997).

32
 A Formação Furnas representa a porção inferior desta sequência e é
comumente marcado na sua base por pacote de conglomerados e/ou arenitos
conglomeráticos com espessuras predominantemente menores que um metro.
Sobrepostos a este pacote areno-conglomerático ocorrem arenitos médios a
grossos brancos a cinza-claro com níveis basais mais feldspáticos com
estratificações cruzadas. O topo da formação é representado por uma
passagem gradacional dos arenitos médios a grossos para arenitos finos e
siltitos argilosos com presença estratificação do tipo hummocky e estruturas
influenciado por maré.
A associação de fácies basal é interpretada como sendo depósitos
tipicamente continentais de origem fluvial, os quais gradam verticalmente para
sistemas parálicos de maneira interdigitada. O topo desta formação é
predominado por depósitos deltáico-lagunares e sistemas praiais.
A Formação Furnas é gradativamente afogada pelos folhelhos da
Formação Ponta Grossa representada em campo por um pacote métrico
composto de arenitos finos gradando para folhelhos.
A Formação Ponta Grossa caracteriza-se na sua base folhelhos
laminados com intercalações localizadas de lentes de arenitos finos
apresentando estruturas de retrabalhamento de ondas e ocorrência de
folhelhos carbonosos (Membro Jaguariaíva), seguidos por arenitos siltosos
(Membro Tibagi), e seu topo caracterizado por pelitos (Membro São
Domingos).
Os folhelhos do Membro Jaguariaíva são interpretados com depósitos de
plataforma rasa, os arenitos sílticos do Membro Tibagi representa a
progradação do sistema deltáico sobre os depósitos plataformais e os pelitos
do Membro São Domingos representam a reimplantação da plataforma.
O topo da Supersequência Paraná é caracterizado por marcante
discordância abrangendo grande parte da bacia denominada pré-Itararé,
relacionada com períodos de erosão e não deposição associadas grandes
geleiras da glaciação Gondwanica cujo clímax ocorreu no Mississipiano,
ocasionando hiato deposicional de 55 Ma. Esta discordância foi responsável
pela erosão de grande parte dos folhelhos devonianos.

33
 A Supersequência Paraná representa o segundo ciclo transgressivo-
regressivo de ordem 2 da bacia, onde o nível de mar baixo e transgressivo é
representado pelos depósitos da Formação Furnas e trato de mar alto pelos
depósitos marinhos da Formação Ponta Grossa. Internamente a esta
sequência foram reconhecidos 3 ciclos de ordem 3 atrelados a superfícies de
inundação máxima. No Membro Tibagi são descritos ciclos de maior frequência
na escala de parassequências.

3.3 - SUPERSEQUÊNCIA GONDWANA I

A Supersequência Gondwana I representa o maior registro sedimentar

da bacia, com espessuras máximas na ordem de 2500 m, ocorrendo em toda a
bacia com ampla área aflorante ao longo do perímetro da sinéclise com idade
Eocarbonífero a Eopermiano. Marca a saída do continente de um regime
talassocrático para um regime geocrático.
Diferentemente das duas primeiras sequências esta não possui uma
relação direta com o terceiro evento colisional ocorrido na porção sul-ocidental
do continente Gondwânico denominado de Orogenia Chánica, porém, registro
de subsidência relacionado a este evento encontra-se presente em depósitos
nas bacias de antepaís. Esta particularidade se deve a presença de uma
enorme calota polar presente em quase todo o continente inibindo deposição
sedimentar, refletida no hiato deposicional de 55 Ma entre esta supersequência
e a anterior. O evento colisional seguinte ocorrido na borda sul-ocidental do
antigo continente, durante Permiano, denominado de Orogenia Sanrafaélica
(figura 3.6), teve grande importância na deposição desta supersequência,
sendo ainda responsável por rearranjo estrutural do substrato da sinéclise,
marcado na bacia pela inversão súbita do sentido do on-lap de sul para norte
na deposição desta sequência (figura 3.7).
A história sedimentar desta sequência inicia-se logo após o ápice
glaciogênico com a deposição de diamictitos, conglomerados, arenitos,
depósitos finos e localmente tilitos e ritmitos do grupo Itararé e da Formação
Aquidauana.

34
Figura 3.6 – Arcabouço tectono-sedimentar do Gondwana sul-ocidental no Eo/Neopermiano ao
tempo da Orogenia Sanrafaélica, em período de continentalização da Bacia do Paraná
(modificado de Milani 1997).

Figura 3.7 – Configuração geométrica da Supersequência Gondwana I indicando mudança do

onlap de sul para norte da bacia (Milani, 2000)

O grupo Itararé é subdividido em três formações. Na sua base ocorre

pacote arenoso sobreposto por folhelhos e diamictitos subaflorantes da
Formação Lagoa Azul. Acima destes, assenta-se o principal intervalo arenoso

35
do grupo com ampla distribuição na bacia, denominado de Formação Campo
Mourão. Ocorrências de pelitos vermelhos na região leste de Santa Catarina e
diamictitos em alguns locais da bacia são atribuídas, também, a esta formação.
O topo do grupo representado pela Formação Taciba é caracterizado por
folhelhos com intercalações arenosas distribuídos na porção sul (Membro Rio
do Sul) e diamictitos na porção central e norte da Bacia do Paraná. A
Formação Aquidauana com ocorrência na parte norte-nordeste da bacia
apresenta os mesmos litotipos, distinguindo-se apenas por cor avermelhada.
O Grupo Itararé e Formação Aquidauana depositaram-se em ambiente
glacial, com grande aporte sedimentar associado ao degelo, que favoreceu
principalmente o desenvolvimento de fluxo gravitacionais (fluxo de massa e
turbiditos). Os ritmitos são atribuídos aos depósitos de lagos periglaciais com
freqüente presença de seixos pingados, e os tilitos ocorrem associados a
pavimentos estriados provocados pela ação mecânica da geleira.
O contato entre o grupo Itararé com o grupo Guatá ainda é motivo de
discussões na literatura. Acredita-se que em sua porção setentrional, a
sucessão glacial é limitada por superfície erosiva resultado de exposição
subaérea resultante da nova configuração do substrato da bacia devido ao
choque do bloco patagônico (Orogenia Sanrafaélica) e nas demais localidades
da bacia esta discordância é evidenciada ora por contato angular, ora por
justaposição de sistemas deposicionais contrastantes.
Em seguida ao pacote glaciogênico vem uma seção transgressiva
(Grupo Guatá) que inclui arenitos, siltitos e carvões (Formação Rio Bonito),
assim como siltitos e folhelhos (Formação Palermo). Na porção norte da bacia,
os intervalos médio e superior da Formação Rio Bonito e a Formação Palermo
são agrupados como Formação Tatuí em contexto marinho. A Formação Rio
Bonito representa a progradação deltáica devido aumento do aporte
sedimentar. Com a retomada das condições transgressivas este sistema foi
afogado por sedimentos marinhos rasos da Formação Palermo.
O limite entre o Grupo Guatá e o Grupo Passa Dois é marcado por
passagem gradacional e representa nítida tendência regressiva culminando
com red beds na entrada do Mesozóico.

36
 O Grupo Passa Dois é dividido em sete formações. Sua base é formada
por folhelhos, folhelhos betuminosos, margas, carbonatos e anidritas da
Formação Irati, e por folhelhos da Formação Serra Alta. Seguindo para o topo
este grupo é representado por argilitos e siltitos da Formação Teresina,
ocorrendo também na porção superior desta formação calcários oolíticos e
bancos de coquinas. Intercalados aos litotipos da Formação Teresina são
descritos arenitos, siltitos e folhelhos da Formação Rio do Rasto, assim como,
no domínio nordeste folhelhos avermelhados com laminações heterolíticas da
Formação Corumbataí. O topo deste grupo é marcado por arenitos
avermelhados e esbranquiçados fino a grosso localmente conglomerático com
estratificações cruzadas acanaladas e planar das Formações Sanga do Cabral
ao sul e Pirambóia ao norte.
O Grupo Passa Dois desenvolveu-se dentro de um contexto regressivo
com progressivo entulhamento da bacia. A deposição inicia-se dentro de um
contexto marinho raso restrito hipersalino da Formação Irati. Um ciclo
transgressivo de menor ordem afogou o golfo Irati desenvolvendo condições de
sedimentação marinhas relativamente mais profundas marcados pela
Formação Serra Alta. A contínua regressão do sistema é marcada pelo
desenvolvimento predominante de sistemas parálicos, com implantação de
sistema de maré na Formação Corumbataí e Teresina e de lobos deltáicos na
Formação Rio do Rasto, neste último encontra-se, também, subordinadamente
sistemas fluviais e lacustre associados. O entulhamento final desta sequência
ocorre a partir do desenvolvimento do sistema fluvio-eólico das Formações
Sanga do Cabral e Pirambóia.
O topo da Supersequência caracteriza-se por discordância regional
erosiva marcada por forte tendência de desertificação do continente que
culminou no desenvolvimento de superfície de deflação eólica relacionada ao
pacote sedimentar da supersequência Gondwana III, descrita mais abaixo.
A Supersequência Gondwana I representa um ciclo aloestratigráfico de
ordem II, documentando um evento transgressivo-regressivo completo. Inicia-
se na base com sedimentos glácio terrestre do Grupo Itararé/ Formação
Aquidauana em trato de mar baixo. As condições transgressivas são

37
reportadas ao intervalo glaciogênico e estende-se até a porção basal da
Formação Palermo, que constitui a máxima inundação marinha desta
supersequência, sucedendo-se a partir deste momento um caráter regressivo
culminando nos depósitos continentais das Formações Rio do Rasto, Sanga do
Cabral e Pirambóia.

3.4 - SUPERSEQUÊNCIA GONDWANA II

Com registro sedimentar na ordem de 200 m, a Supersequência

Gondwana II ocorre somente na porção gaúcha e uruguaia da bacia. Este
pacote sedimentar relata a história deposicional do Meso-Triassico a Eo-
Triassico da bacia. O mecanismo de subsidência que favoreceu este registro
ainda não está muito bem entendido, porém, marca ruptura da natureza
compressional que influenciou as subsidências mais antigas da bacia, para
uma natureza distensional que culminou na quebra do continente Gondwanico.
O conjunto de atributos observados nesta supersequência permitiu a
interpretação de grábens assimétricos distensivos (figura 3.8).
O pacote sedimentar assenta-se na discordância regional de caráter
erosivo presente no topo da Supersequência Gondwana I. A seqüência é
marcada por sedimentos da Formação Santa Maria, sendo dividido em três
fácies ambientais interpretadas com fluvial, pelitos subaquosos e lobos de
suspensão. A primeira é caracterizada por arenitos finos a conglomeráticos,
cinza-esbranquiçados, com estratificações cruzadas tangenciais de pequeno
porte e geometria lenticular. A segunda fácies é dominada por siltitos
vermelhos, comumente micáceo e aspecto maciço, com alguns horizontes de
calcrete, gipsita e paleossolo. A terceira fácies inclui arenitos finos a muito
finos, com geometria sigmoidal, e ocorrem intercalados aos pelitos da segunda
fácies.
Os sedimentos da Formação Santa Maria foram depositados em
ambiente fluvio-lacustre circundado por deserto e pode ser interpretado como
um “Mega-oasis” Triássico. A fácies fluvial é interpretada como sistemas
fluviais entrelaçado com eventual retrabalhamento eólico e marca a base da

38
seqüência. A fácies de pelito subaquoso representa os sedimentos acumulados
no contexto lacustre característico da formação. Os horizontes de calcrete,
paleossolo e gipsita caracterizam episódios de arides refletindo um forte
controle climático na deposição desta sequência. Depósitos produzidos pela
desaceleração de fluxos fluviais num corpo aquoso são relacionados à fácies
de lobos de suspensão interpretados como depósitos de frente deltáica e
hiperpicnitos e intercalam-se a depósitos lacustres

Figura 3.8 – Arcabouço tectono-sedimentar do Gondwana sul-ocidental no Meso/Neotriássico

onde foi depositado a Supersequência Gondwana II dentro de um sistema distensivo
(modificado de Milani 1997).

O topo da supersequência marca hiato deposicional de

aproximadamente 60 Ma, caracterizada pela mesma superfície de deflação
eólica relacionada ao pacote sedimentar da supersequência Gondwana III.

3.5 - SUPERSEQUÊNCIA GONDWANA III

Com a formação do supercontinente Pangea no triássico, a placa siálica

começa a sofrer incremento significativo de temperatura devido à

39
impossibilidade de dissipação do calor mantélico nesta porção do planeta. Este
incremento causa significativas mudanças no regime tectônico do continente
gondwânico de compressivo para distensivo e culminando na quebra do
supercontinente Pangea já no fim do triássico e posterior quebra do continente
gondwânico e abertura do oceano Atlântico.
Este incremento contribuiu para o soerguimento por expansão térmica e
ruptura distensiva. Este soerguimento e as condições paleofisiográficas
colaboraram para o desenvolvimento de peneplanização e grande mobilidade
de ergs arenosos (figura 3.9).

Figura 3.9 – Arcabouço tectono-sedimentar do Gondwana sul-ocidental no Neojurássico

caracterizado por desenvolvimentos de grabens e sedimentação predominantemente eólica
(modificado de Milani 1997).

A Supersequência Gondwana III, pacote vulcano-sedimentar de

espessuras aproximadas de 2400 metros ocorrendo entre o Neojurássico ao
Eocretáceo (Barremiano), constitui o primeiro registro em ampla escala na
bacia desta nova configuração do regime tectônico. O magmatismo basáltico

40
encontrado nesta seqüência modelou o substrato da bacia devido à carga
litoestática destas rochas e contribuiu com a geração de espaço nesta
supersequência (figura 3.10).

Figura 3.10 – Diagrama esquemático orientado na direção norte-sul, evidenciando a evolução

da subsidência das Supersequências Gondwana III e Bauru da Bacia do Paraná (Milani, 2000).
(A) Desenvolvimento da discordância infra-Botucatu de ergs. (B) Inicio da subsidência flexural
devido ao magmatismo Serra Geral, que favoreceu a deposição dos eolianitos Botucatu. (C)
Evolução do magmatismo de centro-norte para sul. (D) Cobertura Bauru alojada sobre
depressão gerada pelo resfriamento e acomodação final da pilha de lavas.

41
 A seqüência caracteriza-se, na base, pela formação Botucatu,
representada por pacote de arenitos médios a finos, com elevada esfericidade,
aspeto fosco, coloração rósea e estratificações cruzadas tangenciais de médio
a grande porte. Na porção norte e no Rio Grande do Sul ocorrem arenitos
médios a grossos, em corpos lenticulares intercalados aos depósitos eólicos.
Estes litotipos são característicos do ambiente desértico que se
desenvolveu no interior do continente ao longo de boa parte do período
Mesozóico. Os corpos lenticulares encontrados em algumas porções da bacia
indicam episódios torrenciais alúvio-fluviais ocorridos na paleomargem do
deserto.
Acima da Formação Botucatu ocorrem os basaltos da Formação Serra
Geral, em contato transicional, apesar da grande diferença de natureza dos
litotipos presente nas duas formações. Esta transicionalidade é evidenciada
pela presença de alternância entre os dois litotipos indicando movimentação
das dunas eólicas ao mesmo tempo em que ocorriam derrames basálticos e
termina no momento do soterramento total do sistema eólico que impediu a
manutenção e desenvolvimento deste sistema.
Associado aos basaltos, diques e soleiras, de material básico, cortam a
bacia em toda a sua extensão estando as soleira a intrudir principalmente os
pelitos da Formação Irati e Formação Ponta Grossa.

3.6 - SUPERSEQUÊNCIA BAURU

Com espessura de ordem de 300 metros, a Supersequência Bauru

representa o último episódio deposicional da bacia, com idades Eocretacea
(Albiano) a Neocretacea (Maastrichiano), ocorrendo na porção noroeste do
Estado do Paraná, oeste de São Paulo, sudeste do Mato Grosso do Sul, sul de
Goiás e no Triângulo Mineiro e restrita extensão no Paraguai. Os sedimentos
pertencentes a esta seqüência assentam-se sobre os basaltos da Formação
Serra Geral, em discordância erosiva. A subsidência da bacia, nesta fase, está
intimamente relacionada ao reajuste flexural negativo da litosfera em
conseqüência do resfriamento do enorme pacote basáltico (figura 3.11) e a

42
movimentos epirogenéticos ocorridos na quebra do Gondwana e deriva
continental subseqüente.
A supersequência é marcada por sedimentos do Grupo Bauru e Caiuá.
O primeiro é subdividido em três formações. Formação Adamantina,
relacionada a areias finas com intercalações argilosas e derrames alcalinos
associados, Formação Marília, com arenitos quartzosos e conglomerados
imaturos e polimíticos, freqüentemente com cimento carbonático e concreções
e Formação Uberaba, representada por arenitos com cimento calcítico e matriz
argilosa associados a siltitos, argilitos e rochas vulcanoclásticas.
O Grupo Caiuá ocorre interdigitados com os sedimentos do Grupo
Bauru, e são constituídos de arenitos finos a médio, de cor marrom arroxeada,
estratificações cruzadas tangencial de grande porte (Formação Rio Paraná e
Goio Erê) e arenitos muito finos a finos, geralmente maciços ou com
estratificações plano-paralelas incipientes, com siltitos subordinados (Formação
Santo Anastácio).
Os sedimentos do Grupo Bauru caracterizam domínio flúvio-lacustre,
passando para depósitos de regime torrencial com leques aluviais em clima
semi-árido, ocorrendo na porção nordeste da bacia próximo a sua borda. Estes
sedimentos possuem forte relação com vulcanismos alcalinos que ocorriam na
borda da bacia. Na porção sudoeste distribuem-se as areias de origem eólica
do Grupo Caiuá. A distribuição paleogeográfica para Supersequência Bauru é
sintetizada na figura 3.11.

Figura 3.11 – Modelo de preenchimento do Supergrupo Bauru (Fernandes & Coimbra, 1996).

43
4 - SISTEMAS PETROLÍFEROS

4.1 - SISTEMA PETROLÍFERO PONTA GROSSA-ITARARÉ

O sistema petrolífero Ponta Grossa-Itararé faz parte do Megasistema

Petrolífero Intracratônico, definido por Figueiredo & Milani (2000), um dos cinco
megasistemas propostos pelos autores citados para as bacias sedimentares
sul-americanas. Os megasistemas petrolíferos correspondem a grupos de
bacias que apresentam processos e condições similares de geração, migração
e acumulação de hidrocarbonetos (Figueiredo & Milani, op cit.). O sistema
petrolífero Ponta Grossa-Itararé é caracterizado por rocha geradora (folhelhos
escuros) do Devoniano, período importante para a deposição de geradoras em
outras bacias sedimentares sul-americanas. Os principais reservatórios
correspondem a arenitos glaciogênicos do Permo-Carbonífero (Gr. Itararé).
Milani & Zalán (1998 apud Milani & Zalán, 1999) apontam os arenitos costeiros
do Eo-Permiano (Fm. Rio Bonito) como um segundo reservatório, e Zalán et al.
(1990) indicam como possíveis reservatórios adicionais o arenito Furnas, sills
fraturados, e esporádicos corpos arenosos na própria Formação Ponta Grossa.
Zalán et al. (op cit.), apresentam uma série de dados e interpretações a
respeito dos sistemas petrolíferos da Bacia do Paraná. Afirmam que a
Formação Ponta Grossa é uma rocha geradora moderada a boa de gás e
condensado. Através de resultados de reflectância de vitrinita e alteração
termal, Zalán et al. (op cit.) atestam que a Formação Ponta Grossa está dentro
da zona supermatura (ultrapassou a zona de maturação) em quase todas as
partes da bacia. A maturação termal variaria de matura na área leste a
supermatura na área oeste da bacia. A maturidade decresceria gradualmente
em direção ao norte, com valores de reflectância de vitrinita (Ro) de cerca de
0.6% no topo da Formação Ponta Grossa na porção mais ao norte da bacia
(Zalán et al., op cit.). Esses mesmos autores apresentam para a Formação
Ponta Grossa um conteúdo de carbono orgânico total (COT) variando de 0,01%
a 2,9%, com um valor médio de cerca de 0,4%. Já Milani & Zalán (1999)

44
apresentam para a mesma formação um COT mais otimista entre 1,5% e 2,5%,
com picos de 4,6%, com matéria orgânica do tipo II.
Em termos de maturação, os geradores devonianos do Megasistema
Petrolífero Intracratônico sul-americano compartilham uma característica em
comum. Em nenhuma dessas bacias aplica-se um modelo simples de evolução
de maturação baseado somente em taxas de subsidência e soerguimento, e
acréscimo termal por estiramento crustal (Figueiredo & Milani, 2000). Nas
rochas devonianas da Bacia do Paraná, a espessura acumulada de rochas
intrusivas é da ordem de centenas de metros, impondo um regime térmico que
craqueou todo o betume (em folhelhos imaturos ou já maturados) e
hidrocarbonetos (em acumulações formadas antes das intrusões) na maior
parte em frações de gás (Milani & Zalán, 1999). A Figura 4.1 (Zalán et al.,
1990) correlaciona profundidade, unidades estratigráficas e rochas intrusivas
com os valores de reflectância de vitrinita (Ro) e índice de alteração termal
(TAI) do registro de um determinado poço, mostrando o efeito térmico das
intrusivas sobre tais valores.
Vesely & Assine (2004) identificam alguns espessos (20 a 50 metros)
corpos arenosos no registro estratigráfico do Grupo Itararé, principalmente na
parte média a inferior dos perfis. Esses corpos representam os possíveis
reservatórios do petróleo gerado pelo folhelho Ponta Grossa. Apesar da
ocasional sobreposição dos arenitos por lamitos e diamictitos, que poderiam
funcionar como rochas selantes, os efetivos selos reconhecidos em
perfurações correspondem a soleiras de diabásio mesozóicas (Zalán et al.,
1990; Milani & Zalán 1999; Figueiredo & Milani, 2000).
Figueiredo & Milani (op cit.) atribuem às acumulações de gás da Bacia
do Paraná a dobras transpressionais permianas. Dessa forma, a geração de
trapas estaria relacionada aos efeitos intraplaca da Orogenia San Rafaélica,
ocorrida no Permiano (Milani & Ramos, 1998; Rostirolla et al., 2000), à época
de colisão do Bloco da Patagônia com a margem sul-ocidental do Gondwana.
Com base nos dados coligidos nessa revisão, elaborou-se um quadro de
eventos tentativo para o sistema petrolífero Ponta Grossa-Itararé (Figura 4.2).
Devido às características peculiares do sistema petrolífero apresentadas

45
anteriormente, espera-se que os elementos e processos do sistema
apresentem variações locais possivelmente setorizadas.

Figura 4.1 – Perfil de maturação

mostrando efeito térmico de rochas
intrusivas nos valores de Ro e T.A.I.
em poço da parte sul da Bacia do
Paraná. Setas apontam saltos nos
valores dos indicadores de maturação
claramente atribuíveis a rochas ígneas
(Zalán et al., 1990).

4.2 - SISTEMA PETROLÍFERO IRATI-RIO BONITO/PIRAMBÓIA

O sistema petrolífero Irati-Rio Bonito-Pirambóia constitui-se de um play

para óleo na bacia do Paraná. A formação Irati, de idade permiana, é a
geradora dos hidrocarbonetos deste sistema. O paleoambiente deposicional
desta formação caracteriza-se por um mar restrito de pequenos golfos e baías,
apresentando profundidades variadas, em torno de 3000m, com alta salinidade
de suas águas (Daemon et al.1991 apud Milani et. al., 1994). O conteúdo
litológico é representado por uma assembléia variada compreendendo desde

46
folhelhos betuminosos, folhelhos ricos em matéria orgânica, arenito, marga,
anidrita e carbonato (Milani et. al., 1994).
O óleo gerado na formação Irati abastece os reservatórios das
formações Rio Bonito e Pirambóia (Zalán et al.,1990). A migração horizontal, a
partir da rocha geradora, é bastante expressiva em termos de deslocamento,
em torno de 200 a 300 km de distância, em contraste com uma migração
vertical pouco significativa e restrita. Também é constatado pelos mesmos
autores, de forma pormenorizada, a acumulação de hidrocarbonetos nos
arenitos eólicos da formação Botucatu.
Milani & Zalán (1999) inserem as formações Rio Bonito no Eopermiano e
Pirambóia no Neopermiano/Eotriássico como sendo os principais reservatórios
areníticos responsáveis pelas acumulações de óleo neste sistema, podendo ter
associada alguma ocorrência de gás. Esta primeira formação é considerada
como a principal acumuladora do play, onde seus arenitos costais e deltáicos
encontram-se em altos estruturais alongados preferencialmente na direção NE
e apresentam-se capeados por litotipos argilosos (Rostirolla et al., 2000). A
estruturação em falhas normais desta unidade deveu-se a ocorrência do
magmatismo Serra Geral. A Orogenia La Ventana condicionou a bacia a um
regime compressional, visto que possui feições como estruturas em flor
positiva, dobras en-echelon e horsts, nos quais são responsáveis pela
formação das principais trapas estruturais.
Já a formação Pirambóia representa um reservatório de menor
expressão neste sistema petrolífero. Milani & Zalán (1999) retratam esta
unidade como arenitos eólicos/fluviais trapeados por fluxos de lavas basálticas.
Os constituintes litológicos são puramente siliciclásticos, variando entre
arenitos de cor avermelhada a esbranquiçados, com textura de areia média a
fina com porções localmente conglomeráticas. Comporta feições internas como
estratificações cruzadas acanaladas e planares (Milani et. al., 1999) e não
apresentam conteúdo fossilífero algum. Milani & Zalán (op. cit.) retratam a
existência de mais de 20 exudações conhecidas de um arenito asfáltico oriundo
do sistema Irati/Pirambóia nos Estados de São Paulo e Santa Catarina.

47
 Quanto a natureza geoquímica dos constituintes litológicos e produzidos
na formação Irati, ambos Milani & Zalán (1999) e Zalán et al.(1990) concordam
que a eficácia da maturação dos componentes orgânicos dos folhelhos deveu-
se, principalmente, à dissipação térmica provocada pelas intrusões de diques e
soleiras de diabásio (Figura 4.1). Zalán et al.(op. cit.) reportam uma relação
entre a maturação dos folhelhos com a espessura da rocha intrusiva: quase
que como regra, ao se atingir espessuras maiores que 30m, a rocha geradora
já se encontraria num estado de supermaturação, com elevado craqueamento
da matéria orgânica. Destacam ainda, estes últimos autores, a possibilidade da
maturação dos folhelhos Irati ter ocorrido de forma normal, ou seja, pelo
empilhamento rochoso característico ocorrido nas porções mais profundas da
bacia do Paraná.
Milani & Zalán (1999) apresentam em seus estudos valores de COT do
folhelho Irati variando entre 8% a 13%, podendo chegar até 24%. No entanto,
Zalán et al.(1990) reportam valores de COT mais pessimistas, nos quais se
constata uma variação de 0,1% a 23% com média geral em torno de 2%. O
membro Assistência é característico por apresentar um querogênio do tipo I
basicamente, tendo os seus valores avaliados somente na porção oriental da
bacia, onde medidas de reflectância da vitrinita e alteração termal mostram
rochas imaturas. O potencial gerador (S2) é da ordem de 273kg HC/ton.. Os
membros Taquaral e Serra Alta apresentam um querogênio do tipo III de
origem lenhosa.

5 - PRINCIPAIS OCORRÊNCIAS DE HIDROCARBONE- TOS NA BACIA DO

PARANÁ

A Bacia do Paraná até o presente momento não apresenta descobertas

significativas de hidrocarbonetos. Este fato pode ser atribuído a duas situações
extremas. A inexistência de potencial expressivo para geração e acumulação
de petróleo ou a inexpressiva história exploratória dada a grande extensão e
adversidades geológicas encontrada na bacia.
Apesar deste quadro, são registrados, na Bacia do Paraná, diversas
formas de ocorrências de hidrocarbonetos, com reservas economicamente

48
viáveis de folhelhos pirobetuminosos, acumulação de gás no campo de Barra
Bonita, além de ocorrências sub-econômicas de gás e óleo em outros
prospectos e ocorrências de rochas betuminosas (arenitos asfálticos).
No presente trabalho serão relatadas três formas de acumulação na
bacia retratadas em trabalhos científicos abordando a gênese e reserva destas
acumulações, sendo elas os folhelhos pirobetuminosos (xisto betuminoso) da
Formação Iratí, onde será explorado a jazida de São Mateus do Sul (PR) da
Petrobras, a acumulação comercial de Gás em Pitanga (PR) no prospecto
Barra Bonita e os arenitos asfálticos encontrados nas proximidades dos
municípios de Anhembí, Angatuba, Guareí e Bofete, no estado de São Paulo.

5.1 - CAMPO DE BARRA BONITA

O campo de Barra Bonita representa a primeira descoberta comercial,

em subsuperfície de hidrocarbonetos da Bacia do Paraná e está bem
caracterizado no artigo de Campos et al (1998) o qual foi utilizado para a
sintetização deste campo. Esta descoberta se deu por meio dos dados
adquiridos nos poços 1-BB-1-PR (descobridor) e 3-BB-2D-PR, primeiro poço
delimitatório e perfurado direcionalmente.
Esta primeira descoberta comercial de gás apresenta um potencial de
produção superior a 200.000 m3/dia de gás em cada um dos dois poços
existentes. Do ponto de vista exploratório, a acumulação de Barra Bonita
representa um grande estímulo para a continuidade exploratória da área, onde
outros prospectos semelhantes podem ser testados.
O prospecto foi definido a partir de uma malha sísmica 2D com
espaçamento em torno de 3 km e apoiado em poços previamente perfurados
na região. Foram identificadas feições estruturais num nível estratigráfico
próximo à base do Grupo Itararé, correspondendo a anticlinais arranjados
segundo um trende estrutural de orientação SW-NE, segundo a direção das
grandes suturas precambrianas do embasamento da bacia.
A presença de canalizações e feições erosivas ligadas à sedimentação
Itararé foi outro elemento considerado como de elevada importância neste

49
prospecto. A grande discordância existente entre as Supersequência Paraná e
Gondwana I, marcada pelo avanço dos glaciares na Bacia, bem como os
processos sinsedimentares foram fundamentais para proporcionar um efetivo
contato entre os reservatórios arenosos e os folhelhos geradores devonianos.
As amostras do folhelho gerador Ponta Grossa obtidas em poços na
área, exibem teores de carbono orgânico residual de até 1,5%, em matéria
orgânica liptinítica/amorfa de boa qualidade para a geração. Os reservatórios
do Grupo Itararé na região do Paraná Central apresentam porosidades
menores que 10%, fruto de uma complexa história diagenética (França &
Potter, 1988) e correspondem a lobos de geometria lenticular, amalgamados
associados aos arenitos Lapa-Vila Velha da Formação Campo Mourão. Estes
apresentam-se na forma de um blanket arenoso de ampla ocorrência (França
et al., 1996). O selo do campo faz-se por soleiras de diabásio associado ao
vulcanismo Serra Geral. A porção basal da soleira encontra-se fraturada o que
permite acumulação de gás nesta.
Com base nos perfis adquiridos nos poços foi interpretado
quantitativamente porosidade matricial 5 e 9% no reservatório arenítico com
saturação de gás entre 70 e 80%. A correlação entre os poços indicou um
adelgaçamento do corpo arenítico que passou de uma espessura de 12m no
poço 1-BB-1-PR para cerca de 5m no poço 3-BB-2D-PR (figura 5.1).
Com base em perfis de imagem, duas famílias de fraturas específicas
foram observadas: fraturas sub-horizontais e fraturas subverticais. As fraturas
sub-horizontais mergulham para oeste, apresentam alta regularidade e
pequena espessura. A família de fraturas subverticais ocorre na base da soleira
de diabásio, bem como no corpo arenítico e apresentam direção preferencial
de mergulho para SSW com inclinações entre 75º e 85º. Estes sistemas de
fraturas contribuem para melhor condutividade do reservatório.

50
Figura 5.1 - Correlação entre os poços a partir da análise quantitativa dos perfis. O poço 3-BB-
2D-PR, perfurado direcionalmente, apresenta-se nesta ilustração verticalizado (Campos et al.,
1998).

A caracterização petrográfica e petrofísica foi realizada com amostras

laterais e testemunhos. Os arenitos são bem selecionados, subarredondados,
predominando as frações fina a muito fina, constituídos, basicamente, por
quartzo, plagioclásio e feldspato potássico, caracterizando uma composição
arcoseana. As análises de laboratório indicam valores de porosidade inferiores
a 9%, em consonância com a análise quantitativa dos perfis, e uma
permeabilidade menor que 2 mD.
As permeabilidades obtidas em laboratório a partir das amostras de
rocha refletem a contribuição matricial do reservatório e são mais baixas que as
permeabilidades intervalares obtidas a partir dos testes de produção a poço
revestido, conforme mostrado pela tabela 5.1. Este contraste de
permeabilidade colabora com a interpretação da contribuição do fluxo através
da rede fraturas condutivas do sistema permo-poroso.

51
Tabela 5.1 – Dados de porosidade e permeabilidade obtidos em campo e em laboratório.

* adquiridas com amostradores laterais por percussão (Campos et al., 1998).

5-2 - MINA DE SÃO MATEUS SUL (PETROSIX)

A produção de hidrocarbonetos na Petrosix é obtida por meio do

processamento dos folhelhos pirobetuminosos da Formação Irati. Esta
formação ocorre com ampla área aflorante distribuindo-se nos Estados de Rio
Grande do Sul, Santa Catarina, Paraná, São Paulo, Mato Grosso do Sul e
Goiás.
A Formação Irati está inserida na Supersequência Gondwana I
ocorrendo em um momento de continentalização com desenvolvimento de
fácies marinho restrito. Os folhelhos oleígenos estão associados ao Membro
Assistência da Formação Irati. O Membro Assistência sobrepõe
transicionalmente aos siltitos e folhelhos cinza-escuros e azulados do Membro
Taquaral, com os folhelhos pirobetuminosos interpondo-se às camadas de
calcário e pelitos cinza-escuros da unidade superior. A deposição da Formação
Irati ocorreu em ambiente marinho raso plataformal, que se aprofundava em
direção às porções centrais da Bacia do Paraná. O confinamento desse mar,
de natureza nerítica, permitiu, em determinados momentos, a criação de áreas
euxínicas, com a formação de folhelhos pirobetuminosos. Os carbonatos
ocuparam, preferencialmente, regiões mais rasas, costeiras, onde a
precipitação química fora mais intensa e persistente (Cabral Junior et al.,
2001). Estes autores retratam que os estados sulistas possuem maior potencial
para este tipo de jazimentos, pois expõem camadas mais espessas de
folhelhos, com conteúdo oleígeno mais elevado, devido a configuração
paleogeográfica da Formação Irati.
A operação em São Mateus do Sul foi iniciada com a Usina Protótipo do
Irati (UPI), em 1972; enquanto que a tomada da produção do Modulo Industrial

52
em plena escala, em dezembro de 1991, marcou a consolidação da tecnologia.
A mineração é realizada a céu aberto, com área de 64,5 quilômetros quadrados
de concessão da Petrobrás.
Na jazida, o minério é encontrado em duas camadas: a camada superior
de folhelho com 6,4 metros de espessura e teor de óleo de 6,4%, e a camada
inferior com 3,2 metros de espessura e teor de óleo de 9,1% (figura 5.2). A
reserva é estimada em 1,12 bilhões de barris de óleo, 48,322 milhões de
toneladas de enxofre, 4,5 milhões de toneladas de gás liquefeito e 73,83
bilhões de metros cúbicos de gás combustível (dados obtidos no site da
MINEROPAR).

Figura 5.2 – Seção vertical

na Mina da Petrosix
mostrando os dois
principais corpos de
folhelhos explotados
(modificado do site
www.mineropar.pr.gov.br).

Figura 5.2 – Seção vertical na Mina da Petrosix mostrando os dois principais corpos de
folhelhos explotados.
A extração do minério se caracteriza por sua simplicidade operacional
onde o folhelho minerado a céu aberto passa por um britador que o reduz a
fragmentos de 6 a 70 milímetros. Esse material é levado a uma retorta onde é
aquecido a temperatura de aproximadamente 500 graus centígrados (processo
de pirólise). A ação do calor transforma o betume e querogênio contido no
folhelho, gerando óleo e gás. Neste processo são gerados outros subprodutos,
tais como: enxofre e material para indústria cerâmica.

53
 Figura 5.3 – Etapas do
processo de extração e
beneficiamento do folhelho
pirobetuminoso na Petrosix (site
www.mineropar.pr.gov.br).

5.3 - ARENITOS ASFÁLTICOS

As ocorrências de arenitos asfálticos encontram-se na borda leste da

Bacia do Paraná no Estado de São Paulo e sua distribuição relaciona-se a
fatores estruturais e estratigráficos (Araújo 2003, Araújo et al. 2003).
Distinguem-se duas regiões principais de ocorrências: Uma região ao norte da
cuesta de Botucatu (Planalto Residual de Botucatu), chamada “área Anhembi”
ou “Alto Estrutural de Anhembi”. A outra região localiza-se ao sul do Planalto de
Botucatu, na região denominada “área Jacu” ou “área da estrutura do Jacu”
(Figura 5.4 e tabela 5.2).

54
Figura 5.4 – Mapa de localização da área de ocorrência dos arenitos asfálticos da Bacia do
Paraná. (Ia) Planalto Residual de Botucatu; (Ib) Planalto Centro Ocidental; (IIa) Depressão do
Médio Tietê; (IIb) Depressão do Paranapanema; (III) Planícies Fluviais. Nomes das ocorrências
estão representadas na tabela 5.1 (Araújo et al. 2003).

A Formação Pirambóia constitui a principal unidade hospedeira. Nela, as

impregnações de betume encontram-se confinadas na sua porção inferior,
próximo ao contato com a Formação Corumbataí. Suas espessuras variam de
30 m em Sobar (Guareí) a 130 m em Betumina (Anhembi). A estrutura
sedimentar mais comum é a estratificação cruzada de médio e grande porte
(figura 5.5).

55
Tabela 5.2 - Localização das principais ocorrências dos arenitos asfálticos na Bacia do Paraná.
* Ocorrência nos arenitos da Formação Tatuí
Prof. Teresina Prof. Max.
Num. Ocorrência UTM E (m) UTM N (m) Cota Dique associado Espessura (m)
(m) (m)
1 Jacutinga* 789316 740606 660 Não 5 - -
2 Nhaiva 786034 7415501 703 Sim (NE) 93 70 57
3 Itatigue 780238 7412922 702 Não 31 48 38
4 Bairro Quebra 787292 7420877 703 Não - - -
5 Sobar I 769878 7413118 625 Não 9 35 28
6 Sobar II 769534 7414274 645 Não - - -
7 Sobar III 771234 7415906 630 Não - - -
8 Morro do Bofete I 783254 7432376 544 Sim (N) - 57 -
9 Morro do Bofete II 783150 7432514 553 Sim (NE) - - -
10 Morro do Bofete III 783412 7432378 553 Sim (N) - - -
11 Morro do Bofete IV 783450 7432402 558 Sim (N) - - -
12 Estrada da Mina I 782530 7432650 539 Sim (NE) - - -
13 Estrada da Mina II 782439 7432752 551 Sim (NE) - - -
14 Bairro da Mina I 782274 7432619 543 Sim (NE) - - -
15 Bairro da Mina II 782259 7432660 540 Sim (NE) - - -
16 Bairro da Mina III 782290 7432636 539 Sim (NE) - - -
17 Fazenda São Jorge I 783226 7431789 569 Sim (NE) - -
18 Fazenda São Jorge II 782302 7432310 536 Sim (NE) - - -
19 Piapara 783650 7471000 577 Não 16 80 20
20 Porto Martins 777619 7488660 453 Sim (NW) - - -
21 Volta Grande 783460 7488200 455 Não - - -
22 Braço da Represa 787587 7482382 472 Não - - -
23 Betumita 806036 7479911 525 Sim (NE) 80 130 47
24 Moquém I 803648 7478267 547 Sim (NE) - - -
25 Moquém II 804014 7478826 535 Sim (NE) - - -
26 Fazenda Ribeirão Claro 807271 7483403 528 Não - - -

56
 As amostras de mão são coesas devido a ação cimentante dos
hidrocarbonetos com arenitos siliciclásticos de granulometria média a grossa,
grãos de esfericidade moderada, subarredondados com contatos côncavo-
convexos. A maturidade varia de submatura a matura.

Figura 5.5 – Aspecto

geral dos arenitos
Pirambóia impregnados
por hidrocarbonetos
(arenitos asfálticos),
Milani 2006, comun.
pess..

A distribuição do hidrocarboneto no arenito não é sempre homogênea

devido às diferentes estruturas sedimentares dos arenitos que causam
variações na permeabilidade e porosidade, o que proporciona diversos
aspectos às amostras de mão, desde maciços até listrados e pintalgados.
A única exceção a essa situação estratigráfica na região é uma
ocorrência em Jacutinga. Neste caso, o asfalto impregna arenitos grosseiros da
Formação Tatuí, em contato por falha com os sedimentos da Formação Irati.
Entre os elementos relacionados à gênese do arenito asfáltico,
destacam-se o fator de geração relacionado as rochas geradoras do Subgrupo
Irati; o fator de acumulação relacionado às rochas reservatório da Formação
Pirambóia e secundariamente Formação Tatuí; e finalmente o fator de
migração/acumulação que relaciona-se aos caminhos de migração, estruturas
acumuladoras e cronologia de eventos (Araújo, 2003, Araújo et al., 2004). A
figura 5.6 apresenta esquematicamente os principais elementos e processos
relacionados à gênese do arenito asfáltico, mostrando cronologicamente os
principais elementos descritos abaixo:

57
 (1) Fraturamento de folhelhos e geração de estruturas
penecontemporâneas (sismitos) durante evento tectônico Permiano
relacionado à Orogenia Sanrafaélica;
(2) Deposição da Formação Pirambóia e Botucatu (Triássico-Jurássico).
Início da ativação Juro-Cretácea com reativação de estruturas, fraturamento da
rocha geradora, início da atividade vulcânica e aquecimento anômalo da rocha
geradora;
(3) Maturação da matéria orgânica e migração primária a partir do
aumento anômalo do gradiente geotérmico;
(4) Migração secundária ao longo de falhas e diques de rocha básica e
camadas permeáveis basculadas. Fluxo em direção aos altos estruturais.
Acumulação sob camadas de baixa permeabilidade e junto a paredes de
diques.

Figura 5.6 – Modelo evolutivo para geração, migração e acumulação para os arenitos asfálticos
da Bacia do Paraná (modificado de Araújo et al., 2004).

58
 O elemento chave nas ocorrências é a presença de diques de rochas
básicas como barreiras e condutos. Estas apresentam direções preferenciais
NE e subordinadamente NW, estando as acumulações localizadas na porção
oeste dos diques. Outra característica destes depósitos de hidrocarbonetos é a
distribuição próxima a rocha geradora, apresentando pequena migração lateral.
Existem poucos trabalhos a respeito da cubagem destas ocorrências,
porém para os depósitos Anhembi, Tomas Filho (1982) indica um volume de
óleo de 5,7 milhões de barris, com um teor médio de 5,5% de óleo em peso. A
área computada abrange aproximadamente 40 ha e a espessura de arenito
asfáltico chega a atingir mais de 80 m. Tendo por base esta reserva, o autor
estima um total de 26 milhões de barris de óleo minerável para as ocorrências
de Moquém, Bofete e Guareí (Itatigue).

59
6 - CONCLUSÕES E PERPECTIVAS EXPLORATÓRIAS FRENTE AO
HISTÓRICO DE E & P NA BACIA DO PARANÁ

A busca por petróleo na bacia do Paraná iniciou-se no final do século

XIX e, de certa forma, prossegue até os dias de hoje. Esta história
exploratória não logrou o sucesso esperado, pois não houve grandes
descobertas comerciais na bacia. Por outro lado, a proximidade da bacia
com as regiões sul e sudeste do Brasil possibilitaria a comercialidade de
campos que, em outras regiões, não seriam passíveis de serem explorados.
Isto, de certa forma, estimula continuamente o interesse exploracionista por
esta bacia. Adicionalmente, parecem existir dúvidas sobre se o esforço
exploratório empreendido na bacia foi suficiente para uma avaliação
completa do seu potencial petrolífero, ou se o insucesso progressivamente
acumulado foi contribuindo também progressivamente para um
arrefecimento exploratório e, consequentemente, uma avaliação incompleta
do potencial petrolífero da Bacia do Paraná.

Neste item serão apresentadas as perspectivas exploratórias da bacia

frente ao histórico de E & P. A contribuição da Bacia do Paraná para a
produção de óleo do Brasil será também apresentada, enfatizando a
explotação de reservas não convencionais representadas pelos folhelhos
pirobetuminosos. A potencialidade dos arenitos asfálticos como produtores
de óleo será também discutida. Por fim serão discutidos também, até certa
medida, os principais fatores que influenciaram nestes resultados, e também
a impressão do grupo no que tange às novas perspectivas exploratórias na
bacia.

60
6.1 - PERSPECTIVAS EXPLORATÓRIAS FRENTE AO HISTÓRICO DE EXPLORA-ÇÃO E
EFETIVIDADE DOS SISTEMAS PETROLÍFEROS

A Bacia do Paraná registra uma história de relativo insucesso

exploratório, denunciado pelo histórico de E & P na bacia. Isto é frustrante,
tendo em vista sua localização geográfica privilegiada e a comprovada
existência de sistemas petrolíferos ativos na bacia (Zalán et al. 1990, Artur &
Soares 2002). Uma restrita ocorrência comercial de gás (Barra Bonita), e
indícios e ocorrências subcomerciais de óleo e gás resultaram de campanhas
exploratórias empreendidas por diversas empresas desde o século passado
(ver Tabela 1.1).

As Rochas geradoras estão presentes na bacia, sendo os folhelhos

negros da Fm. Irati de idade Permiana muito ricos em matéria orgânica do tipo
I, podendo alcançar um COT de aproximadamente 24% nas porções mais
ricas. Folhelhos da Fm. Ponta Grossa (Devoniano) são também importantes
geradores, com COT entre 1.5% e 2.5% e matéria orgânica tipo II. Somente as
rochas do Devoniano teriam alcançado o primeiro estágio de maturação da
matéria orgânica na bacia, ocorrido no Carbonífero Superior-Permiano Inferior.
O segundo estágio de geração na Bacia do Paraná teria sido alcançado por
ambas as unidades geradoras, colocadas na janela de óleo e gás em virtude
do aquecimento gerado pelas intrusões sub-vulcânicas do magmatismo Juro-
Cretáceo da Fm. Serra Geral. Os principais reservatórios são rochas arenosas
do Grupo Itararé e da formação Rio Bonito (ambos de idade Permiana-
Carbonífero), e da formação Pirambóia (Permo-Triássico), caracterizando os
dois sistemas petrolíferos efetivos da Bacia do Paraná (Ponta Grossa-Itararé e
Irati-Pirambóia) (ver Zalán et al. 1990; Milani & Zalán 1999).

Apesar da caracterização da efetividade dos sistemas petrolíferos da

bacia, descrita sucintamente acima, nenhuma acumulação possante de
hidrocarbonetos foi descoberta na Bacia do Paraná. Ou seja, frente ao histórico
de E & P as perspectivas não são boas. Uma breve quantificação do esforço
exploratório, entretanto, demonstra a relativa insuficiência dos dados obtidos
para uma caracterização segura da inviabilidade de ocorrer descobertas

61
importantes de acumulações de hidrocarbonetos. O número de poços, e a
kilometragem e qualidade das linhas sísmicas (somente 2D) frente à extensão
da bacia, por exemplo, sugerem que ainda há espaço para uma avaliação mais
segura do potencial econômico da bacia para petróleo. Zalán et al. (1990), por
exemplo, afirmam que da centena de poços exploratórios perfurados na bacia,
somente quatro foram perfurados em estruturas fechadas. Isto é crucial para a
segurança de uma avaliação do potencial petrolífero da bacia.

6.2 - ACUMULAÇÕES NÃO CONVENCIONAIS (ARENITOS ASFÁLTICOS – TAR SANDS) E

FOLHELHOS PIROBETUMINOSOS

Embora não tenham sido descobertas acumulações expressivas de óleo

e gás na Bacia do Paraná, a contribuição da bacia para a produção nacional de
hidrocarbonetos não é nula. A contribuição atual da bacia advém dos folhelhos
extremamente ricos em matéria orgânica, mas imaturos, da formação Irati.
Estas rochas têm sido exploradas pela PETROBRAS na planta de São Mateus
do Sul no estado do Paraná. Os dados mais específicos sobre a produção de
óleo pelo processamento destas rochas estão disponíveis no capítulo 5.

Outras ocorrências menos convencionais, entretanto, como os arenitos

asfálticos são particularmente importantes. Os arenitos asfálticos ocorrem de
forma esparsa em uma faixa de mais ou menos 60 km (Araújo et al. 2004), e
poderiam ser potencialmente explorados. Estas ocorrências são importantes
porque denunciam a presença de um sistema petrolífero que “deu certo” na
Bacia do Paraná (houve geração, migração e trapeamento de óleo), embora
intensamente biodegradados (ver Araújo et al., op. cit.).

Outro aspecto extremamente importante é com relação ao viés

econômico das ocorrências de arenito asfáltico. Obviamente, a economicidade
da exploração destas jazidas se relaciona também ao preço atual do petróleo
no mercado internacional. De acordo com Tertzakian (2006), a alta no preço do
petróleo tem viabilizado a busca de fontes emergenciais de energia, como por
exemplo, o óleo contido em imensas jazidas de arenito asfáltico em Alberta no
Canadá. As reservas deste país contidas nos arenitos betuminosos, segundo o
mesmo autor, somam aproximadamente 200 bilhões de bbl. A Venezuela

62
também contem imensas jazidas de arenitos betuminosos, somando
aproximadamente 1 trilhão de barris (Zalán, comum. pess.).

Desta forma, além dos preços elevados do petróleo no mercado

internacional, a economicidade da exploração dos arenitos asfálticos no Brasil
depende também do montante das reservas disponíveis e de outros fatores,
tais como estabilidade política, instalação de plantas para processamento e
refino do betume dos arenitos (infra-estrutura), e resolução das questões
ambientais envolvidas (Tertzakian 2006).

Outra utilização das ocorrências de arenito asfáltico da bacia é a

didática. Poderiam ser feitas excursões de campo para observação de óleo no
reservatório, a heterogeneidade de reservatórios e o comportamento do óleo
frente a estas heterogeneidades, tanto vertical como horizontalmente, assim
como o estudo da geração e migração deste óleo. Estudos como estes são de
suma importância para a exploração já que este sistema foi efetivo na bacia,
porém exumado posteriormente.

6.3 - POTENCIAL PETROLÍFERO DA BACIA DO PARANÁ FRENTE AO DE OUTRAS BACIAS

PALEOZÓICAS

Apesar dos parcos resultados obtidos na Bacia do Paraná, frente ao

esforço exploratório empreendido, não é claro pela análise bibliográfica
realizada as razões inequívocas deste relativo insucesso. Assim, objetivando
posicionar os sistemas petrolíferos da Bacia do Paraná relativamente à
algumas bacias paleozóicas produtoras de petróleo, efetuou-se uma
compilação de alguns aspectos considerados importantes (mas não
exclusivos), para o enquadramento das bacias como produtoras ou não de
hidrocarbonetos. Objetivou-se, também, adquirir um parâmetro comparativo
entre alguns aspectos importantes da geologia do petróleo nestas bacias. A
semelhança eleita para fins comparativos reside na idade do preenchimento
sedimentar (todas com importante registro sedimentar Paleozóico). O resultado
da referida comparação pode ser vista na tabela 6.1.

63
 Para este fim escolheu-se as demais sinéclises interiores brasileiras
(Solimões, Amazonas e Parnaíba) (Milani & Zalán 1999, Rostirolla et al. 2000,
e Artur & Soares 2002), bacias na China (Ordos e Junggar) (Cao et al. 2005, e
Xiao et al. 2005), e antiga União Soviética (Bacia do Volga-Urais e do médio
mar Cáspio) (Peterson & Clarke 1983, e Ulmishek & Harrison 1981).

Pode-se observar imediatamente destes dados a avantajada extensão

areal da Bacia do Paraná com relação as outras bacias. Pode-se observar
também que, em se tratando da espessura da sucessão sedimentar, a Bacia
do Paraná possui um registro intermediário, bastante inferior aos 12 km de
espessura da bacia do médio mar Cáspio, e aos 10 km de registro da bacia de
Junggar, bacias estas produtoras de petróleo. Isto tem reflexo óbvio na
maturação térmica da matéria orgânica devido à subsidência. Entretanto,
espessuras intermediárias como no caso das bacias do Paraná, e Ordos e
Volga-Urais (estas duas últimas produtoras de óleo e gás), também são
passíveis de sofrerem maturação regional por subsidência, isto em função do
regime termal da crosta em cada região numa época específica. Inversamente,
bacias relativamente menos espessas, como a do Solimões, Amazonas e de
Ordos, esta última com espessura comparável a da Bacia do Paraná (~ 6.000
m), podem também ser produtoras de petróleo, tendo sofrido ou processo de
maturação regional por subsidência, ou então uma maturação mais discreta,
como por exemplo, aquela promovida por vulcanismo ou magmatismo intenso
(p. ex. Solimões). Desta forma, dependendo das características geológicas de
cada região, bacias com diferentes espessuras podem ser submetidas a
condições termais regionais ou relativamente localizadas, suficientes para
maturação da matéria orgânica e, consequentemente, serem produtoras ou
não de petróleo.

64
 Idade do Geradores Maturação Armadilhas Produção
Área Espessura
2 Preenchi- Esp. Subsi- Discreta Estru- Estrati- Observações
Km Máxima COT Idade
mento máx. dência (Vulca.) turais gráficas Status

Bacia do ~5.000m 6.0%

600.000 Ordo. – Ceno. 50m Devoniano Não Sim Sim _ Produtora Tectônica Juruá
Solimões (3.800m) (8.0%)
(Óleo e Gás)
Bacia do Produtora Vulcanismo
500.000 ~5.000m Ordo. – Ceno. Devoniano Sim Sim Sim _
Amazonas (Óleo e Gás) Penatecaua

Bacia do Ocorrências de Vulcanismo em dois

600.000 3.500m Silu. – Cret. 2.0 a 2.5% Devoniano Não Sim _ _
Parnaíba Óleo e Gás períodos

2.0% Poços
Devoniano
Bacia do subcomerciais; Vulcanismo Serra
1.400.000 6.000 m Ordo. – Cret. Sim Sim Sim Sim
Paraná 10% Ocorrências de Geral
Permiano
(24%) óleo e Gás

125 m Devoniano
Campos Gigantes e
(45 m)
Bacia do Volga- Supergigantes
Sim Principal- Produtora
Urais 500.000 6.300 m Devo. – Perm. ≤ 5% Sim Não (Romashkino ~ 13,0
mente (Óleo e Gás)
(Rússia) bbl;
< Mississipian
Orenburg ~70 tcf)
240m o

Bacia do Médio Triássico

Até 9.8% Campos Gigantes e
Cáspio
_ 12.000 m Perm. – Ceno. _ Sim Não Sim Sim Produtora Supergigantes
(Província de
1.0-1.3% (Óleo e Gás) (Uzen ~ 7.5 bbl)
Baku) Jurássico

Bacia de
Estruturação
1.26 a Produtora de
Junggar 130.000 10.000m Carb. – Ceno. >700m Permiano Sim _ Sim Sim importante –
1.4% Óleo e Gás
Campos Gigantes
(China)
Paleozóico 15 a Carbonífero
Bacia de Ordos Produtora Estruturação
250.000 6.000 m Inferior a 60m 1.5 a 5.0% - Sim _ Limi-tada Sim
(China) de Gás Simples
Mesozóico Permiano

Tabela 6.1 – Dados gerais de bacias Paleozóicas confrontadas com a Bacia do Paraná. Dados obtidos com base em: Cao et al. (2005), Xiao et
al. (2005), Milani & Zalán (1999), Rostirolla et al. (2000), Artur & Soares (2002), Peterson & Clarke (1983), Ulmishek & Harrison (1981). ∗ rochas
reservatórios e selantes estão presentes na coluna sedimentar das bacias; migração e preservação efetivos.

65
 Com relação às armadilhas (estratigráficas e tectônicas) para
hidrocarbonetos, pode-se observar a importância de uma estruturação imposta
por tectônica com timming adequado, na acumulação econômica de petróleo.
Isto pode ser observado, por exemplo, para as bacias do Solimões e de
Junggar, embora as estruturas tectônicas sejam também importantes para as
bacias do Volga-Urais, do Mar Cáspio e também do Amazonas. Entretanto,
algumas bacias produtoras podem não ser portadoras de expressiva
estruturação tectônica, como por exemplo, a bacia de Ordos, que é produtora
de óleo e gás. Outras bacias, desprovidas de uma estruturação importante,
como a bacia do Parnaíba, não são produtoras de petróleo. Assim, pode-se
observar que apesar da forte influência da estruturação tectônica na presença
ou não de acumulações econômicas de petróleo, estas também podem ocorrer
em bacias com estruturações relativamente mais simples (armadilhas
estratigráficas).

Levando-se em conta que para as bacias listadas na tabela, as rochas

reservatório e selantes estão presentes na coluna rochosa de cada bacia
produtora, e que a migração e preservação também foram efetivos, pode-se
discutir também alguns aspectos a respeito das rochas geradoras. Algumas
unidades são muito ricas em COT (carbono orgânico total), como a rocha
geradora Triássica da bacia do mar Cáspio, a geradora da bacia do Solimões
(de idade Devoniana), e também da bacia de Ordos (Carbonífero-Permiano).
Outras unidades geradoras não são tão ricas em termos absolutos, mas são
unidades extremamente possantes, como no caso da bacia de Junggar. No
caso do Paraná, os folhelhos geradores devonianos do Ponta Grossa contém
em média 2% de COT, mas a Formação Irati pode chegar a 24% localmente,
tendo em média 10% em COT. Desta forma, o potencial para geração de
petróleo da bacia do Paraná, com relação ao quesito teor em carbono orgânico
é bastante expressivo.

Embora não abarcando todos os aspectos relevantes e necessários para

uma análise mais completa do potencial de geração e preservação de
acumulações econômicas de petróleo, acredita-se que a análise empreendida
acima permite concluir que, a princípio, não há uma feição claramente proibitiva

66
para um sucesso exploratório futuro na Bacia do Paraná. Mais do que um
aspecto em especial da geologia do petróleo de cada bacia, o que parece
determinar o sucesso de cada bacia analisada é um conjunto de fatores. Cada
bacia produtora pode ter características consideradas importantes
universalmente para a geração de importantes acumulações econômicas de
hidrocarbonetos, como por exemplo, subsidência-maturação regional da
matéria orgânica e estruturação tectônica com timming adequado, ou também
características mais sutis e particulares, como vulcanismo e outros tipos de
armadilhas para acumulação dos fluidos.

6.4 - PLAYS E PROSPECTOS PARA HIDROCARBONETOS NA BACIA DO PARANÁ –

IMPRESSÕES DO GRUPO

6.4.1 - VULCANISMO E MATURAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA NA BACIA DO

PARANÁ – PROSPECTANDO A ÁREA DE GERAÇÃO

Processos de maturação da matéria orgânica por intrusões ígneas

associadas a eventos vulcânicos regionais, são descritos como ativos nas
bacias paleozóicas brasileiras. Nas bacias mais a norte (Solimões e
Amazonas), o vulcanismo Penatecaua tem idade Juro-Triássica, e está
associado à abertura do Atlântico centro-norte. Na bacia do Paraná o
vulcanismo denominado de Serra Geral, de idade Neocomiana, está
relacionado à abertura do Atlântico Sul (ver Raja Gabaglia & Milani 1991, e
síntese em Milani & Zalán 1999). Este vulcanismo tem composição
predominantemente básica. Assim, no quadro de elementos e eventos dos
sistemas petrolíferos nestas bacias, a idade dos eventos magmáticos
representam também momentos críticos para a geração de hidrocarbonetos.
No caso específico da Bacia do Paraná, as intrusões básicas podem ainda
representar selos efetivos, como no caso da acumulação de gás de Barra
Bonita.

Conforme discutido em diversos pontos deste trabalho, na Bacia do

Paraná as intrusões sub-vulcânicas teriam promovido a maturação da matéria
orgânica nos folhelhos ricos em carbono orgânico da formação Irati, que

67
somente muito localmente teriam alcançado o estágio maturo por subsidência
(Zalán et al. 1990), e promovido um segundo evento de maturação nos
folhelhos Ponta Grossa.

Correia & Pereira (2005) estudaram as distribuições das soleiras e

diques nas principais rochas geradoras e as idades atribuídas a estes eventos
magmáticos. Mapas de espessura total de soleiras e percentagem possibilitou
a estes autores interpretarem trends de soleiras preferencialmente nas
direções NW-SE, NE-SW e E-W com magmatismos mais jovens a SE. Assim,
acredita-se que o mapeamento destas intrusões e de suas relações com as
rochas geradoras na bacia, seria fundamental para os trabalhos de prospecção
de hidrocarbonetos e também para uma avaliação mais realista do potencial de
geração da bacia. Neste sentido, os sills ou soleiras teriam uma importância
maior se comparados aos diques, pois teriam uma superfície de contato maior
com as encaixantes. Isto garantiria maior efetividade na transferência de calor
e, consequentemente, de geração de petróleo.

No final da década de 80 e inicio da década de 90, foram realizados

estudos gravimétricos e magnetométricos ao longo da bacia, com intuito de
mapear soleras e diques. Destes, destacam-se o trabalho com dados
gravimétricos da parte norte da bacia de Molina et al. (1989) e o trabalho com
magnetometria realizado por Ussami et al (1991). Os dois trabalhos ressaltam
a importância de um melhor detalhamento dos estudos para uma interpretação
mais apurado destas ocorrências de diques e soleiras.

Portanto, para uma boa avaliação do potencial de geração da bacia, o

papel dos métodos potenciais de prospecção geofísica, como a gravimetria e a
magnetometria é de suma importância, focalizando áreas com maior potencial
de soleiras e diques subvulcânicos.

Neste trabalho alguns aspectos são extremamente importantes para o

alcance dos objetivos propostos. Pode-se então citar: a – os métodos
potenciais, notadamente o gravimétrico, permitem uma avaliação da estrutura
relativamente profunda. Isto possibilitaria não só a detecção de intrusões em
subsuperfície, mais também estimar sua profundidade. Isto, em conjunção com

68
dados de poços, por exemplo, possibilitaria estimar o papel da intrusão na
geração de hidrocarbonetos em determinada região; b – no caso da Bacia do
Paraná, onde o pacote vulcânico é muito expressivo, talvez se possa extrair a
influência nas leituras geofísicas obtidas das rochas vulcânicas, de tal sorte
que se possa avaliar somente a influência das rochas posicionadas nos níveis
estratigráficos de interesse; c – trabalhos experimentais prévios, envolvendo
grandezas de interesse para a avaliação empírica da efetividade de geração de
hidrocarbonetos por parte de intrusões básicas, também poderiam ser úteis
para este tipo de trabalho;

6.4.2 - GEOLOGIA ESTRUTURAL E ARMADILHAS PARA HIDROCAR-BONETOS NA

BACIA DO PARANÁ

Durante a história deposicional da Bacia do Paraná, tem sido

reconhecidas diversas estruturas associadas à reativações de lineamentos
antigos no embasamento, durante e após a deposição da bacia (Zalán et al.
1990). Assim, a elaboração de modelos tectônicos para estas estruturas,
juntamente com o conhecimento de sua relação com os sistemas petrolíferos
efetivos na mesma, torna-se essencial para a execução de atividades de
exploração.

Rostirolla et al. (2000) apresentam um modelo cinemático para

reativação das estruturas NE-SW no Permo-Triássico e provavelmente também
no Jurássico, que teria potencial na aplicação para a exploração de
acumulação de petróleo. Esta iniciativa é interessante, na medida em que trata
da caracterização cinemática e geométrica de estruturas tectônicas com
potencial para acumulação de petróleo. Entretanto, Feijó (com. pess.) assinala
a vinculação direta entre uma caracterização sísmica com qualidade e uma
interpretação exploratória mais precisa. A qualidade dos dados sísmicos atuais
parece ser insuficiente para uma análise estrutural de subsuperfície detalhada.
Isto caracterizaria então uma dificuldade técnica para a utilização otimizada
desta ferramenta, extremamente importante como ferramenta exploratória na
indústria petrolífera mundial.

69
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