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Sumario Geologico R14 Parnaiba
Sumario Geologico R14 Parnaiba
Sumario Geologico R14 Parnaiba
1. INTRODUÇÃO ............................................................................................. 1
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2. HISTÓRICO EXPLORATÓRIO
A quarta Fase teve início após a criação da ANP. Desde então, a Bacia do
Parnaíba foi ofertada em quatro rodadas de licitações.
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Figura 2. Mapa com distribuição dos dados sísmicos e de poços na região dos blocos
da R14 na Bacia do Parnaíba.
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3. EVOLUÇÃO TECTONOESTRATIGRÁFICA
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Figura 3. Diagrama estratigráfico da Bacia do Parnaíba (Vaz et al., 2007).
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Estruturalmente, a bacia formou-se como resultado de uma subsidência
termal, flexural, a partir do final do Ordoviciano, de forma muito lenta,
aparentemente controlada pelos lineamentos Transbrasiliano (SO–NE), o
principal controlador, e Picos-Santa Inês (NO–SE), ambos herdados do Pré-
cambriano. A primeira grande sequência deposicional (Siluriana) foi delimitada
pela orogenia Caledoniana, que gerou a primeira discordância regional da bacia.
A subsidência termal flexural seguiu-se durante a deposição da segunda grande
sequência (Devoniana). A sedimentação desta sequência foi encerrada com a
orogenia Eo-herciniana, que gerou outra discordância de caráter regional.
4. SISTEMAS PETROLÍFEROS
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4.1 Geração e Migração
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Rodrigues (1995) identificou três intervalos potencialmente geradores
dentro da Formação Pimenteiras, denominando-os de folhelhos radioativos A, B
e C (Figura 5).
A B
Figura 5. (A) Isólitas dos folhelhos radioativos C e (B) Teores médios de COT (carbono
orgânico total) nos folhelhos radioativos C (Rodrigues, 1995).
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A geração nesta bacia é diretamente relacionada às intrusões ígneas que
frequentemente acometem as rochas geradoras da Formação Pimenteiras
(Figura 6). O incremento térmico decorrente das intrusões foi o catalisador para
a geração. Contudo, tendo em vista que na Bacia do Parnaíba as intrusões
ígneas se concentram diretamente na rocha geradora, o potencial desta bacia é
para a geração de gás.
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Além da Formação Pimenteiras, as formações Tianguá (Siluriano) e Longá
(Devoniano-Fameniano) são consideradas geradoras potenciais secundárias.
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A Formação Longá apresenta matéria orgânica dos tipos III e IV, com alta
proporção de inertinita. Nas áreas com ausência de intrusões de diabásio, ocorre
termicamente pouco evoluída (Rodrigues, 1995).
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caso da Formação Ipu, já foram observados indícios em alguns poços, e seu
potencial aumenta se os folhelhos silurianos da Formação Tianguá se mostrarem
geradores. Diabásios intrusivos, se fraturados, podem se constituir reservatórios,
a exemplo do poço 2CP 0001 MA (Capinzal). Aventa-se ainda a possibilidade de
lentes de areias inseridas dentro dos folhelhos da Formação Pimenteiras como
rocha-reservatório, devido a regressões forçadas.
Figura 8. Mapa de isópacas da Formação Cabeças (Lima, 1990 in Góes et al., 1993).
Intervalo de contorno: 50 metros.
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Figura 9. Mapa de distribuição da porosidade média da Formação Cabeças (Soeiro,
1990 in Góes et al., 1993). Intervalo de contorno: 3 por cento.
O selo mais eficiente nesta bacia é formado por intrusões de diabásio que
podem selar qualquer reservatório, independentemente de sua posição
estratigráfica. A Formação Longá também se apresenta como selo para um dos
principais reservatórios que é a formação Cabeças. Selos para eventuais
reservatórios nas formações Ipu, Itaim e Piauí podem ser formados,
respectivamente, por folhelhos da Formação Tianguá, folhelhos da Formação
Pimenteiras e folhelhos e evaporitos da Formação Pedra de Fogo.
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4.4 Trapas
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(i)
(ii)
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5. SETORES EM OFERTA
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A Figura 13 apresenta a localização detalhada dos blocos em oferta na
14ª Rodada de Licitações da ANP na Bacia do Parnaíba.
Figura 13. Localização com detalhe dos blocos sugeridos para a 14ª Rodada de
Licitações da ANP na Bacia do Parnaíba.
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6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
CUNHA, P.R.C. et al. Parnaíba Basin - The Awakening of a Giant. In: 11th
Simposio Bolivariano Exploracion Petrolera en las Cuencas Subandinas, 2012,
Cartagena de indias. Extended abstract. Cartagena de Indias: Asociación
Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo, 2012.
DPC & ASSOC. Petroleum Systems of Brasil. Relatório. DPC & Assoc., 2000.
178p.
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MILANI, E. J.; ZALÁN, P.V. The Geology of Paleozoic Cratonic Basin and
Mesozoic Interior Rifts of Brazil. In: AAPG International Conference and Exibition,
1998, Rio de Janeiro. Short course. Rio de Janeiro: AAPG, 1998. p. 54-66.
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