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ESTUDO DOS SISTEMAS PETROLÍFEROS NO SETOR CENTRAL DA BACIA DOS
"LLANOS ORIENTALES", COLÔMBIA. UM MODELO PARA EXPLICAR AS
MUDANÇAS NA QUALIDADE DO PETRÓLEO
Diego Fernando García Bautista
TESE SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DA COORDENAÇÃO DOS
PROGRAMAS DE PÓS-GRADUAÇÃO DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS
PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE DOUTOR EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA
CIVIL.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
MARÇO DE 2008
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ii
GARCÍA BAUTISTA DIEGO FERNANDO.
Estudo dos sistemas petrolíferos no
setor central da bacia dos “Llanos Orientales”,
Colômbia. Um modelo para explicar as
mudanças na qualidade do petróleo [Rio de
Janeiro] 2008
X, 229 p. 29,7 cm (COPPE/UFRJ,
D.Sc., Engenharia Civil, Sistemas Petroliferos,
2008)
Tese – Universidade Federal do Rio de
Janeiro, COPPE.
Geoquímica de gases e óleos,
modelagem de bacias, avaliação de sistemas
petrolíferos
I. COPPE/UFRJ II. Título (série)
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iii
Dedico este trabalho à memória do meu pai, quem me ensinou a curtir os desafios e o
valor de lutar pelos sonhos.
A minha mãe com quem aprendi a ter perseverança e a acreditar nas pessoas.
A Colômbia, país de riscos e sonhos, terra de quem compromete seu coração.
iv
AGRADECIMENTOS
Gostaria de agradecer as pessoas da ECOPETROL que me deram seu apoio:
À equipe de trabalho do projeto de pesquisa Fluxo Regional de Fluidos. Alba Mesa,
Myriam Caro e Jorge Rubiano. A Nestor Fernando Saavedra, que acreditou na minha
proposta. A Luis Fernando Sarmiento, quem nunca poupou idéias e recomendações
para melhorar o trabalho.
Na COPPE e no Instituto de Química /UFRJ, quero agradecer a:
Luiz Landau, por fazer simples e agradáveis as coisas na Universidade. Ricardo
Bedregal por me permitir o uso da infra-estrutura do Lab2M, e fazer importantes
sugestões ao longo desta pesquisa. A Felix Gonçalves, pelas idéias e sugestões que
mantiveram meu trabalho no caminho certo. A professora Débora quem ajudo muito
na parte analítica e na interpretação dos dados geoquímicos e à Márcia com quem foi
possível a discusao das interpretações.
Aos colegas com quem curti um café, os almoços e muitos chopes: Nelson, Filippe,
Analuiza, Allan e muito especialmente a Jaci minha colega de sala e minha assessora
na língua portuguesa. A Christian Niño pela sua acolhida nos meus primeiros dias no
Rio.
As pessoas do CENPES:
Joelma Lopes, que além de colega é uma amiga inesquecível. Luiz Antonio quem
sempre esteve pronto a me ajudar. A Henrique pelos conselhos e dicas nos momentos
de confusão. A Silvana, minha guia pelo difícil mundo dos biomarcadores e gostaria
agradecer muito especialmente a Eugenio, meu caro orientador, pelo tempo e
dedicação que deram forma e coerência cientifica ao trabalho.
E meu maior agradecimento para Lina e Paula por terem alegrado cada um de meus
dias no Rio, com seu amor e sua companhia.
v
Resumo da Tese apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos necessários
para a obtenção do grau de Doutor em Ciências (D.Sc.)
ESTUDO DOS SISTEMAS PETROLÍFEROS NO SETOR CENTRAL DA BACIA DOS
"LLANOS ORIENTALES", COLÔMBIA. UM MODELO PARA EXPLICAR AS
MUDANÇAS NA QUALIDADE DO PETRÓLEO
Diego Fernando García Bautista.
Março/2008
Orientadores: Prof. Luiz Landau, D. Sc.
Dr. Eugenio Vaz dos Santos Neto, Ph.D.
Programa: Engenharia Civil
A caracterização geoquímica de óleos e gases da região central da Bacia dos Llanos
Orientales permitiu que fossem identificadas três famílias de petróleo, geradas em
fácies diferentes do intervalo Cenomaniano-Santoniano.
Fácies geradoras de afinidade marinha produziram petróleo em cozinhas de geração
localizadas na Cordillera Oriental durante o Eoceno e Oligoceno. Depois dos eventos
de deformação Andina (5 Ma), criaram-se cozinhas locais nas áreas de foothill e
foredeep, gerando petróleo das fácies de características continentais. Embora o
processo de geração seja responsável por diferenças na composição e nas
características físicas do petróleo expulso pelas rochas, observou-se que as maiores
modificações nas propriedades dos fluidos foram causadas por processos pós-
genéticos.
O sincronismo proposto neste trabalho para os eventos de carga oferece novas
possibilidades exploratórias ligadas às estruturas pré-Andinas dentro da bacia.
vi
Abstract of Thesis presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Doctor of Science (D.Sc.)
STUDY OF PETROLEUM SYSTEMS IN THE CENTRAL PART OF THE "LLANOS
ORIENTALES" BASIN, COLOMBIA. A MODEL TO EXPLAIN THE PETROLEUM
QUALITY CHANGES
Diego Fernando García Bautista.
March/2008
Orientadores: Prof. Luiz Landau, D. Sc.
Dr. Eugenio Vaz dos Santos Neto, Ph.D.
Programa: Civil Engineering
The petroleum trapped into the central area of the Llanos Orientales basin was
generated by three different facies of Cenomanian-Santonian source rocks.
Oil kitchens of marine source rocks were developed in the Cordillera Oriental during
the Eocene and Miocene. After the main Andean deformation pulses (5 Ma), a new oil
charge came in to the Llanos Basin from local kitchens of continental source rocks
located in the deepest areas of foothill and foredeep, eastward of the Guicaramo fault
system. The type of organic matter and the level of thermal evolution of the source
rocks produced the compositional differences in the expelled petroleum. However post-
genetic processes are the main controls on the current fluid properties in the study
area.
New exploration opportunities related to the pre-Andean structures, have been
proposed based on this new interpretation of the petroleum systems of the central
Llanos Basin.
INDICE DO TEXTO
1. INTRODUÇÃO................ .....................................................................................................1
1.1 TRABALHOS PREVIOS ......................................................................................................3
1.2 METODOLOGIA.... ..................................... ...................... ....................... ....................... ...4
2.
CONTEXTO GEOLÓGICO REGIONAL ...................................................................................5
2.1 ORIGEM E EVOLUÇÃO DA BACIA DOS LLANOS ORIENTALES (BLO) .......................................8
2.2 ESTRATIGRAFIA......... ................................................................................................... 11
2.2.1 SEQÜÊNCIA PRÉ-CRETÁCICA (EMBASAMENTO ECONÔMICO) .................................. 13
2.2.2 SEQÜÊNCIA RIFT ............................................................................................... 14
2.2.3 SEQÜÊNCIA PÓS-RIFT OU DE SUBSIDÊNCIA TÉRMICA ............................................. 15
2.2.4 SEQÜÊNCIA DE INVERSÃO TECTÔNICA – BACIAS FORELAND. .................................. 16
2.3 EVOLUÇÃO ESTRUTURAL E IDADE DE FORMAÇÃO DAS TRAPAS. .......................................... 18
2.4 REGIME TERMICO ......................................................................................................... 23
3. GEOQUÍMICA
DO PETRÓLEO .......................................................................................... 27
3.1 GEOQUÍMICA DOS ÓLEOS .............................................................................................. 30
3.1.1 CORRELAÇÕES ÓLEO-ÓLEO ............................................................................... 31
3.1.2 MISTURA DE ÓLEOS ............................................................................................ 39
3.1.3 EVOLUÇÃO TERMAL DOS ÓLEOS .......................................................................... 40
3.1.4 BIODEGRADAÇÃO .............................. ................................ ................................ . 41
3.1.5 ANÁLISE MULTIVARIADA ..................................................................................... 44
3.2 GEOQUÍMICA DE GASES ................................................................................................ 48
3.2.1 MECANISMOS DE GERAÇÃO DO GÁS ..................................................................... 49
3.2.2 PROCESSOS DE ALTERAÇÃO ............................................................................... 53
3.2.3 PRECURSOR ORGÂNICO ..................................................................................... 57
3.3 DISTRIBUIÇÃO GEOGRÁFICA DOS GRUPOS DE PETRÓLEOS E ABRANGÊNCIA DOS
PROCESSOS DE ALTERAÇÃO ....... ........................... ............................ ........................... . 59
3.4 CORRELAÇÕES ROCHA – PETRÓLEO .............................................................................. 62
3.4.1 IDENTIFICAÇÃO DAS POSSÍVEIS ROCHAS GERADORAS ............................................ 65
3.4.2 AVALIAÇÃO DAS PROPRIEDADES GEOQUÍMICAS DAS POSSÍVEIS GERADORAS ........... 66
3.4.3 COMPARAÇÃO GEOQUÍMICA DE ÓLEOS GERADOS ARTIFICIALMENTE E
ÓLEOS NATURAIS
. .............................................................................................. 74
4. MODELAGEM
DA GERAÇÃO E MIGRAÇÃO DO PETRÓLEO .......................................... 82
4.1 MODELO CONCEITUAL ................................................................................................... 83
4.2 LIMITAÇÃO DAS FERRAMENTAS DE SIMULAÇÃO ................................................................ 84
4.3 METODOLOGIA DA SIMULAÇÃO ....................................................................................... 85
4.4 MODELOS 1D........ ....................................................................................................... 87
4.4.1 HISTÓRIA DE SUBSIDÊNCIA ................................................................................. 88
4.4.2 HISTÓRIA DO FLUXO TÉRMICO ............................................................................ 91
ii
4.4.3 CINÉTICA DA MATÉRIA ORGÂNICA, CONTEÚDO ORGÂNICO E POTENCIAL DAS
GERADORAS
...................................................................................................... 97
4.4.3.1 FORMAÇÃO LOS CUERVOS ................................................................. 978
4.4.3.2 FORMAÇÃO GACHETÁ .......................................................................... 98
4.4.3.3 FORMAÇÃO CHIPAQUE ..................................................................... 1011
4.4.4 RESULTADOS DOS MODELOS 1D ....................................................................... 104
4.5 MODELO PRÉ-ANDINO (3D) ....................................................................................... 1088
4.5.1 UNIDADES LITOLÓGICAS E IDADES ..................................................................... 108
4.5.2 GEOMETRIA E DISTRIBUIÇÃO DAS UNIDADES LITOLÓGICAS ................................. 1099
4.5.3 FLUXO TERMAL E CINÉTICA DA MATÉRIA ORGÂNICA ............................................. 114
4.5.4 DISCUSSÃO DOS RESULTADOS DA MODELAGEM .................................................. 116
4.5.4.1 GERAÇÃO NO CRETÁCEO ................................................................... 116
4.5.4.2 MIGRAÇÃO DO PETRÓLEO ANTES DO SOERGUIMENTO DA CO ................. 122
4.6 MODELO PÓS-ANDINO ................................................................................................. 127
4.6.1 CONSTRUÇÃO DO MODELO ............................................................................... 128
4.6.2 HISTÓRIA DE FLUXO TÉRMICO E PROPRIEDADES GEOQUÍMICAS DAS
GERADORAS
.................................................................................................... 130
4.6.3 RESULTADOS. MATURAÇÃO DAS GERADORAS. IDADE E LOCALIZAÇÃO DAS
ÁREAS DE GERAÇÃO
......................................................................................... 133
5. QUALIDADE
DO PETRÓLEO .......................................................................................... 139
5.1 A QUALIDADE DO PETRÓLEO NA BLO ............................................................................ 140
5.2 CONTROLES NA COMPOSIÇÃO DO PETRÓLEO DURANTE A GÊNESE ................................... 148
5.2.1 COMPOSIÇÃO DO PETRÓLEO GERADO PELA FÁCIES MARINHA ............................... 151
5.2.2 COMPOSIÇÃO DO PETRÓLEO GERADO PELA FÁCIES CONTINENTAL ........................ 155
5.3 EFEITO DA MIGRAÇÃO SOBRE A COMPOSIÇÃO DO PETRÓLEO ........................................... 162
5.4 MUDANÇAS COMPOSICIONAIS NOS RESERVATÓRIOS ...................................................... 169
5.4.1 BIODEGRADAÇÃO .............................. ................................ ............................... 169
5.4.2 MODELO DE BIODEGRADAÇÃO DOS ÓLEOS NA BLO ......................................... .... 173
5.4.3 MISTURA DE ÓLEOS. EVIDÊNCIAS E CONSEQÜÊNCIAS NAS PROPRIEDADES
FÍSICAS DO PETRÓLEO
...................................................................................... 178
5.4.4 MODELO DE MISTURA ....................................................................................... 179
5.4.5 ABRANGÊNCIA GEOGRÁFICA DOS PROCESSOS POS-GENÉTICOS ........................... 182
5.4.6 OUTROS PROCESSOS DE ALTERAÇÃO ................................................................ 185
6. CONCLUSÕES,
APLICAÇÕES EXPLORATÓRIAS E SUGESTÕES .............................. 186
7. BIBLIOGRAFIA………….. ................................................................................................ 195
iii
INDICE DE FIGURAS
FIGURA 2.1. MAPA MOSTRANDO AS PRINCIPAIS FEIÇÕES TECTÔNICAS NOS ANDES DO
NORTE DA COLÔMBIA. .............................................................................................6
FIGURA 2.2. SEÇÃO ESQUEMÁTICA QUE MOSTRA O PREENCHIMENTO DO GRÁBEN DO
COCUY DURANTE A FASE RIFT.. ................................................................................8
FIGURA 2.3. SEÇÃO ESQUEMÁTICA QUE REPRESENTA O FINAL DA FASE PÓS-RIFT.. ..........................9
FIGURA 2.4. SECÇÃO ESQUEMÁTICA MOSTRANDO O COMEÇO DA INVERSÃO TECTÔNICA E A
FORMAÇÃO DA BACIA DE
FORELAND. ....................................................................... 10
FIGURA 2.5. A CARGA TECTÔNICA DESLOCA-SE PARA LESTE GERANDO MAIOR
SUBSIDÊNCIA TECTÔNICA E DÁ INICIO AO PROCESSO DE INVERSÃO DAS
ANTIGAS FALHAS NORMAIS E A FORMAÇÃO DA
BLO. ................................................. 10
FIGURA 2.6. SECÇÃO ESQUEMÁTICA MOSTRANDO O SOERGUIMENTO DA CORDILLERA
ORIENTAL............ ................................................................................................. 11
FIGURA 2.7. CARTA ESTRATIGRÁFICA SIMPLIFICADA DA BLO E O FLANCO LESTE DA
CO................. ................................. ........................... ........................... ............... 12
FIGURA 2.8. MAPA GEOLÓGICO DA ÁREA DE ESTUDO MOSTRANDO AS PRINCIPAIS FEIÇÕES
QUE SERVEM COMO LIMITE PARA OS DOMÍNIOS ESTRUTURAIS
: CORDILLERA
ORIENTAL, FOOTHILLS E FORELAND ............ ........................... ........................... ...... 19
FIGURA 2.9. SECÇÃO ESTRUTURAL MOSTRANDO A GEOMETRIA DO FOOTHILL.. .............................. 20
FIGURA 2.10. SECÇÃO SÍSMICA EM TEMPO............. ...................................................................... 21
FIGURA 2.11. RESTAURAÇÃO ESTRUTURAL MOSTRANDO O MODELO DE DEFORMAÇÃO
PROPOSTO POR
BAYONA. ET AL (2005). .................................................................. 22
FIGURA 2.12. GRÁFICO PROFUNDIDADE VS. REFLECTANCIA DA VITRINITA (%RO). ............................ 24
FIGURA 2.13. MATURIDADE TERMAL DO TERCIÁRIO..... ................................................................. 25
FIGURA 2.14. MAPA DE GRADIENTE GEOTÉRMICO DA BACIA.............. ............................................ 26
F
IGURA 3.1. MAPA DE LOCALIZAÇÃO DE AMOSTRAS DE ÓLEO E GÁS ANALISADAS. .......................... 29
FIGURA 3.2. INDICADORES GEOQUÍMICOS DE AFINIDADE TERRESTRE NOS ÓLEOS DA BLO
(LLAO) COMPARADO COM AS BACIAS VALLES MÉDIO E SUPERIOR DEL
MAGDALENA (VMM E VSM RESPECTIVAMENTE). ..................................................... 30
FIGURA 3.3. COMPARAÇÃO DOS SINAIS DA CROMATOGRAFIA GASOSA NOS TRÊS TIPOS DE
ÓLEOS
.............. .................................................................................................... 31
FIGURA 3.4. AS FACIES GERADORAS MOSTRAM VARIAÇÕES SIGNIFICATIVAS NOS SEUS
AMBIENTES DE SEDIMENTAÇÃO
............................................................................... 32
FIGURA 3.5. A RAZÃO PR/FI SEPARA AMOSTRAS DE AFINIDADE CONTINENTAL DE AQUELAS
DE AFINIDADE MARINHA
. ......................................................................................... 33
FIGURA 3.6. AS AMOSTRAS DO GRUPO M TÊM BAIXAS RAZOES TRICÍCLICOS ESTENDIDOS
MESMO QUE ASSOCIADAS COM FÁCIES DE AFINIDADE MARINHA
(PR/FI<3.0). .............. 34
FIGURA 3.7. A RAZÃO TRICÍCLICOS/HOPANOS SEPARA OS ÓLEOS DE AFINIDADE MARINHA,
ENQUANTO QUE O SINAL ISOTÓPICO MAIS LEVE CARACTERIZA OS ÓLEOS
CONTINENTAIS
. ...................................................................................................... 35
iv
FIGURA 3.8. O SINAL ISOTÓPICO DO ÓLEO TOTAL É SIMILAR NOS ÓLEOS DOS GRUPOS A E
B (ENTRE -27 E -28 %O) ENQUANTO QUE AS AMOSTRAS DO GRUPO M
APRESENTARAM OS ÓLEOS MAIS PESADOS ISOTOPICAMENTE
(-27 A -25 %O). ............ 35
FIGURA 3.9. SINAL ISOTÓPICO ∆
13
C DOS N-ALCANOS.. ................................................................ 36
FIGURA 3.10. A RELAÇÃO DA CONCENTRAÇÃO TOTAL DE OLEANANO COM A QUEDA NO
CONTEÚDO DE SATURADOS DAS AMOSTRAS SUGERE QUE O COMPOSTO É
MAIS UM INDICADOR DE BIODEGRADAÇÃO INTENSA DO QUE DA ORIGEM E A
IDADE DOS ÓLEOS
, NO CASSO DA BLO. ................................................................... 37
FIGURA 3.11. DIFERENÇAS NOS BIOMARCADORES ENTRE OS TRÊS GRUPOS GENÉTICOS
IDENTIFICADOS
.. .................................................................................................... 38
FIGURA 3.12. NA FIGURA SE OBSERVA A UCM E 25-NORHOPANO INDICANDO FORTE
BIODEGRADAÇÃO DA AMOSTRA
. .............................................................................. 39
FIGURA 3.13. OS PARÂMETROS DE MATURAÇÃO CONVENCIONAIS A COMPOSIÇÃO DE
EQUILÍBRIO
............................................................................................................ 41
FIGURA 3.14. EVIDENCIAS DE BIODEGRADAÇÃO NOS ÓLEOS DO SUDOESTE DA ÁREA
ESTUDADA
......... ................................................................................................... 42
FIGURA 3.15. RELAÇÃO DIRETA ENTRE OS CONTEÚDOS DE C
29
25-NORHOPANO E A
PORCENTAGEM DOS COMPOSTOS
NOS. .................................................................. 43
FIGURA 3.16. A CONCENTRAÇÃO DO OLEANANO FOI CONTROLADA NA BLO PELOS
PROCESSOS DE ALTERAÇÃO MAIS DO QUE PELA ORIGEM DOS ÓLEOS
. ......................... 43
FIGURA 3.17. O PROCESSO DE BIODEGRADACÃO ATACOU MAIS INTENSAMENTE OS ÓLEOS
DE AFINIDADE MARINHA
.......................................................................................... 44
FIGURA 3.18. GRÁFICO QUE MOSTRA A RELAÇÃO DE DUAS DAS VARIÁVEIS AGRUPADAS NO
FATOR UM
... .......................................................................................................... 47
FIGURA 3.19. CONJUNTOS DE AMOSTRAS SEPARADOS PELOS “SCORES” FATORIAIS. ........................ 48
FIGURA 3.20. CONTEÚDO E SINAL ISOTÓPICO DO CO2, NOS GASES AVALIADOS................... ............ 50
FIGURA 3.21. COMPOSIÇÃO RECALCULADA DOS GASES, INCLUINDO SOMENTE OS
HIDROCARBONETOS
. .............................................................................................. 51
FIGURA 3.22. NATUREZA TERMOGÉNICA DOS GASES NA BACIA ...................................................... 52
FIGURA 3.23. RAÇÕES ISOTÓPICAS (∆ 13C E ∆ D) DO METANO......... ............................................. 53
FIGURA 3.24. GASES GERADOS PELA QUEBRA TERMAL DO QUEROGÊNIO. ....................................... 54
FIGURA 3.25. ETANO E PROPANO TORNAM-SE MAIS LEVES NAS AMOSTRAS DE GÁS
ASSOCIADAS AOS MAIORES CONTEÚDOS DE
CO2. .................................................... 55
FIGURA 3.26. GASES COM METANO ISOTOPICAMENTE LEVE.......... ................................................. 56
FIGURA 3.27. RAZOES ISOTÓPICAS DOS ÓLEOS E GASES.. ................... .................................... ...... 58
FIGURA 3.28. CALCULO DO RAZÃO ISOTÓPICA DO QUEROGÊNIO ORIGINAL USANDO O
MODELO DE
CHUNG ET AL. (1998) .......................................................................... 59
FIGURA 3.29. MAPA DA DISTRIBUIÇÃO GEOGRÁFICA DOS GRUPOS GENÉTICOS. ............................... 61
FIGURA 3.30. MAPA DE MATURAÇÃO TERMAL AO TOPO DA FORMAÇÃO MIRADOR. ........................... 67
v
FIGURA 3.31. CONTEÚDO E QUALIDADE DA MATÉRIA ORGÂNICA ACUMULADA NA FM.
MIRADOR.... .......................................................................................................... 68
FIGURA 3.32. RIQUEZA ORGÂNICA E TIPO DE QUEROGÊNIO DAS FMS. BARCO – LOS
CUERVOS
..... ......................................................................................................... 69
FIGURA 3.33. MAPA DE MATURAÇÃO TERMAL DO TOPO DO INTERVALO CENOMANIANO-
SANTONIANO.. ....................................................................................................... 70
FIGURA 3.34. CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA DO INTERVALO CENOMANIANO- SANTONIANO ........... 71
FIGURA 3.35. A DISTRIBUIÇÃO DOS COMPOSTOS NO CROMATOGRAMA 191 REVELA A
SIMILARIDADE GEOQUÍMICA ENTRE OS ÓLEOS GERADOS POR HIDROPIRÓLISE
PELAS FORMAÇÕES
GACHETÁ E LOS CUERVOS.. .......................... ........................... . 77
FIGURA 3.36. A CONCENTRAÇÃO E DISTRIBUIÇÃO DOS COMPOSTOS NO CROMATOGRAMA
M
/Z 217, CONFIRMA UMA CORRELAÇÃO GEOQUÍMICA ENTRE OS ÓLEOS DO
GRUPO
B E OS FLUIDOS PRODUZIDOS ARTIFICIALMENTE (HIDROPIROLISE)
PELAS ROCHAS DA
FM GACHETÁ E LOS CUERVOS.. .................................................. 78
FIGURA 3.37. SIMILARIDADE GEOQUÍMICA ENTRE OS ÓLEOS DO GRUPO A E AMOSTRAS DE
ÓLEOS DA
CO CORRELACIONADOS GENETICAMENTE COM SEQÜÊNCIAS
MARINHAS DO
CRETÁCEO SUPERIOR.. ..................................................................... 81
FIGURA 4.1. MAPA MOSTRANDO A LOCALIZAÇÃO DOS POÇOS QUE FORAM SIMULADOS. .................. 88
FIGURA 4.2. GRÁFICO DAS CURVAS DE SUBSIDÊNCIA TOTAL. ....................................................... 89
FIGURA 4.3. FATORES DE AFINAMENTO (SUB-CROSTA=∆, CROSTA = Β) PARA O RIFT
NEOCOMIANO. ....................................................................................................... 92
FIGURA 4.4. PROPRIEDADES DA LITOSFERA USADAS NO CALCULO DA HISTÓRIA TERMAL. ................ 92
FIGURA 4.5. CÁLCULO DO FLUXO TÉRMICO ASSOCIADO AOS FATORES DE AFINAMENTO DA
SUB
-CROSTA E A CROSTA (∆ E Β).. ........................................................................... 93
FIGURA 4.6. CALIBRAÇÃO DAS HISTORIAS DE FLUXO TÉRMICO NOS DIFERENTES DOMÍNIOS
ESTRUTURAIS
. .................... ......................................... ......................................... . 95
FIGURA 4.7. MAPA QUE MOSTRA A LOCALIZAÇÃO DOS PONTOS DE AMOSTRAGEM PARA A
CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA DAS GERADORAS
. .................................................... 97
FIGURA 4.8. HISTOGRAMA DE DISTRIBUIÇÃO DAS ENERGIAS DE ATIVAÇÃO NA AMOSTRA DA
FORMAÇÃO LOS CUERVOS ..................................................................................... 98
FIGURA 4.9. HISTOGRAMA DE DISTRIBUIÇÃO DAS ENERGIAS DE ATIVAÇÃO NA AMOSTRA DA
FORMAÇÃO GACHETÁ. ........................................................................................... 99
FIGURA 4.10. SIMULAÇÃO DA TAXA DE TRANSFORMAÇÃO DO QUEROGÊNIO. ............................... ... 100
FIGURA 4.11. (A) MATÉRIA ORGÂNICA AMORFA PREDOMINANTE NA FORMAÇÃO CHIPAQUE.. ........... 102
FIGURA 4.12. DISTRIBUIÇÃO DAS ENERGIAS DE ATIVAÇÃO, CALCULADAS PARA AMOSTRAS
IMATURAS DA
FORMAÇÃO CHIPAQUE. .............. ....................... ....................... ........ 103
FIGURA 4.13. COMPARAÇÃO DAS TAXAS TRANSFORMAÇÃO DO QUEROGÊNIO NAS TRÊS
GERADORAS
. ...................... ....................... ...................... ....................... ........... 1044
FIGURA 4.14. CURVAS DE TEMPERATURA VS. TEMPO PARA AS ROCHAS GERADORAS
CRETÁCICAS
(FORMAÇÕES. GACHETÁ E CHIPAQUE). .............................................. 105
vi
FIGURA 4.15. CRONOLOGIA DA TRANSFORMAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA PARA OS DOIS
INTERVALOS DE ROCHAS GERADORAS AVALIADOS
, FORMAÇÃOS CHIPAQUE E
GACHETÁ......... ................................................................................................... 107
FIGURA 4.16. MAPA DE LOCALIZAÇÃO DAS SEÇÕES E DOS MAPAS USADOS NO CALCULO DA
ESPESSURA DAS CAMADAS
. .................................................................................. 110
FIGURA 4.17. OS PERFIS ESTRUTURAIS DA PARTE SUPERIOR (BAYONA ET AL. 2005)
MOSTRAM A DEFORMAÇÃO NOS ÚLTIMOS
10 MA. ................. ................................... 111
FIGURA 4.18. REPRESENTAÇÃO PALEO-GEOGRÁFICA (10 MA) DA GEOMETRIA E DA
DISTRIBUIÇÃO DAS CAMADAS NA ZONA DE ESTUDO
. ................................................ 112
FIGURA 4.19. LITOLOGIAS E MUDANÇAS DE FÁCIES DAS UNIDADES ESTRATIGRÁFICAS
REPRESENTADAS NO MODELO
.. ............................................................................. 113
FIGURA 4.20. MAPAS DE FLUXO TERMAL, CALCULADOS A PARTIR DAS HISTÓRIAS
CALIBRADAS NAS SIMULAÇÕES
1D. ....................................................................... 114
FIGURA 4.21. DISTRIBUIÇÃO GEOGRÁFICA DA FÁCIES GERADORA DO CRETÁCEO. ......................... 115
FIGURA 4.22. ISÓPACAS DAS GERADORAS TERCIÁRIAS (FORMAÇÃO LOS CUERVOS E
SOCHA SUPERIOR). ............................................................................................. 116
FIGURA 4.23. GRÁFICO (ESQUERDA) MOSTRANDO A GEOMETRIA E A EVOLUÇÃO DAS TAXAS
DE TRANSFORMAÇÃO DAS GERADORAS CRETÁCICAS HÁ
39 MA (FORMAÇÕES
CHIPAQUE E GACHETÁ)........................................................................................ 118
FIGURA 4.24. GRÁFICO (ESQUERDA) MOSTRANDO A GEOMETRIA E A EVOLUÇÃO DAS TAXAS
DE TRANSFORMAÇÃO DAS GERADORAS CRETÁCICAS HÁ
30 MA (FORMAÇÕES
CHIPAQUE E GACHETÁ)........................................................................................ 119
FIGURA 4.25. GRÁFICO (ESQUERDA) MOSTRANDO A GEOMETRIA E A EVOLUÇÃO DAS TAXAS
DE TRANSFORMAÇÃO DAS GERADORAS CRETÁCICAS HÁ
20 MA (FORMAÇÕES
CHIPAQUE E GACHETÁ)........................................................................................ 120
FIGURA 4.26. GRÁFICO (ESQUERDA) MOSTRANDO A GEOMETRIA E A EVOLUÇÃO DAS TAXAS
DE TRANSFORMAÇÃO DAS GERADORAS CRETÁCICAS HÁ
10 MA. (FORMAÇÕES
CHIPAQUE E GACHETÁ)........................................................................................ 121
FIGURA 4.27. MUDANÇAS NA POSIÇÃO DAS ACUMULAÇÕES DE PETRÓLEO NOS
RESERVATÓRIOS DAS FORMAÇÕES
GUADALUPE (ESQUERDA) E MIRADOR
(DIREITA)..... ....................................................................................................... 124
FIGURA 4.28. REMIGRAÇÃO DO PETRÓLEO DEVIDA À ENTRADA CONTINUA DE ACEITE NOS
RESERVATÓRIOS DAS FORMAÇÕES
GUADALUPE (ESQUERDA) E MIRADOR
(DIREITA)..... ....................................................................................................... 125
FIGURA 4.29. REPRESENTAÇÃO DA SEQÜÊNCIA DE SIMULAÇÃO NOS SETORES COM BLOCOS
EMPILHADOS E LIMITADOS POR FALHAS DE EMPURRÃO
(LINHAS VERMELHAS). ........... 128
FIGURA 4.30. INTERPRETAÇÃO DE UMA SEÇÃO SÍSMICA MOSTRANDO A GEOMETRIA DA
FORMAÇÃO GUAYABO NO FOOTWALL DA FALHA DE GUAICARAMO.. .......................... 130
FIGURA 4.31. EDIÇÃO DAS SUPERFÍCIES INTERPRETADAS DA SÍSMICA (A) E
REPRESENTAÇÃO DAS CAMADAS NO MODELO PÓS
-ANDINO (B). ............................... 131
FIGURA 4.32. QUANTIDADE DE CADA COMPONENTE DOS HIDROCARBONETOS (%MOL)
GERADO EM DIFERENTES NÍVEIS DE TRANSFORMAÇÃO TERMAL
(TR). ....................... 132
FIGURA 4.33. PREDIÇÃO DAS RAZÕES GÁS/ÓLEO GOR , PRESSÃO DE SATURAÇÃO (PSAT) E
FATOR VOLUMÉTRICO DE FORMAÇÃO
(BO) SEGUNDO O MODELO CINÉTICO
COMPOSICIONAL
. ................................................................................................. 133
vii
FIGURA 4.34. NÍVEIS DE MATURAÇÃO TERMAL (ESQUERDA) E TAXAS DE TRANSFORMAÇÃO
DO QUEROGÊNIO
(TR) ATINGIDAS PELAS GERADORAS DA FORMAÇÃO
GACHETÁ, APÓS O DEPÓSITO DA FORMAÇÃO LEÓN (10 MA). ................................... 134
FIGURA 4.35. NÍVEIS DE MATURAÇÃO TERMAL (ESQUERDA) E TAXAS DE TRANSFORMAÇÃO
DO QUEROGÊNIO
(TR), ATINGIDAS PELAS GERADORAS DA FORMAÇÃO
GACHETÁ, APÓS O DEPÓSITO DA FORMAÇÃO GUAYABO (7 MA). .............................. 135
FIGURA 4.36. SEÇÃO GEOLÓGICA MOSTRANDO A MUDANÇA NA PROFUNDIDADE DAS
GERADORAS CAUSADA PELA DEFORMAÇÃO
ANDINA. ............................................... 136
FIGURA 4.37. NÍVEIS DE MATURAÇÃO TERMAL (ESQUERDA) E TAXAS DE TRANSFORMAÇÃO
DO QUEROGENIO
(TR), ATINGIDAS PELAS GERADORAS DA FORMAÇÃO
GACHETÁ, APÓS O MAIOR PULSO DE SOERGUIMENTO ANDINO (0 MA) ....................... 136
FIGURA 4.38. O MODELO CALCULA TAXAS DE TRANSFORMAÇÃO MÁXIMAS DE 80 % NA
FORMAÇÃO
GACHETÁ E DE 50% NA FORMAÇÃO LOS CUERVOS.. ............................. 138
FIGURA 5.1. COMPOSIÇÃO DE ALGUMAS DAS AMOSTRAS ANALISADAS ........................................ 140
FIGURA 5.2. GRÁFICOS QUE MOSTRAM AS DIFERENÇAS NOS VALORES DE GOR. ......................... 142
FIGURA 5.3. FIGURA MOSTRA OS VALORES DE GOR E PSAT DE 85 FLUIDOS DA REGIÃO . ............. 142
FIGURA 5.4. MAPA MOSTRANDO A DISTRIBUIÇÃO GEOGRÁFICA DOS VALORES DE GOR
DISPONÍVEIS
(85).. ............................................................................................... 143
FIGURA 5.5. RELAÇÕES ENTRE AS PRESSÕES DE SATURAÇÃO E DE RESERVATÓRIO NOS
CAMPOS DA
BLO..... ............................................................................................ 144
FIGURA 5.6. DIAGRAMAS DE FASES DOS GRUPOS DE FLUIDOS.. .................................................. 144
FIGURA 5.7. DIAGRAMAS P VS T QUE MOSTRAM A DIVERSIDADE NO COMPORTAMENTO DE
FASES DOS FLUIDOS NA REGIÃO
.. .......................................................................... 145
FIGURA 5.8. RELAÇÃO ENTRE A DENSIDADE (°API) DOS ÓLEOS ................................................. 146
FIGURA 5.9. MAPA QUE MOSTRA A TENDÊNCIA DA MÉDIA DOS VALORES API, NOS CAMPOS
DA PARTE CENTRAL DA
BLO. ................................................................................ 147
FIGURA 5.10. MAPA QUE MOSTRA A QUALIDADE DO PETRÓLEO NA BLO........................................ 148
FIGURA 5.11. PARÂMETROS CINÉTICOS USADOS PARA SIMULAR A GERAÇÃO NA FORMAÇÃO
CHIPAQUE... ....................................................................................................... 152
FIGURA 5.12. CALCULO DA TRANSFORMAÇÃO DO QUEROGÊNIO UTILIZANDO OS
PARÂMETROS CINÉTICOS DO
KIMMERIDGE CLAY (PETROMOD) ................................ 153
FIGURA 5.13. FIGURA MOSTRANDO A PORCENTAGEM MOLAR DOS 14 COMPONENTES DO
PETRÓLEO
, EXPULSO PELA FM CHIPAQUE A DIFERENTES TAXAS DE
TRANSFORMAÇÃO
. ............................................................................................... 154
FIGURA 5.14. DIAGRAMA PT MOSTRANDO O COMPORTAMENTO DE FASES DO PETRÓLEO
GERADO PELAS ROCHAS DA
FM CHIPAQUE.. .......................................................... 155
FIGURA 5.15. GRÁFICOS QUE MOSTRAM OS PARÂMETROS CINÉTICOS DETERMINADOS. .................. 156
FIGURA 5.16. FIGURA MOSTRANDO A PORCENTAGEM MOLAR DOS 14 COMPONENTES DO
PETRÓLEO EXPULSO PELAS
FMS GACHETÁ E LOS CUERVOS. .................................. 157
FIGURA 5.17. DIAGRAMA PT MOSTRANDO O COMPORTAMENTO DE FASES DO PETRÓLEO
GERADO
........ ...................................................................................................... 157
viii
FIGURA 5.18. GRÁFICO QUE MOSTRA AS DIFERENÇAS COMPOSICIONAIS ENTRE O PETRÓLEO
GERADO POR DIFERENTES PRECURSORES ORGÂNICOSL
. ........................................ 158
FIGURA 5.19. DIAGRAMA PT DOS FLUIDOS GERADOS POR DIFERENTES PRECURSORES
ORGÂNICOS
. ....................................................................................................... 159
FIGURA 5.20. COMPOSIÇÃO DOS PETRÓLEOS EXPELIDOS PELAS GERADORAS. .............................. 159
FIGURA 5.21. DIAGRAMAS PT QUE MOSTRAM O COMPORTAMENTO DE FASES DOS ÓLEOS
GERADOS
.... ........................................................................................................ 160
FIGURA 5.22. ESQUEMA QUE MOSTRA A DISTRIBUIÇÃO DAS ACUMULAÇÕES E A DISTÂNCIA
DAS ÁREAS DE GERAÇÃO
............ .......................................................................... 162
FIGURA 5.23. COMPOSIÇÃO SIMULADA DO PETRÓLEO PRODUZIDO PELA FORMAÇÃO
CHIPAQUE........................................................................................................... 164
FIGURA 5.24. GRÁFICO QUE MOSTRA AS DIFERENÇAS ENTRE A COMPOSIÇÃO DA CARGA
(SIMULADA) E A COMPOSIÇÃO DOS ÓLEOS NATURAIS. .............................................. 165
FIGURA 5.25. GRÁFICO QUE MOSTRA A DISTRIBUIÇÃO DAS ACUMULAÇÕES FORMADAS APÓS
A SEDIMENTAÇÃO DA
FORMAÇÃO GUAYABO.. ................. ................................ ........ 166
FIGURA 5.26. GRÁFICO MOSTRANDO A COMPOSIÇÃO DO PETRÓLEO ACUMULADO....... ................... 167
FIGURA 5.27. A COMPOSIÇÃO DA FRAÇÃO DO PETRÓLEO PRODUZIDA PELAS FÁCIES
CONTINENTAIS
..................................................................................................... 168
FIGURA 5.28. COMPOSTOS DESMETILADOS (C
29
-25 NOR-HOPANO) PRODUZIDOS DURANTE A
BIODEGRADAÇÃO DE ÓLEOS DE ORIGEM MARINHA
(GRUPO A). ................................ 170
FIGURA 5.29. A COEXISTÊNCIA DE N-PARAFINAS E DESMETILADOS EVIDENCIA PROCESSOS
DE MISTURA DE ÓLEOS
. ........................................................................................ 170
FIGURA 5.30 RELAÇÕES ENTRE PARÂMETROS GEOQUÍMICOS DE ORIGEM E A
CONCENTRAÇÃO RELATIVA DO
C
29
-25 NOR-HOPANO, INDICADOR DE
BIODEGRADAÇÃO
. ................... ................................ ................................ ............. 171
FIGURA 5.31. OS ÓLEOS MARINHOS REGISTRAM A MAIOR BIODEGRADAÇÃO..... ............................. 171
FIGURA 5.32. MAPA QUE MOSTRA A CONCENTRAÇÃO (PPM) DE 25-NORHOPANO NO ÓLEO
TOTAL E SUA RELAÇÃO COM AS TENDÊNCIAS REGIONAIS DOS VALORES DE
API................... ................................................................................................. 172
FIGURA 5.33. O GRÁFICO MOSTRA QUE NÃO EXISTE UMA CORRELAÇÃO DIRETA ENTRE A
PROFUNDIDADE ATUAL DOS RESERVATÓRIOS E O GRAU
API DOS ÓLEOS ................. 173
FIGURA 5.34. DIMINUIÇÃO DOS COMPOSTOS SATURADOS COM A BIODEGRADAÇÃO.. ...................... 174
FIGURA 5.35. DETERMINAÇÃO DO TEMPO DE RESIDÊNCIA DOS ÓLEOS NA JANELA DE
BIODEGRADACAO
.. ........................... .......................................... .......................... 175
FIGURA 5.36. MOSTRA-SE A VARIAÇÃO DA TAXA DE ALTERAÇÃO COM O TEMPO DE
RESIDÊNCIA DOS ÓLEOS NA JANELA DE BIODEGRADAÇÃO
.. ...................................... 176
FIGURA 5.37. A IDADE DO PREENCHIMENTO DOS RESERVATÓRIOS (LINHAS VERTICAIS) È
MAIS ANTIGA AO SUDOESTE AUMENTANDO OS TEMPOS DE RESIDÊNCIA DO
PETRÓLEO NA
“JANELA DE BIODEGRADAÇÃO”. ........................................................ 177
FIGURA 5.38. OS RESERVATÓRIOS DA PARTE SUL FORAM PREENCHIDOS COM OS PRIMEIROS
PULSOS DE CARGA DE PETRÓLEO
. ................... ............................ .......................... 178
ix
FIGURA 5.39. RELAÇÃO ENTRE PSAT E BO PARA FLUIDOS ACUMULADOS NA ZONA
ESTUDADA
... ....................................................................................................... 180
FIGURA 5.40. MODIFICAÇÃO NO PADRÃO DE PERDA DE SATURADOS (BIODEGRADAÇÃO)
PELOS PROCESSOS DE MISTURA
. .......................................................................... 181
FIGURA 5.41. COMPOSIÇÃO DO PETRÓLEO NO SETOR LESTE DO FORELAND E SUAS
DIFERENÇAS COM A COMPOSIÇÃO SIMULADA DA CARGA
. ......................................... 183
FIGURA 5.42. COMPOSIÇÃO DO PETRÓLEO NO SETOR OESTE DO FORELAND (FOREDEEP) E
SUAS DIFERENÇAS COM A COMPOSIÇÃO SIMULADA DA CARGA
. ................ ................. 185
FIGURA 6.1. VARIAÇÃO LATERAL DAS FÁCIES GERADORAS DO INTERVALO CENOMANIANO –
SANTONIANO E SUA RELAÇÃO COM OS ÓLEOS ACUMULADOS. .................................. 188
FIGURA 6.2. ESQUEMA QUE MOSTRA A IDADE DE SEDIMENTAÇÃO DAS GERADORAS E DOS
EVENTOS DE GERAÇÃO
.... ..................................................................................... 189
FIGURA 6.3. CARTA MOSTRANDO A IDADE DE PREENCHIMENTO DAS ESTRUTURAS. ...................... 190
FIGURA 6.4. CALCULO DA COMPOSIÇÃO DO PETRÓLEO EXPULSO PELAS GERADORAS. ................. 191
FIGURA 6.5. MUDANÇAS NO COMPORTAMENTO DE FASE DOS FLUIDOS........................................ 192
FIGURA 6.6. MUDANÇAS NA COMPOSIÇÃO INICIAL DA CARGA CAUSADAS PELA PERDA DE
VOLÁTEIS
.... ...................................................................................................... 1933
FIGURA 6.7. MAPA MOSTRANDO A DISTRIBUIÇÃO DAS FAMÍLIAS DE HIDROCARBONETOS E A
ABRANGÊNCIA DOS PROCESSOS DE ALTERAÇÃO DO PETRÓLEO
. .............................. 193
x
INDICE DE TABELAS
TABELA 3.1. PRINCIPAIS PARÂMETROS GEOQUÍMICOS USADOS NA CORRELAÇÃO GENÉTICA
DOS ÓLEOS DA REGIÃO ESTUDADA
. ......................................................................... 38
TABELA 3.2. IDENTIFICADOR (ID) E NOME DAS VARIÁVEIS UTILIZADAS NAS ANÁLISES. ..................... 45
TABELA 3.3. AS CARGAS FATORIAIS DE MAIOR IMPORTÂNCIA DENTRO DE CADA FATOR SÃO
DESTACADAS NA COR AZUL
. ............... ...................... ....................... ....................... . 46
TABELA 3.4. VARIÂNCIAS CALCULADAS PARA CADA UM DOS FATORES, PELO ANALISE DE
COMPONENTES PRINCIPAIS
. ................... ....................... ....................... ................... 46
TABELA 4.1. IDADE DAS UNIDADES ESTRATIGRÁFICAS REPRESENTADAS NO MODELO. ................... 109
TABELA 5.1. PSEUDOCOMPONENTES USADOS NA DESCRIÇÃO DOS FLUIDOS E SEUS
PARÂMETROS NAS
EOS (LIVRARIA DO SOFTWARE PETROMOD). .............................. 150
1
1. INTRODUÇÃO
Nas bacias maturas onde a existência de sistemas petrolíferos eficientes tem sido
provada pela descoberta de vários campos, a geoquímica e a modelagem de bacias
fornecem subsídios à exploração que vão além da simples compreensão dos
processos de geração.
Neste tipo de bacias, as diferenças na composição ou nos volumes de petróleo
esperados, mesmo que pequenas, podem modificar de forma substancial a avaliação
econômica dos projetos. Por isso, as decisões exploratórias e o desenvolvimento de
estratégias de produção precisam de modelos quantitativos de carga, que minimizem
o risco da descoberta e que também ajudem a predizer a qualidade do petróleo
eventualmente acumulado no reservatório.
Contudo, para atingir esse objetivo, é necessário conhecer os mecanismos que
controlam a qualidade do petróleo, começando desde a gênese do fluido nas rochas
geradoras, passando pelos processos de migração e terminando com os mecanismos
de alteração que ocorrem no reservatório.
Na última década, têm sido apresentados diversos trabalhos que fixaram algumas
bases conceituais para entender os processos modificadores da qualidade do
petróleo, traduzindo-se em variações de parâmetros tais como o grau API dos óleos
ou a razão gás/óleo (GOR) do petróleo.
Modelos de cinética composicional, que descrevem a transformação termal do
querogênio em petróleo, permitem calcular a composição dos fluidos expulsos pelas
rochas geradoras em função do tipo de precursor orgânico e do grau de evolução
termal atingido (HORSFIELD e Di PRIMIO, 2006).
A composição inicial do fluido se transforma pelas continuas mudanças nas condições
de pressão e temperatura ao longo das rotas de migração. Esse mecanismo aparece
como o principal responsável da separação de fases do petróleo, permitindo que a
fase gasosa e a líquida utilizem diferentes caminhos de migração (DI PRIMIO, 2002).
2
Finalmente, durante a residência do petróleo no reservatório, podem ocorrer
mudanças na qualidade do fluido tais como perda de voláteis, precipitação das frações
pesadas, remoção de frações pela ação da água ou da biodegradação, entre outros.
Esses mecanismos, especialmente a biodegradação, têm sido identificados como
responsáveis de primeira ordem pela qualidade do petróleo, mas sua quantificação é
ainda difícil pela quantidade e diversidade de variáveis envolvidas. A formulação de
modelos de biodegradação permite calcular as perdas de compostos em função da
temperatura, velocidade de difusão dos compostos na coluna do petróleo, geometria
da estrutura, área do contato água/óleo e até da existência e atividade das populações
de microorganismos (HUANG, et al., 2004) .
O objetivo deste trabalho é propor uma história de evolução da composição do
petróleo na bacia dos Llanos Orientales de Colômbia (BLO) que permita explicar as
variações composicionais observadas entre campos de petróleo e ainda entre níveis
diferentes da coluna de petróleo dentro do mesmo campo. O modelo obtido poderá ser
usado como uma ferramenta de predição dentro das áreas exploratórias da bacia.
A BLO foi escolhida como caso de estudo por várias razões.
A bacia é hoje a maior produtora de petróleo na Colômbia, com mais de
350.000 barris por dia (bls/d) (Bussiness News Américas, 2006), equivalente
aproximadamente a 60% da produção nacional, no ano de 2005.
A BLO é alvo de uma intensa atividade exploratória, mas a qualidade do
petróleo é uma das grandes incertezas que modifica significativamente a
viabilização econômica dos projetos exploratórios e de produção
(HERNANDEZ et al., 1997).
A bacia possui mais de 50 campos comerciais cujos dados geológicos e de
produção permitiram alimentar nossos modelos e confirmar os resultados
obtidos.
3
1.1 Trabalhos Prévios
Apesar das diferenças na qualidade do petróleo, identificadas e descritas por vários
autores dentro da BLO, as causas dessas variações não foram até agora esclarecidas.
MORA (2003) sugeriu que o grau API dos óleos diminuía no sentido sul e leste da
bacia e propôs a biodegradação como a principal causa dessa variação. Observações
similares tinham também sido apresentadas nos trabalhos de PALMER e RUSELL
(1988), RANGEL (2003) e ECOPETROL-BEICIP (1995). As explicações para esta
variação no grau API, tem sido fundamentadas na profundidade atual dos
reservatórios, tendo como hipótese fundamental que os óleos mais biodegradados
encontram-se nos reservatórios mais rasos.
Outra das diferenças significativas observadas nas propriedades do petróleo ao longo
da bacia são as variações no conteúdo de gás. Encontrou-se que a razão gás/óleo
(GOR) passa de menos de 100 para valores superiores a 10.000 m
3
gás/m
3
óleo nos
reservatórios mais profundos, a oeste da bacia. Este comportamento das fases do
petróleo, com um efeito significativo nas operações de produção dos campos de
petróleo, tem sido pouco compreendido, gerando problemas nos cálculos de reservas
e no planejamento da produção. Apesar do aumento da maturação termal das
geradoras ter sido usado para explicar os maiores conteúdos de gás, esta hipótese
não foi provada dentro do contexto da evolução geológica da bacia.
Muitos dos problemas para explicar tais variações na composição e nas características
físicas dos fluidos devem-se às múltiplas interpretações que têm sido dadas para a
origem do petróleo. A complexa história da origem do petróleo na bacia tem
modificado significativamente os parâmetros moleculares usados de forma rotineira na
caracterização das famílias de óleos e na determinação de suas rochas geradoras,
tornando difíceis as interpretações, não só da gênese do petróleo, mas também da
sua maturação termal e dos níveis de alteração atingidos.
Essas dificuldades na interpretação têm dado fundamento a vários modelos de
geração (PALMER e RUSSELL, 1988, RAMON et al., 2001, TEGELAAR et al., 1996,
TRINDADE et al., 1997), que se diferenciam na localização espacial e temporal das
cozinhas de geração, mas que também impõem diferenças significativas na
composição inicial da carga de petróleo que preencheu os reservatórios. Dessa forma,
4
cada modelo explica de manera diferente a heterogeneidade observada no
comportamento físico e geoquímico do petróleo na região estudada.
Até hoje, não existem trabalhos na bacia dos Llanos Orientales que tenham tentado
explicar, dentro de um modelo geológico regional, as variações na composição e nas
características físicas das rochas geradoras.
1.2 Metodologia
Depois de apresentar uma síntese sobre a formação e evolução da BLO (Capítulo 2) ,
o trabalho continua com um estudo geoquímico detalhado de óleos, gases e rochas
(Capítulo 3) que visou determinar as características geoquímicas das rochas
geradoras, estabelecer a composição inicial dos fluidos expulsos e reconhecer os
eventuais processos de alteração do petróleo que atuaram na região.
Realizaram-se análises geoquímicas em 45 amostras de óleos e 27 de gases, os
quais foram interpretados junto com outros dados disponíveis. Usaram-se ferramentas
de correlação estatística que ajudaram a interpretar os múltiplos indicadores
geoquímicos medidos para cada amostra analisada.
Uma vez sugerida a posição estratigráfica das rochas fonte do petróleo, as mesmas
foram modeladas em 1 e 3 dimensões, determinando-se o tempo de geração e a
localização espacial das cozinhas de geração. Os modelos, apresentados no capítulo
4, serviram também para calcular a composição do petróleo expulso nos diferentes
graus de evolução termal das geradoras, para estabelecer os padrões de migração e
para calcular a influência deste processo sobre a composição do petróleo.
Finalmente, no capítulo 5, foi determinada a abrangência dos processos de alteração
pós-genética e sua relação com as mudanças na composição do petróleo. Foram
calculadas taxas de biodegradação para óleos com diferentes graus de alteração.
O estudo geoquímico detalhado de óleos e gases associado com exercícios de
modelagem de bacias, permitiu reconstruir a composição do petróleo ao longo da
evolução geológica da bacia, integrando não só as observações de caráter
geoquímico, mas também a evolução estrutural e estratigráfica da região.
5
2. CONTEXTO GEOLÓGICO REGIONAL
A bacia dos Llanos Orientales, situada na Colômbia, tem sua historia geológica ligada
ao desenvolvimento da parte norte dos Andes. Embora a formação desta bacia e o
preenchimento inicial com sedimentos tenham sido provocados por mecanismos de
subsidência tectônica e termal associados com eventos de extensão litosférica (rift
intracratônico e back-arc), a geometria atual e os processos de carga do petróleo
estão associados a mecanismos compressivos que provocaram inversão tectônica e o
soerguimento dos Andes no Neógeno.
Esses últimos eventos criaram novas estruturas ou transformaram drasticamente
aquelas mais antigas, modificando os regimes termal e de pressões e tendo
importantes implicações no funcionamento dos sistemas petrolíferos, principalmente
na distribuição e qualidade das acumulações.
Realizou-se uma compilação dos trabalhos publicados sobre a historia tectônica da
parte noroeste da América do Sul com o propósito de ressaltar os principais eventos
geológicos que controlaram a gênese e o desenvolvimento tanto da bacia, como dos
sistemas petrolíferos, que são o alvo do presente estudo.
O termo Andes setentrionais é usado para nomear a complexa região tectônica
localizada, junto com o bloco do Panamá–Choco, na convergência da placa
continental da América do Sul com as placas oceânicas do Caribe e Nazca (CORTÉS
e ANGELIER, 2005). Esta região pode ser dividida em duas províncias geológicas
separadas pelo sistema de Falhas de Romeral (Figura 2.1): a província ocidental,
formada pela Serranía del Baudó, a Cordillera Occidental e o flanco ocidental da
Cordillera Central, e a província oriental, formada pela Cordillera Oriental, os vales do
Rio Magdalena e a borda leste da Cordillera Central de Colômbia (FORERO, 1990).
A Província Oriental foi anexada à América do Sul durante o choque com a América do
Norte no Siluro-Devoniano (colisão entre Gondwana e Laurentia) e possui um
embasamento metamórfico de idade Paleozóico, limitado a leste pelo sistema de
falhas do Borde Llanero (Figura 2.1).
6
"
BLO
CO
V
M
F
L
C
C
CW
SFR
SFP
SFG
SFBL
FSM
SFU
FO
Placa de
Nazca
Placa
Caribe
BPC
F
O
C
C
Província Oriental
Província Ocidental
Província Oriental
BLO – Bacia dos Llanos Orientales.
CO – Cordillera Oriental.
VM – Vales superior e meio do rio Magdalena.
FLCC – Flanco leste da Cordillera Central.
Província Ocidental.
FOCC – Flanco ocidental da Cordillera Central.
CW – Cordillera Occidental.
SB – Serrania del Baudó.
BPC – Bloco Panamá - Chocó.
5° N
10° N
80° W 75° W
Cráton da
Guiana
Feições estruturais
SFU: Sistema de falhas de Uramita, serve de
limite entre o BPC e a CW
SFR: Sistema de falhas de Romeral, limite do
embasamento continental ao leste.
SFP: Sistema de falhas da Palestina.
FSM: Falha de Santa Marta.
FO: Falha de Oca.
SFG: Sistema de falhas de Guaicaramo. Limite
ocidental da BLO.
SFBL: Sistema de falhas do Borde Llanero.
divide os domínios foreland e fothills na BLO
N
S
B
"
BLO
CO
V
M
F
L
C
C
CW
SFR
SFP
SFG
SFBL
FSM
SFU
FO
Placa de
Nazca
Placa
Caribe
BPC
F
O
C
C
Província Oriental
Província Ocidental
Província Oriental
BLO – Bacia dos Llanos Orientales.
CO – Cordillera Oriental.
VM – Vales superior e meio do rio Magdalena.
FLCC – Flanco leste da Cordillera Central.
Província Ocidental.
FOCC – Flanco ocidental da Cordillera Central.
CW – Cordillera Occidental.
SB – Serrania del Baudó.
BPC – Bloco Panamá - Chocó.
5° N
10° N
80° W 75° W
Cráton da
Guiana
Feições estruturais
SFU: Sistema de falhas de Uramita, serve de
limite entre o BPC e a CW
SFR: Sistema de falhas de Romeral, limite do
embasamento continental ao leste.
SFP: Sistema de falhas da Palestina.
FSM: Falha de Santa Marta.
FO: Falha de Oca.
SFG: Sistema de falhas de Guaicaramo. Limite
ocidental da BLO.
SFBL: Sistema de falhas do Borde Llanero.
divide os domínios foreland e fothills na BLO
NN
S
B
Figura 2.1. Mapa mostrando as principais feições tectônicas nos Andes do Norte da Colômbia.
A Província Ocidental também é um bloco alóctone, neste caso formado por crosta
oceânica aderido à borda noroeste do continente. A colisão das placas se deu em
vários eventos desde o neo-Cretáceo até o Paleogeno, graças à contínua subducção
da placa Farallones, por baixo da América do Sul (BARRERO, 1979).
7
Finalmente, o arco magmático da Panamá, empurrado pela placa Caribe, colide com a
borda ocidental da América do Sul durante o Mioceno (DUQUE-CARO, 1990).
A área de estudo dessa pesquisa localiza-se no limite entre o Escudo da Guiana e a
Província Oriental, sobre a região central da BLO. Porém, apesar de representar
apenas uma pequena porção dos Andes setentrionais, a evolução dos sistemas
petrolíferos foi determinada e afetada continuamente pelos eventos tectônicos
ocorridos consecutivamente na borda ocidental da América do Sul.
Tanto o embasamento do escudo da Guiana, quanto aquele da província oriental, foi
coberto por sedimentos do eo-Emsiano (Devoniano, 390-400 Ma), quando as bordas
das Américas do Norte e do Sul ainda se encontravam unidas. A similaridade das
paleofaunas encontradas nos sedimentos paleozóicos, tanto da borda noroeste da
América do Sul, quanto nos Apalaches e Nuevo México na América do Norte, mostram
que as duas bordas faziam parte de uma mesma região paleobiogeográfica; RUIZ et
al., (1999) mostraram também evidências inorgânicas (isótopos de chumbo) sugerindo
que as duas regiões compartilharam histórias comuns de deformação, durante o neo-
proterozóico e o Paleozóico.
Com a ruptura do supercontinente Pangea no Neotriássico, as Américas (Norte e Sul)
se separaram, dando início à abertura do proto-Caribe e à conseqüente movimentação
da placa Farallones para nordeste. O extremo mais ocidental da placa Farallones, a
atual placa Caribe, atingiu uma posição próxima do presente no Campaniano
(PINDELL et al., 1988).
Essa movimentação das placas durante Neótriássico e até o Eocretáceo gerou dois
mecanismos de extensão litosférica que atuaram na borda ocidental da América do
Sul. De um lado, processos de rift intracontinental associados com a ruptura de
Pangea, e do outro a formação de bacias de back-arc, ligadas com o início da
subducção da placa Pacífica (Farallones) por baixo da borda ocidental da América do
Sul (SARMIENTO, 2002). Prova da natureza back-arc das bacias é o desenvolvimento
de um arco magmático com vulcanismo calco-alcalino que gera as rochas da
Formação Saldaña, de idade meso-Jurássico (BAYONA et al., 1994).
8
2.1 Origem e evolução da Bacia dos Llanos Orientales (BLO)
A bacia teve sua origem nos processos de rift do Mesozóico. Na Província Oriental da
Colômbia, formaram-se dois grábens: no ocidente, o gráben do Tablazo-Magadalena e
a leste o gráben do Cocuy. Os depocentros destes grábens mantiveram-se separados
ao norte, pelos altos de embasamento conhecidos como Maciços de Santander e
Floresta (COOPER, 1995), mas convergiram ao sul formando uma única bacia na
região de Bogotá (FABRE, 1985; BRANQUET et al., 2002).
Durante o Neocomiano, na margem leste do graben do Cocuy, foram depositados
mais do que 5.000 m de sedimentos; porém, seqüências dessa idade não foram
depositadas na bacia dos Llanos Orientales (Figura 2.2). As mudanças no padrão de
sedimentação sugerem que o graben do Cocuy tenha tido uma taxa de subsidência
mais rápida em sua parte leste (SARMIENTO, 2002) e que a feição estrutural de
Guaicaramo agiu como um sistema de falhas normais, limitando a sedimentação da
fase rift ao bloco baixo ou hangingwall (FABRE, 1985).
W
E
0 Km
100 Km
0 Km
100 Km
0
5Km
Aprox
Paleo-Falha de
Guaicaramo
Proto- Cordillera Oriental
Figura 2.2. Seção esquemática que mostra o preenchimento do Gráben do Cocuy ao final da Fase
rift (Aptiano-Albiano) SARMIENTO, 2002. A falha de Guaicaramo limita a sedimentação ao leste das
Fms Bata, Lutitas de Macanal, arenisca de Las Juntas y Fómeque.
A partir do Aptiano, a criação de espaço de acomodação é causada principalmente
pela eustasia (variações do nível absoluto do mar) e pela subsidência térmica da
litosfera após a fase rift (VILLAMIL, 1999). Na BLO, o registro sedimentar começa com
depósitos da fase pós-rift ou de subsidência térmica, durante o Albiano. Nesse
período, a sedimentação ultrapassa os limites originais dos grábens, atingindo as
regiões a leste da falha de Guaicaramo e cobrindo os altos topográficos que
separaram os grabéns de Cocuy e Tablazo (VILLAMIL, 1999). No Turoniano–
Coniaciano, ocorre a máxima inundação da bacia, e os sedimentos cretácicos atingem
sua maior extensão geográfica em direção a leste (Figura 2.3). Deposita-se a
seqüência pós-rift (Fm Une, Chipaque, Guadalupe e Guaduas) contendo as principais
geradoras na Colômbia.
9
W
E
0
5Km
Aprox
0 Km
100 Km
0 Km
100 Km
Paleo-Falha de
Guaicaramo
BLOProto- Cordillera Oriental
Figura 2.3. Seção esquemática que representa o final da fase pós-rift (Campaniano-Maastrichtiano)
VILLAMIL 1999. A sedimentação cobre a Bacia dos Llanos Orientales (BLO).
A fase de subsidência termal termina no Campaniano em resposta à colisão da placa
proto-Caribe com a América do Sul e anexação da Cordillera Occidental do Equador e
da Colômbia. A dinâmica das placas gerou um regime tectônico compressional e o
levantamento das Cordilleras Occidental e Central da Colômbia. O empilhamento das
cargas tectônicas provocou a flexura da litosfera e a formação da bacia pré-Andina de
foreland (COOPER et al., 1995).
Durante o neoCretáceo e o Cenozóico, os eixos de acumulação dos sedimentos
mudaram de posição na bacia de foreland em resposta às mudanças regionais na
posição das cargas tectônicas (VILLAMIL, 1999). No Paleoceno, o depocentro
localizava-se ao longo da borda leste da Cordillera Central, formando uma bacia
assimétrica mais larga na parte oriental (Figura 2.4); as áreas fonte dos sedimentos
foram as regiões soerguidas da Cordillera Central e o maciço de Santander a oeste,
assim como o Escudo da Guiana a leste. Contudo, há indícios de que a bacia estava
separada em compartimentos menores criados por cargas tectônicas locais.
SARMIENTO, (2002); GÓMEZ, (2001) e CORTÉS et al., (2006) mostraram evidências
de relevos estruturais na Cordillera Oriental, formados no Paleogeno como resposta a
processos de inversão tectônica incipientes. A subsidência é mais acentuada a oeste,
devido à carga tectônica gerada pela Cordillera Central (CC). Acumularam-se
depósitos fluviais e deltaicos na base da seqüência terciária (Fms Barco, Los Cuervos
e Mirador Inferior).
10
W
E
0
5Km
Aprox
0 Km
100 Km
0 Km
100 Km
Paleo-Falha de
Guaicaramo
BLOProto- Cordillera Oriental
Figura 2.4. Seção esquemática mostrando o começo da inversão tectônica e a formação da bacia
de Foreland. Final do Paleógeno . GÓMEZ, (2001)
Um evento orogênico pré-andino aconteceu no meso-Eoceno, causando a diminuição
dramática do espaço de acomodação e limitando o depósito dos sedimentos às áreas
mais próximas do depocentro. O soerguimento da Cordillera Central fez com que o
eixo de acumulação migrasse para o leste.
No período comprendido entre o Oligoceno e Eo-Mioceno, a subsidência pôde ser
atribuída a um processo de flexura causado pela contínua carga tectônica na
Cordillera Central (COOPER et al., 1995). Porém, TORO et al., (2004) apresentaram
evidências de eventos de inversão prévios ao depósito da Formação Carbonera
(Oligoceno-Mioceno), sugerindo a existência de uma paleogeografia complexa e o
início da fase de inversão andina, ainda no final do Oligoceno. Depositaram-se as
partes intermediária e superior da Formação Mirador e as Formações Carbonera e
León (Figura 2.5).
E
W
0
5Km
Aprox
0 Km
100 Km
0 Km
100 Km
Flanco leste da Cordillera Oriental
Paleo-Falha de
Guaicaramo
Figura 2.5. A carga tectônica desloca-se para leste gerando maior subsidência tectônica e dá inicio
ao processo de inversão das antigas falhas normais e a formação da BLO. Mioceno Inferior. (TORO
et al., 2004)
A anexação do bloco Panamá-Chocó durante o Mioceno deu origem ao principal
evento de soerguimento na Cordillera Oriental. O enfraquecimento da litosfera na zona
11
central da Cordillera Oriental permitiu que a compressão empilhasse vários blocos de
crosta, aumentando a sua espessura e invertendo antigas falhas normais. A carga
tectônica causada pelo soerguimento da Cordillera Oriental gerou duas novas bacias
flexurais: a bacia inter-montana do Rio Magdalena e a BLO, propriamente dita, com
uma configuração geométrica similar à atual (Figura 2.6).
100 Km.
0 Km
100 Km
0 Km
100 Km
WE
Falha de Guaicaramo
BLO
Flanco leste da Cordillera Oriental
0
5Km
(Sarmiento, L.
2002)
Cretáceo
Molasas
Figura 2.6. Seção esquemática mostrando o soerguimento da Cordillera Oriental e a formação da
bacia foreland (BLO) assim como a erosão do Cretáceo na CO e o depósito de molassas no
foredeep (Fm Guayabo). A crosta aumenta de espessura e o encurtamento do perfil é de
aproximadamente 100 km (SARMIENTO, 2002). Geometria atual da bacia
Durante os últimos 10 milhões de anos, o espaço gerado pela flexura tem sido
preenchido pelas molassas da Formação Guayabo, que chegam a alcançar até 2 km
de espessura nas áreas de foreedeep, nas proximidades das maiores cargas
tectônicas.
2.2 Estratigrafia
Embora a bacia dos Llanos Orientales tenha seu limite atual no sistema de falhas de
Guaicaramo, sua história tectônica e estratigráfica foi controlada pelos processos
geológicos regionais que afetaram a evolução dos Andes Setentrionais e
especificamente a formação, desenvolvimento e inversão das bacias cretácicas da
Cordillera Oriental (CO) da Colômbia.
A coluna sedimentar que preencheu a BLO e a borda leste da CO pode ser dividida
em quatro seqüências sedimentares limitadas por discordâncias maiores: o
embasamento, a fase rift, a fase pós-rift e a fase de inversão tectônica. (Figura 2.7).
12
10
50
70
90
110
130
>300
30
MIOCENO
OLIGOCENO
PALEOCENO
MAASTRICHTIANO
CAMPANIANO
CONIACIANO
TURONIANO
CENOMANIANO
APTIAN0
ALBIAN0
BARREMIANO
HAUTERIVIANO
VALANGINIANO
BERRIASIANO
Ma.
Época/ Idade
PLIOCENO
NEOGENO
PALEOGENO
CRETÁCEO
PRE-
CRETÁCEO
Inversão - Foreland
Fase Rift
Fase pós-Rift
Embasamento
Paleozóico
Escudo da Guiana
Batá
L. de Macanal
A. Las juntas
Fomeque
Sistema de Falhas de Guicaramo
Chipaque
Gachetá
Une
Sistema de Falhas del Borde Llanero
Guadalupe
Guaduas
Barco & Cuervos
Mirador
Carbonera
Guayabo
León
Socha
Picacho
Concentracion
Discordância
Discordância
Bacia dos Llanos Orientales
Foothills Foreland
Cordillera
Oriental
EOCENO
Figura 2.7. Carta estratigráfica simplificada da Bacia dos “Llanos Orientales” (BLO) e o flanco leste da “Cordillera Oriental” (CO). Mostra-se a idade,
nome e distribuição das unidades litológicas (formações) e as quatro seqüências de acumulação registradas na bacia. Escala de tempo Geológico
tomada de GRADSTEIN (2004)
13
2.2.1 Seqüência pré-Cretácica (Embasamento econômico)
Os sedimentos e metasedimentos do Paleozóico assim como as rochas cristalinas do
escudo da Guiana, são considerados o embasamento econômico na BLO.
O sistema de falhas de Guaicaramo (Figura 2.1) pode ser considerado como a
expressão estrutural da sutura entre dois terrenos geológicos que colidiram no Siluro-
Devoniano (colisão entre Godwana e Laurentia). Esta feição geológica separa dois
tipos de embasamentos: a leste, rochas cristalinas do Escudo da Guiana (Pré-
Cambriano), e a oeste, rochas metasedimetares do eo-Paleozóico.
Sobre o escudo da Guiana foram depositadas rochas do Cambriano e Ordoviciano.
Trata-se de metassedimentos (carbonatos, grauvacas, quarzitos e conglomerados),
pillow lavas e soleiras de diabásio descritos no maciço de Quetame e nos poços do
sudoeste da bacia (ECOPETROL-BEICIP, 1995).
Por cima dos metassedimentos e rochas cristalinas, depositaram-se sedimentos
marinhos ordovicianos (ECOPETROL-BEICIP, 1995). Trata-se de lutitos cinzas e
pretos, camadas vermelhas e arenitos fossilíferos intercalados, os quais foram
descritos em alguns poços perfurados a oeste do foreland (e,g. Trinidad-1).
Depois da colisão das placas, os dois terrenos foram cobertos por sedimentos de
idade Devoniana a Carbonífera, separados dos depósitos subjacentes por uma
discordância regional.
De forma geral, o Paleozóico aumenta a sua espessura a sudoeste, atingindo mais de
2.000 m nas vizinhanças do sistema de falhas do Borde Llanero. Na área de estudo, a
seqüência foi perfurada em 14 poços (CARO et al., 2005) correspondendo a
sedimentos e metassedimentos pré-devonianos. Fora da área de estudo, o Paleozóico
pode chegar aos 5.000 m de espessura, no chamado gráben de Arauca
(ECOPETROL-BEICIP, 1995).
O topo dos sedimentos paleozóicos é uma superfície de discordância regional que
representa a ausência do registro estratigráfico do Paleozóico Superior (Carbonífero e
Permiano), Triássico, Jurássico e Cretáceo Inferior, até o Aptiano.
14
2.2.2 Seqüência Rift
A fase de extensão litosférica que dominou a região durante quase todo o Mesozóico
reflete-se na acumulação da seqüência sin-rift. Nesta fase, a subsidência tectônica foi
o principal motor na criação de espaço de acomodação. Na borda leste da Cordillera
Oriental, desenvolveu-se o gráben do Cocuy (FABRE, 1985), onde foram depositadas
as seqüências mais antigas e preservadas as maiores espessuras sedimentares
(SARMIENTO, 2002).
Durante o Jurássico e no inicio do Cretáceo, os setores a leste do sistema de falhas de
Guaicaramo mantiveram-se elevados (rift shoulders) e não receberam sedimentos da
fase rift. Á oeste dessa feição estrutural, os blocos mais baixos receberam
sedimentação a partir do Berriasiano como resposta tanto a fenômenos de extensão
da crosta, quanto à elevação relativa do nível do mar. As unidades que representam a
fase rift na borda oriental do gráben são:
Formação Bata. Os modelos estratigráficos mais aceitos associam esta unidade ao
período Jurássico. No entanto, dados paleontológicos apresentados por ETAYO et al.,
(2003) posicionaram a unidade no início do Cretáceo (Valanginiano). O seu contato
inferior é discordante acima das rochas do Paleozóico. A unidade compõe-se de
arenitos, lutitos e conglomerados, com uma espessura máxima medida de 1.300 m.
Formações Calizas do Guavio e Brechas de Buenavista. A primeira foi depositada em
ambientes marinhos de plataforma rasa e a segunda como depósitos gravitacionais,
os quais são evidência da instabilidade do relevo na borda do gráben. Para a Fm.
Calizas del Guavio tem sido atribuída uma espessura de 140 m (ARIANA, 2000).
Formação Lutitas de Macanal. É uma sucessão de argilitos e lutitos cinzas e pretos
depositados em ambientes de plataforma marinha, com espessuras que variam entre
800 a 1.000 m. Possivelmente de idade Barremiana (ARIANA, 2000) ou Valanginiana
(ETAYO et al., 1985 em CARO et al., 2005)
Formação Areniscas de Las Juntas. Com idades que variam do Hauteriviano ao
Aptiano, é formada pela intercalação de arenitos quartzosos e pelitos. Corresponde a
15
depósitos na frente de deltas progradantes vindos do escudo da Guiana. A espessura
varia de 400 a 500 m (CARO et al., 2005).
Formação Fómeque. Representa o final da fase rift e sua acumulação corresponde à
inundação geral da bacia cretácea durante o Aptiano. É formada por intercalações de
argilitos, pelitos, arenitos e calcários, e foi depositada em ambientes marinhos sub-
óxicos (fácies finas), rasos e provavelmente deltaicos (calcarios e arenitos). Sua
espessura varia de 300 a 400 m (ARIANA, 2000).
2.2.3 Seqüência pós-rift ou de subsidência térmica
Com o final dos eventos de extensão no Aptiano (VILLAMIL, 1999), a subsidência
ocorreu com taxas menores e de forma mais contínua, em resposta ao relaxamento
termal da litosfera (FABRE. 1983). Essa fase, conhecida como pós-rift (BRANKET, et
al., 2002; COOPER et al., 1995; DENGO e COVEY, 1983), começa no Aptiano e
termina com os primeiros pulsos de inversão tectônica no final do Cretáceo e do
Paleoceno. Durante esse período, o principal controle deposicional foi a eustasia
(VILLAMIL, 1993). Nos ciclos de nível do mar alto (Albiano e Turoniano), depositaram-
se os intervalos geradores mais prolíficos das bacias andinas da Colômbia (Fms
Tetuán, La Luna, Paja, Tablazo, Chipaque, Capacho, etc), e nas etapas regressivas
alguns dos principais reservatórios (Fms Caballos, Monserrate, Aguardiente, Lisama e
Guadalupe).
O período de máxima inundação do Cenomaniano provocou a sedimentação da Fm.
Fómeque, e foi seguido por uma queda regional do nível do mar que levou à
deposição dos arenitos progradantes na base da Formação Une. Tais arenitos
ultrapassaram o limite do rift, depositando-se a leste do sistema de falhas de
Guaicaramo e constituindo a base da coluna sedimentar na BLO.
Várias idades têm sido reportadas para a Formação Une, variando de Albiano a
Santoniano (FAJARDO, 2000). A espessura varia de 50 m no poço Los Trompillos até
200 m no poço Buenos Aires-14X e 1.200 m nos afloramentos da região do foothills
atual. Os depósitos têm sido interpretados como flúvio-deltaicos na base da unidade,
passando para estuarinos no topo, o que reflete um contínuo aumento da coluna
d’água e o afundamento dos ambientes de acumulação.
16
A máxima inundação da bacia cretácea é atingida no Turoniano-Cenomaniano, sendo
registrada pelas camadas de granulometria fina ao topo da Fm. Une e na base das
Fms Gachetá e Chipaque (VILLAMIL, 1999). O intervalo é considerado a principal
rocha geradora das bacias andinas da Colômbia. Nos Llanos Orientales essas rochas
(Formação Gachetá) depositaram-se em ambientes transicionais, bem mais rasos e
oxigenados do que os ambientes da Cordillera Oriental (Fm Chipaque) e das bacias do
Valle Superior e Valle Médio do Rio Magdalena (Formação La Luna) (Figura 2.3).
Esses depósitos do Turoniano-Santoniano foram depositados em ambientes de
shoreface, plataformas rasas e estuários (FAJARDO, 2000). A Fm Gachetá possui
maiores espessuras na porção sudoeste da bacia (300 m) e na parte sul dos foothills
(350 m). A unidade tem sido datada como sendo do Coniaciano ao Santoniano (CARO
et al., 2005).
Na fase regressiva que sucede ao depósito das rochas geradoras, os ambientes de
sedimentação passam de marinhos (Fm. Guadalupe) a flúvio-deltaicos no limite
Cretáceo-Terciário (Fm. Guaduas).
Para a Formação Guadalupe, reportam-se idades do Campaniano ao Maastrihctiano
(CARO et al., 2005). A espessura varia de 40 a 260 m em direção à noroeste na BLO.
Os ambientes de acumulação interpretados para esta unidade são deltas e
plataformas internas, com uma litologia predominantemente arenosa (FAJARDO,
2000).
A ausência de sedimentação nos Llanos Orientales, concomitante com o depósito da
formação Guaduas na Cordillera Oriental, é considerada como a expressão da
segunda grande discordância regional e como o limite superior da seqüência pós-rift.
2.2.4 Seqüência de inversão tectônica – bacias Foreland.
A sedimentação terciaria registrou a inversão das bacias cretáceas e a migração
contínua dos depocentros dentro das bacias de foreland criadas a leste da embrionária
Cordillera Central.
17
As Formações Barco e Los Cuervos formam a seqüência inferior do Terciário na BLO.
Os arenitos da Formação Barco refletem a progradação em direção a oeste da linha
de costa, a qual é sucedida por uma nova transgressão marinha que resultou na
sedimentação das potenciais rochas geradoras da Formação Los Cuervos. Ao final do
Paleoceno, o nível relativo do mar caiu e a linha de costa recueu para oeste, criando
uma zona de hiato ou erosão que se estendeu até o final do Eoceno na BLO.
As Formações Barco e Los Cuervos têm idades entre o Paleoceno Superior e o
Eoceno Inferior (ARIANA, 2000). Sua distribuição geográfica está restrita à borda
oeste da BLO, em função do baixo nível relativo do mar que limitou o depósito destas
unidades a áreas mais próximas dos depocentros. Os ambientes de acumulação
variam de fluviais a planícies costeiras e lagoas (FAJARDO, 2000).
Após um período de erosão regional que afetou as bacias andinas da Colômbia e
Venezuela (VILLAMIL, 1999), depositou-se o principal reservatório da BLO, a
Formação Mirador. Essa unidade, de idade Eoceno (COOPER et al., 1995), apresenta
espessuras que vão desde 20 m a leste da bacia até 200 m nas áreas dos foothills. Os
sedimentos foram depositados em ambientes fluviais ou em estuários e baías
(FAJARDO, 2000).
A deposição da Formação Mirador é seguida por ciclos de subida e descida do nível
do mar que ficaram registrados nas rochas da Fm. Carbonera, depositadas do neo-
Eoceno ao eo-Mioceno (33–14 Ma). Esta unidade atinge quase 3.000 m de espessura
nas áreas do foothill, adelgaçando-se em direção a leste, onde foram medidos apenas
20 m no poço Guarimena-1. A unidade compreende uma série de níveis arenosos e
argilosos intercalados, que registram variações do nível de base, com incursões
esporádicas do mar (VILLAMIL, 1999). Dentro da Fm. Carbonera, o nível inferior
denominado C8 é o principal selo da BLO, em escala regional.
No meso-Mioceno, uma rápida ascensão do nível do mar resultou no depósito dos
argilitos e siltitos da Fm. León (COOPER, et al. 1995). Os sedimentos foram
depositados em ambientes de estuários e lagoas com forte influência do mar,
chegando a registrar depósitos de plataforma interna e shoreface (FAJARDO, 2000).
18
Finalmente, o depósito de conglomerados e arenitos da Formação Guayabo obedeceu
ao soerguimento e migração para leste da frente de empurrão durante a orogenia
Andina (COOPER et al., 1995; FAJARDO, 2000).
2.3 Evolução estrutural e idade de formação das trapas.
A configuração geométrica atual da BLO é o produto dos eventos finais de deformação
do Mioceno-Plioceno, relacionados com a orogenia Andina.
Contudo, esse processo desenvolveu-se durante todo o Terciário, tanto na BLO
quanto no flanco leste da Cordillera Oriental. A deformação obedeceu ao regime
compressivo que se impôs na borda noroeste da América do Sul, ao final do Cretáceo.
Porém, o desenvolvimento das principais feições estruturais foi controlado pela
distribuição e geometria das antigas falhas normais geradas durante as etapas
anteriores do rift. As antigas falhas normais atuaram no regime compressivo como
zonas de fraqueza da crosta e da coluna sedimentar, sofrendo inversão tectônica na
maioria dos casos.
A inversão tectônica causou soerguimento de até 12 km e a exposição, em superfície,
de rochas da base da seqüência rift e do embasamento (e.g.: Maciço de Quetame, a
oeste da falha de Lengupá).
Uma das feições de inversão tectônica digna de nota é o sistema de falhas de
Guaicaramo, que agiu durante a fase rift como uma falha normal, limitando a leste o
gráben El Cocuy. Hoje, essa mesma feição comporta-se como um sistema de
empurrão com vergência para leste, constituindo a estrutura principal da área de
estudo e servindo de limite entre as bacias da Cordillera Oriental e Llanos Orientales
(Figura 2.8).
A BLO é separada pela Falha de Cusiana (conhecida como falha de Borde Llanero)
em duas áreas de comportamento estrutural diferente (Figura 2.8). Do sistema de
falhas de Guaicaramo até a falha de Cusiana, encontra-se o domínio estrutural do
Foothill, constituído por uma complexa arquitetura de dobras e falhas de empurrão,
que mistura dois estilos de deformação. Falhas envolvendo embasamento (thick skin)
tais como as Falhas de Guaicaramo e Cusiana, e falhas como a de Yopal e outras
19
menores que possuem descolamentos em diferentes níveis do Cretáceo (thin skin),
como as formações Chipaque ou Gachetá (BRANQUET et al., 2002) ou nas
seqüências finas do terciário (MARTINEZ. 2003, COOPER et al., 1995; CAZIER, et al.,
1995).
-7 2.00°
1.200.0001.100.000
1.100.000
1.020.000
5.00°N
-7 2.00°
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Cordillera Oriental
B.Llanos Orientales
40Km
Embasamento (Paleozóico)
Cretáceo Inferior (Fase Rift)
Cretáceo Superior (Fase pós-Rift)
Paleogeno (Começo da Inversão)
Neogeno (Principal Inversão tectônica)
Quaternário
N
Figura 2.8. Mapa geológico da área de estudo mostrando as principais feições que servem como
limite para os domínios estruturais: Cordillera Oriental, Foothills e Foreland (CARO, et al., 2005)
No domínio de foothills, as acumulações de petróleo localizam-se em anticlinais
formados no hangingwall das falhas de empurrão, bem pela propagação da falha (fold
propagation fault) como pelo seu dobramento (fold bend fault). Os primeiros, tal como
o anticlinal de Monterralo (Figura 2.9) no hangingwall da falha de Guaicaramo,
apresentam o flanco frontal invertido, com alto ângulo de mergulho (BAYONA, 2005).
O domínio estrutural localizado a leste da frente de deformação (falha de Cusiana) é
chamado de foreland. As feições estruturais mais comuns neste domínio são falhas de
alto ângulo. Na maioria dessas feições, as diferenças na quantidade do rejeito entre
uma camada e outra indicam que se trata de falhas normais que sofreram inversão
concomitante com a sedimentação das seqüências superiores (CARO et al., 2005).
Em alguns, casos a compressão provocou a completa inversão do deslocamento
20
relativo dos blocos e as falhas originalmente normais tornaram-se falhas reversas de
alto mergulho. A maioria das falhas tem direção principal NE-SW, sendo que as
sintéticas (mergulho para leste) são as mais extensas e contínuas, e as antitéticas e
as reversas apresentam menores cumprimentos (CARO et al., 2005). Na região do
foreland, não se observam dobras de alto relevo estrutural. O trapeamento de óleo
ocorre pela justaposição estrutural das camadas de baixa permeabilidade e os
reservatórios, ao longo das falhas (CHARITAT 1985, CHARITAT, 1986; CHARITAT e
PFEIFFER, 1988).
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S. Tauramena
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A. Cusiana
A. Monterralo
10 Km.
BORDA LESTE C.O. FOOTHILLS FORELAND
Embasamento
Cretáceo Inferior
Aptiano- Campaniano
Campaniano- Eoceno
Eoceno – Mioceno medio
Mioceno superior - Plioceno
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Cordillera Oriental
B.Llanos Orientales
40Km
N
A
A*
AA*
Figura 2.9. Secção estrutural mostrando a geometria do foothill. Observam-se as dobras
associadas a falhas de empurrão. (Modificado de BAYONA, 2005).
Embora a geometria herdada das bacias rift do Cretáceo tenha controlado a
localização e orientação das principais falhas e a espessura da coluna sedimentar, a
estrutura atual da Cordillera Oriental e da bacia dos Llanos Orientales é produto
principalmente da deformação Andina (COOPER et al., 1995; CORTÉS, 2004;
MARTÍNEZ, 2006). As trapas de petróleo atingiram sua geometria atual somente nos
últimos 7 Ma. (MARTINEZ, 2003) mesmo que seu desenvolvimento tenha ocorrido ao
longo do Terciário GÓMEZ (2001).
BAYONA (2005) apresentou um modelo cinemático de deformação para a área central
da bacia. Este modelo, usado como base para os exercícios de simulação que serão
apresentados neste trabalho, foi construído a partir de uma seção estrutural paralela à
21
direção principal de deformação. (Figura 2.11). Segundo este modelo, a sedimentação
e a seqüência de falhamentos foram controlados por mudanças contínuas na posição
das cargas tectônicas, produto da dinâmica das placas durante o Cenozóico. Modelos
similares já tinham sido propostos por GÓMEZ (2001).
Falhas antitéticas
Rejeitos < 30m
Falhas Sintéticas
Molassa (Fm. Guayabo )
Falhas antitéticas
Rejeitos < 30m
Falhas Sintéticas
Molassa (Fm. Guayabo )
Falhas antitéticas
Rejeitos < 30m
Falhas Sintéticas
Molassa (Fm. Guayabo )
Figura 2.10. Seção sísmica em tempo. A interpretação mostra o estilo estrutural do foreland. Notar
o jogo de falhas sintéticas e antitéticas. O rejeito das unidades reservatório permite a cumulação
do petróleo à oeste da falha. (ECOPETROL-BEICIP, 1995)
No final do Cretáceo, as cargas tectônicas localizavam-se na Cordillera Central,
formando uma única bacia de foreland que reunia a CO e a BLO. Os sedimentos
gerados pela erosão da Cordillera Central a oeste e o craton da Guiana a leste,
depositaram-se ao longo de depocentros com direção N-S. A reativação das falhas
normais e a criação de novas estruturas aconteceu primeiro a oeste, deslocando-se
22
para leste à medida que a deformação era incrementada pela movimentação das
cargas tectônicas (VILLAMIL, 1999)
CO
BLO
Avanço da deformação ao leste
Final da fase pós rift
Começo da inversão tectônica e formação da bacia foreland. Os depocentros localizam-se
a oeste na CO. Maastrichtiano-Paleoceno
F
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c
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r
a
m
o
F
.
C
u
s
i
a
n
a
CO BLO
Deslocamento dos depocentros para o leste, a frente de deformação cria relevos
estruturais a oeste. Eo-Eoceno-Oligoceno
F
.
G
u
i
c
a
ra
m
o
F
.
C
u
s
i
a
n
a
Deformação atinge a borda oeste da BLO
CO
BLO
F
.
G
u
i
c
a
ra
m
o
F
.
C
u
s
i
a
n
a
Levantamento incipiente da CO, inversão das antigas falhas normais; a sedimentação fica
limitada a leste da falha de Tesalia. Eo-Mioceno
F.
T
e
s
a
l
ia
)
CO BLO
F
.
G
u
i
c
a
ra
m
o
F
.
C
u
s
i
a
n
a
F
.
T
e
s
a
l
i
a
Orogenia Andina. Flexura e formação da BLO, preenchimento com molassas da
formação Guayabo. Presente
Embasamento
Cretáceo Médio. Rift
Cretáceo Sup. Pós-rift
Neogeno
MiocenoMédio
Plioceno
Formação do cinturão de dobramento
Figura 2.11. Restauração estrutural mostrando o modelo de deformação proposto por BAYONA,
2005.
No Mioceno Superior, o maior pulso de deformação provocou o soerguimento da CO e
a aparição de cargas tectônicas que dividiram a bacia original em duas bacias
menores, a oeste os Valles del Magdalena, e a leste a BLO.
23
Os maiores movimentos relativos dos blocos estruturais aconteceram durante a fase
orogênica Andina. Além de sofrer grandes deslocamentos verticais (> 10 km) os
blocos foram transportados para leste. A de
rmação produziu a geometria atual e ocasionou o depósito de molassas (Fm.
Guayabo) nas áreas com maior subsidência provocada pela flexura da litósfera.
Embora a deformação tenha sido concentrada nas áreas de foothill, ela propagou-se
para leste atingindo também o foreland. Os efeitos da deformação se observam na
reativação de falhas normais com pequenos rejeitos entre os blocos (Figura 2.10), mas
suficientes para facilitar a acumulação de petróleo nos blocos altos (hangingwall) das
falhas sintéticas (CARO et al., 2005).
2.4. Regime Térmico
A história termal da BLO foi controlada pela sucessão de eventos de extensão
litosférica no Mesozóico e a posterior inversão do regime tectônico no Cenozóico. As
análises detalhadas da subsidência elaboradas por SARMIENTO (2002) mostraram
que o máximo estiramento da litosfera (fator de extensão 1.1 <β< 3) se deu a oeste da
falha de Guaicaramo, numa faixa estreita e paralela a esta feição estrutural e que hoje
constitui a borda leste da Cordillera Oriental. O afinamento litosférico incrementou o
fluxo de calor na crosta por causa da elevação do manto, produzindo as intrusões
basálticas do Triássico e Jurássico (SARMIENTO, 2002). A extensão litosférica
continua durante o eo-Cretaceo, mantendo alto o fluxo de calor e causando novos
eventos magmáticos e altos níveis de maturação térmica nas rochas do Cretáceo
Inferior (Figura 2.12).
Aparentemente, a região da BLO não sofreu influência desses fluxos termais altos,
uma vez que até o final do Neocomiano encontrava-se fora das áreas de rift. Essas
diferenças nas historias termais explicam porque hoje na Cordillera Oriental as rochas
geradoras do Cenomaniano-Santoniano apresentam maturidade termal alta (Ro
>1.2%) até mesmo nos afloramentos, enquanto que na BLO essas mesmas
seqüências mostram-se imaturas (Ro< 0.6%), mesmo quando amostradas a mais de 2
km de profundidades (Figura 2.12).
24
A posição estrutural atual das geradoras cretácicas, e a sua maturação térmica na
região da Cordillera Oriental, sugerem que a janela de geração foi atingida nos
estágios de deformação pré-andinos e que o soerguimento e a erosão, ocorridos no
Neogeno, interromperam o processo de maturação das rochas.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
0,10 1,00 10,00
%Ro
Profundidade (pés)
Cordillera O Foothills W Foreland Foothill E
Figura 2.12. Gráfico profundidade vs. reflectância da
vitrinita (%Ro) mostrando as diferenças no grau de
maturação térmica das rochas do Cretáceo Superior nos
diferentes domínios estruturais.
Na região do foreland, por outro lado, as geradoras cretácicas encontram-se hoje perto
da posição estrutural mais profunda e, mesmo assim, os máximos valores de
maturação registrados são da ordem de 1,0% Ro nas áreas do foredeep.
Conforme discutido na seção 2.1, após o final da fase rift o espaço para a acumulação
de sedimentos na CO e na BLO é gerado por dois processos diferentes. Do Albiano ao
Santoniano, a subsidência termal, acompanhada pela subida relativa do nível do mar
no Cretáceo, controlou o processo de sedimentação e a partir do final do Cretáceo a
subsidência aconteceu devido à flexura litosférica nas bacias de foreland.
25
Os baixos níveis de maturação termal das rochas terciárias (Figura 2.13) indicam que
os fluxos termais associados à fase de subsidência térmica e à formação da bacia
foreland (inversão tectônica) são muito menores do que os fluxos de calor durante a
fase rift.
Maturidade do Paleogeno
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
0,10 1,00 10,00
%Ro
Pés (profundidade medida)
Foothills Foreland
Maturidade do Neogeno
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
0,10 1,00 10,00
%Ro
Pés (profundidade medida)
Foothills Foreland
Figura 2.13. Maturidade termal do Terciário. Valores de Ro acima de 0.8% são atingidos a mais de
4km de profundidade na borda oeste do foreland.
Trabalhos anteriores, compilados em SARMIENTO (2002), têm investigado a
distribuição do fluxo de calor atual, baseados nas temperaturas do fundo de poço
(BHT). Valores entre 50 e 65 mW/m
2
são calculados para o setor sul e leste da bacia
enquanto que nas áreas de foothill e na borda ocidental do foreland o fluxo termal
calculado é entre 20 e 35 mW/m
2
. GÓMEZ e GONZÁLEZ. (2003) coletaram mais de
10.000 medidas de temperatura de poço (BHT e DST). Os valores corrigidos são
usados para construir um mapa de gradiente geotérmico da bacia mostrando valores
acima de 40°C/km nas bordas sul e leste, e valores menores que 25°C/km na região
ocidental, no domínio de Foothill.
26
Note-se que as áreas com maior gradiente térmico (Figura 2.14) correspondem a
áreas da bacia onde as rochas geradoras apresentaram menores valores de
maturação termal e onde as espessuras da coluna sedimentar são também as
menores (< 2 km). Esta relação entre a maturidade das rochas, a configuração
geométrica e os fluxos de calor atuais ressaltam a significância dos eventos termais
anteriores às fases de deformação Andina como sendo os principais responsáveis da
evolução termal das rochas geradoras e a conseqüente geração do petróleo que
carregou a BLO.
< 20
20 - 25
25 - 30
30 - 35
35 - 40
40 - 45
45 - 50
50 - 55
55 - 60
60 - 65
> 65
< 20
20 - 25
25 - 30
30 - 35
35 - 40
40 - 45
45 - 50
50 - 55
55 - 60
60 - 65
> 65
< 20
20 - 25
25 - 30
30 - 35
35 - 40
40 - 45
45 - 50
50 - 55
55 - 60
60 - 65
> 65
< 20
20 - 25
25 - 30
30 - 35
35 - 40
40 - 45
45 - 50
50 - 55
55 - 60
60 - 65
> 65
Gradiente
Geotérmico
°C/Km
200 Km
C
or
di
l
l
er
a
O
r
i
e
nt
a
l
V
Venezuela
Figura 2.14. Mapa de Gradiente geotérmico da bacia (GÓMEZ e GONZÁLEZ. 2003).
27
3. GEOQUÍMICA DO PETRÓLEO
As ferramentas geoquímicas foram utilizadas com o propósito de identificar as
características genéticas dos óleos e gases acumulados na região estudada. Essas
características permitiram a correlação dos fluidos com intervalos estratigráficos,
potencialmente geradores do petróleo.
Para cada intervalo gerador proposto, foram calculados e medidos os parâmetros
geoquímicos que controlaram a conversão do querogênio em petróleo, e dessa forma
foi possível usar ferramentas computacionais para simular os processos de geração e
expulsão que forneceram os hidrocarbonetos acumulados hoje na BLO.
Vários trabalhos focados na correlação geoquímica dos óleos da BLO foram
publicados nos últimos 20 anos. Como resultado foram propostas múltiplas
classificações, algumas delas contraditórias ou aplicáveis só na escala local. A
validade dessas classificações é restrita, sendo que a maioria delas é suportada por
parâmetros de correlação muito afetados pelos processos de alteração pós-genéticos,
reconhecidos de forma generalizada dentro da bacia.
Embora o número de famílias e os critérios de correlação mudem de uma classificação
para outra, os estudos anteriores coincidem na existência de pelo menos dois grupos
majoritários de óleos:
Um grupo gerado por fácies orgânicas marinhas, caracterizado por maior proporção
relativa dos terpanos tricíclicos estendidos (C
28
- C
31
e C
33
-C
36
), maior concentração do
C
23
tricíclico comparado com o C
20
e C
19
tricíclico, predomínio dos C
27
esteranos sobre
os C
29
esteranos (PALMER e RUSELL, 1988), baixos valores das razões
oleanano/hopano (<0.3) e C
30
hopano/ C
29
esterano (<1.0) (RANGEL et al., 1999).
TRINDADE et al., (1997) também interpretaram óleos de afinidade marinha na parte
sul da bacia (campos de Apiay e Castilla) pelas baixas concentrações do oleanano,
valores altos das razões C
35
/C
34
homohopanos e esteranos/metilesteranos, assim
como baixos valores das razões hopanos/esteranos e das concentrações de
gamacerano. RAMON et al., (2001) suportaram suas interpretações em características
geoquímicas similares, mas ressaltaram a presença de C
30
24-n-propilcolestano como
indicador certo da afinidade marinha dos óleos.
28
PALMER e RUSELL (1988) e RANGEL et al., (1999) observaram que os óleos
marinhos acumulados ao norte da bacia apresentam maiores conteúdos de
diasteranos, maiores valores da razão Pristano/Fitano e sinal isotópico de carbono
mais leve. Baseados nessas propriedades, os óleos da zona central da BLO foram
correlacionados com fácies mais siliciclasticas e oxigenadas, considerando-os
geneticamente diferentes dos óleos também marinhos acumulados ao sul, os quais
têm maior afinidade com ambientes carbonáticos e anóxicos.
Um segundo grupo de óleos de afinidade terrestre foi também identificado. Os
argumentos para essa interpretação são a maior abundância relativa dos tricíclicos de
baixo peso molecular (C
19
-C
20
) em relação ao C
23
, o predomínio dos C
29
esteranos
sobre os C
27
esteranos, maiores conteúdos de oleanano e a presença de diterpanos
(PALMER e RUSELL, 1988). RANGEL et al. (1999) e TRINDADE et al. (1997) usam
também, como indicadores da afinidade terrestre dos óleos, os maiores valores das
razões: hopanos/esteranos, C
24
-tetracíclico/C
26-
tricíclico, pristano/fitano e
diateranos/esteranos. DZOU et al. (1999) mostraram que compostos diterpanos do
grupo da fichtelita encontram-se em vários óleos da parte central da bacia e nos
extratos de rochas da Fm. Mirador, sugerindo sua correlação genética.
Apesar de que a maioria das interpretações proponha a existência de pelo menos
duas fontes orgânicas, a forma como cada autor utiliza os parâmetros geoquímicos é
confusa. Em muitos casos, os parâmetros globais (conteúdo de enxofre, sinal
cromatográfico, etc) ou biomarcadores altamente modificados pela biodegradacão
(série dos hopanos) têm sido usados como indicadores genéticos principais,
resultando em várias classificações de óleos que atendem mais aos parâmetros de
alteração pós-genética do que a uma correlação com a origem do petróleo.
As múltiplas interpretações sobre as características genéticas do petróleo (tipo de
precursor e maturação termal) e o escasso conhecimento das rochas geradoras deram
como resultado modelos de geração que não conseguem explicar as variações
observadas na geoquímica dos fluidos e na distribuição de suas propriedades físicas.
Essas dificuldades na identificação dos elementos do sistema petrolífero motivaram
um novo plano de amostragem e análise de óleos e gases, cujos resultados serão
apresentados a seguir. As ferramentas geoquímicas de análise e interpretação foram
usadas neste trabalho com três propósitos principais:
29
1. Identificar as classes de petróleo acumulado na área de estudo, estabelecer
sua origem (tipo de querogênio e grau de evolução termal) e sua distribuição
geográfica.
2. Propor uma correlação entre petróleo e rochas geradoras. Para cada geradora,
determinar suas propriedades geoquímicas originais mais prováveis: carbono
orgânico total (COT), índice de hidrogênio (IH) e os parâmetros cinéticos que
controlam a conversão do querogênio em petróleo.
3. Reconhecer, nos óleos e nos gases, evidências de alteração pós-genética e
identificar seu efeito nas propriedades geoquímicas do petróleo.
Para atingir esses objetivos, foram coletadas 46 amostras de óleo (Figura 3.1) e
medidos seus parâmetros geoquímicos: razão isotópica δ
13
C do óleo total, espectro de
cromatografia gasosa (GC), conteúdo dos isoprenóides (pristano e fitano), proporções
em peso (%) das frações C
15+
dos óleos mediante cromatografia líquida (SARA) e
compostos determinados mediante a cromatografia gasosa acoplada a espectrometria
de massas (GC-MS) e monitorados nos íons m/z 191, 217 e 218. Os dados obtidos
(compilados no Anexo 1) foram interpretados segundo os conceitos da correlação
geoquímica propostos por PETERS et al. (2005) .
1120000 1140000 1160000 1180000 1200000 1220000 1240000 1260000 1280000 1300000 1320000 1340000
1000000
1020000
1040000
1060000
1080000
1100000
1120000
YOPAL
CANO DUYA
GUACAMAYO
CANO DE LA HERMOSA
SANTIAGO ESTE
SANTIAGO CENTRAL
LA GLORIA NORTE
MORICHAL
EL PALMAR
JUNCAL
VOLCANERA
CUPIAGUA
CUSIANA
DELE
LA GLORIA
FLORENA
SARDINAS
ENTRERIOS
LA PUNTA
GUARIMENA
GUARILAQUE
GUASAR
LA FLORA
CONCESION TRINIDAD
TIERRA BLANCA
TOCARIA
CRAVO ESTE
CRAVO SUR
BARQUERENA
CANO GARZA ESTE
CANO GARZA
PARAVARE
JORDAN
JORDAN NORTE
GUANAPALO
CANO GARZA NORTE
REMACHE SUR
CANO GANDUL
SIRENAS
PALMARITO
LOS TOROS
LAS ABEJAS
CHAPARRITO
COROCORA
Cgan-1
Cduy-2
Guar-2
Chap-1
Abej-1
Junc-1
Sant-14
Glor-8
GloN-5
Mori-1
Toca-6
Cgar-4
CgaN-1
CrvS-1
Lflo-2
Flor-3
Flor-4
PauS-1
PauS-M
Flor3-M
Cup-34
Liri-YB3
Cus-1
Cus-7
Bair-18
Bair-39
Rchi-1
Toca-9
Lglo-3
lglo-13
Lglo-4
Cgar-E1
Trin-1
Epal-2
Junc1-M
Abej-M
Sard-2
CHAPARRITO 01
ABEJAS 01
PALMAR 01
JUNCAL 01
SANTIAGO 11SANTIAGO 14SANTIAGO 06
GLORIA NORTE 1GLORIA NORTE 5
MORICHAL 1MORICHAL 03
TOCARIA 06
CAÑO GARZA 04
CAÑOGARNOR 1-2
CRAVO SUR 01
FLOREÑA C3FLOREÑA N4
PAUTO SUR B1
0 m 25000 m 50000 m
NN
Óleo
Analisado no Cenpes
Analisado no IQ-UFRJ
Gás analisado no Cenpes
Figura 3.1. Mapa de localização de amostras de óleo e gás analisadas.
30
3.1 Geoquímica dos Óleos
Dentro das bacias sub-andinas da Colômbia, a dos Llanos Orientales é a que possui
os óleos com maiores proporções de compostos de origem terrestre (MORA, 2003). A
presença generalizada desses compostos (Figura 3.2) causa uma similaridade
geoquímica nos óleos acumulados, a qual somada ao efeito dos processos de
alteração tem dificultado as interpretações sobre a origem do petróleo e sua
classificação.
0.0
0.05
0.15
0.25
01234567
Ambiente Marino
Ambiente Continental
Llanito-91
Casabe-421
La Cira-468
Cantagallo -15
Aguas Blancas-2
Toldado-1
San Francisco-57
Balcón -8
Gigante-1
Valdivia-1
Guatiquía-3H
Morichal-1
Apiay-3
Cravo Sur-1
Chichimene-15
Guayuriba-2
Tocara-5
Caño Duya-2
Barquereña-3
0.0
0.05
0.15
0.25
01234567
Pristano/Fitano
C
30
/C
29
Esteranos
Contribuição
Marinha
Contribuição
Continental
Llanito-91
Casabe-421
La Cira-468
Cantagallo -15
Aguas Blancas-2
Toldado-1
San Francisco-57
Balcón -8
Gigante-1
Valdivia-1
Guatiquía-3H
Morichal-1
Apiay-3
Cravo Sur-1
Chichimene-15
Guayuriba-2
Tocara-5
Caño Duya-2
Barquereña-3
Figura 3.2. Indicadores geoquímicos de afinidade terrestre nos óleos da BLO (LLAO) comparados
com os das bacias Valles Médio e Superior del Magdalena
(VMM e VSM respectivamente).( MORA,
2003)
Contudo, a presença e concentração relativa de alguns biomarcadores reconhecidos
como indicadores do tipo de material orgânico precursor e também resistentes aos
processos de alteração pós-genética foi usada para separar óleos derivados de dois
diferentes tipos de precursor orgânico.
31
3.1.1 Correlações Óleo-Óleo
A cromatografia gasosa do óleo total mostrou diferenças na origem e no grau de
alteração das amostras coletadas na área de estudo. Um primeiro grupo de amostras
apresentou um padrão cromatográfico bi-modal, com a primeira moda na faixa dos
alcanos n-C
13
-n-C
15
e a segunda entre os alcanos n-C
24
-n-C
29.
Alcanos com número de
átomos de carbono próximos a 27 são relacionados com plantas superiores (PETERS
e MOLDOWAN, 1993). Enquanto que os óleos marinhos do grupo A têm um perfil
cromatográfico dominado pelos n-alcanos de 11 a 16 átomos de carbono, cujas
principais fontes são precursores de origem marinha. Um terceiro grupo de amostras
tem como característica geral alterações na linha base da cromatografia gasosa e
abundante presença de compostos não resolvidos (UCM), assim como ausência das
parafinas mais leves (Figura 3.3).
(b)
(a)
(c)
UCM
Perda das
n-parafinas leves
(b)(b)
(a)(a)
(c)(c)
UCM
Perda das
n-parafinas leves
Figura 3.3. Comparação dos sinais da cromatografia gasosa nos três tipos de óleos. (a) óleos
marinhos (b) Óleos de afinidade continental e (c) amostras alteradas apresentando marcadas
UCM’s e perda das parafinas mais leves.
Usando os biomarcadores como ferramenta de correlação, foi corroborada a
existência de grupos de óleos de origem diferente.
32
A concentração de gammacerano e a razão dos homohopanos (H35/H34), na fração
C
15+
dos saturados, descreveram um comportamento variável entre duas condições
extremas que indicam contrastes na oxigenação dos ambientes de sedimentação das
fácies geradoras (Figura 3.4). Os valores maiores das duas variáveis interpretam-se
como produto da sedimentação em ambientes marinhos anóxicos ou restritos,
enquanto que os valores menores se reconhecem como indicadores de ambientes
mais oxigenados.
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
0 2040608010012
0
Gamacerano (ppm)
H35/H3
Ambientes Marinhos
Menor oxigenação,
maior salinidade ou
ambientes calcário
Ambientes Continentais
maior oxigenação
Figura 3.4. As fácies geradoras mostram variações significativas nos seus ambientes de
sedimentação, passando de marinhos anóxicos restritos a ambientes transicionais oxigenados,
refletindo-se no comportamento dos biomarcadores (PETERS et al., 2005)
Embora tenham sido observadas diferenças de primeira ordem entre óleos de
afinidade marinha e outros de afinidade continental, as amostras de óleos marinhos
possuem outras características geoquímicas que permitiram separá-las em dois
conjuntos geneticamente diferenciáveis.
A relação dos isoprenóides pristano e fitano depende das condições de oxigenação
dos ambientes de deposição. Os dois compostos derivam-se da transformação da
cadeia lateral da clorofila (Fitil), porém nos ambientes anóxicos predomina a formação
33
do fitano (Fi), enquanto que ambientes com maior oxigenação beneficiam a produção
de pristano (Pr) (PETERS e MOLDOWAN, 1993). Na população de amostras
analisadas, a razão Pr/Fi variou entre 1,5 e 7,0. Essa faixa de variação sugere fortes
mudanças nas condições de sedimentação das rochas geradoras.
Usando a razão Pr/Fi e os conteúdos de gamacerano, as amostras se separam em
três grupos (Figura 3.5). Valores de Pr/Fi acima de 3 e valores de gamacerano
menores que 10 ppm separam óleos de afinidade continental que chamaremos de
grupo B. Por outro lado as amostras com valores Pr/Fi< 4, associadas com ambientes
de sedimentação marinhos, foram separadas em dois grupos com respeito aos
conteúdos de gamacerano. As amostras com valores mais altos de gamacerano
conformam o grupo M associado a ambientes restritos de muito baixa oxigenação,
enquanto que baixas concentrações de gamacerano caracterizam o chamado de
grupo A, que foi associado com ambientes de menor anoxia.
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
020406080100120
Gamacerano (ppm)
Pr/Fi
Grupo B
Ambientes transicionais
Grupo A
Ambientes marinhos sub-óxicos
Grupo M
Ambientes marinhos restritos
Maior anoxía
Misturas
Figura 3.5. A razão Pr/Fi separa amostras de afinidade continental daquelas de afinidade marinha,
enquanto que a concentração de gamacerano separam as amostras de afinidade marinha em dois
grupos (A e M), diferenciados pelo grau de oxigenação dos ambientes de sedimentação das
rochas geradoras.
34
Os grupos de afinidade marinha são também separados pelo conteúdo de compostos
tricíclicos estendidos (entre 28 e 30 átomos de carbono). Esses compostos
caracterizam as amostras do grupo A, enquanto que são escassos nos óleos do grupo
M. Mesmo que seu significado genético não seja ainda claro, os tricíclicos estendidos
sugerem mudanças no material precursor (Figura 3.6).
A razão tricíclicos/hopanos serve também de critério para separar os óleos marinhos,
sendo que os maiores valores da razão associam-se com os óleos do grupo A
(tri/hop>2.5) e nos óleos do grupo M essa mesma razão não supera valores de 1.0
(Figura 3.7).
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
0,01,02,03,04,05,06,07,0
TTEx/ (Ts+Tm)
Pr/Fi
Materia orgánica
continental-
ambientes óxicos
Grupo A
Grupo M
Grupo B
Figura 3.6. As amostras do grupo M têm baixas razões tricíclicos estendidos (TTEx/(Ts+Tm))
mesmo que associadas com fácies de afinidade marinha (Pr/Fi<3.0).
No grupo genético M se localizam as amostras isotopicamente mais pesadas (δ
13
C>-
26 %o no óleo total) presentes predominantemente nos campos do sul da bacia. O
sinal isotópico mais pesado (Figura 3.8) junto com maiores conteúdos de gamacerano
e uma razão H35/H34 alta corroboram o caráter mais anóxico e restrito dos ambientes
de sedimentação das rochas geradoras desse grupo de óleos (Figura 3.4).
35
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
-28-27,5-27-26,5-26-25,5-25-24,5
δ13C
Tri/Hop
Grupo B
Ambientes transicionais
Grupo A
Ambientes marinhos
sub-óxicos
Grupo M
Ambientes
marinhos restritos
Maior anoxía
Figura 3.7. A razão tricíclicos/hopanos (Tri/Hop) separa os óleos de afinidade
marinha, enquanto que o sinal isotópico (δ
13
C) mais leve caracteriza os óleos
continentais.
-28,0
-27,5
-27,0
-26,5
-26,0
-25,5
-25,0
-24,5
0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0
TTEx/ (Ts+Tm)
δ13C %o vs PDB - Óleo Total
Grupo A
Grupo M
Grupo B
Figura 3.8. O sinal isotópico do óleo total (δ
13
C) é similar nos óleos dos grupos A e B
(entre -27 e -28 %
o) enquanto que as amostras do grupo M apresentaram os óleos
mais pesados isotópicamente (-27 a -25 %
o).
36
Embora os grupos A e B de óleos tenham claras diferenças nos biomarcadores, suas
diferenças isotópicas são pequenas. Foi determinada a razão isotópica (δ
13
C e δD)
dos n-alcanos em três amostras respresentativas de cada grupo genético identificado.
O sinal isotópico mais pesado nos n-alcanos, na amostra do grupo M (Figura 3.9),
sugere uma fácies orgânica depositada em ambientes de maior afinidade marinha e/ou
com maiores graus de evolução termal. O sinal isotópico da amostra do Grupo M
supera em até 3%o os valores isotópicos das amostras dos grupos A e B.
-37
-35
-33
-31
-29
-27
-25
-23
C
15
C
16
C
17
C
18
C
19
C
20
C
21
C
22
C
23
C
24
C
25
C
26
C
27
C
28
C
29
C
30
C
31
C
32
C
33
Número de átomos de Carbono (n-Alcanos)
δ
13
C (%
o
vs PDB)
Grupo B
Grupo A
Grupo M
Figura 3.9. Sinal isotópico δ
13
C dos n-alcanos. A amostra do grupo M é isotopicamente mais
pesada em todos seus compostos, refletindo ambientes de acumulação mais anoxicos das fácies
geradoras. As amostras dos grupos A e B diferem no sinal isotópico dos n-alcanos leves,
sugerindo diferenças na fração marinha do precursor orgânico.
Pelo contrário, as amostras dos grupos A e B têm valores isotópicos muito próximos
nos n-alcanos acima de 24 átomos de carbono, o que sugere que os óleos destes dois
grupos receberam a contribuição de precursores similares de afinidade continental,
tais como grupos de algas fotossintéticas e restos de plantas acumulados em
ambientes transicionais (SANTOS NETO, 2004). De outra parte, as diferenças no sinal
isotópico dos n-alcanos mais leves (< C
24
) sugerem que nos grupos A e B de óleos a
fração marinha do precursor orgânico tinha uma natureza diferente. Mudanças na
37
oxigenação dos fundos de sedimentação teriam causado as variações no sinal
isotópico do material orgânico acumulado nos ambientes marinhos (SANTOS NETO,
2004).
O aumento na razão oleanano/C
30
hopano (Ol/C30 H) havia sido usada em varios
estudos da bacia (MORA, 2003; RANGEL et al., 2002) como indicativo da natureza
continental de alguns óleos e da idade Terciária das rochas geradoras. Porém, as
maiores concentrações absolutas do oleanano no óleo total têm uma relação inversa
com o conteúdo dos compostos saturados (C
15+
) (Figura 3.10). A queda no conteúdo
de saturados é uma conseqüência de maiores graus de alteração do petróleo no
reservatório, o que sugere que as maiores proporções relativas de oleoanano são
causadas pela maior resistência do composto diante da biodegradação (WILHELS e
LARTER 2004).
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,5
0
Oleanano no óleo total (ppm)
% Saturados
Biodegradação
Figura 3.10. A relação da concentração total de oleanano com a queda no conteúdo de saturados
C
15+
(%saturados) das amostras sugere que o composto é mais um indicador de biodegradação
intensa do que da origem e a idade dos óleos, no casso da BLO.
Mediante o uso do sinal cromatográfico do óleo total, a identificação dos
biomarcadores e a determinação do sinal isotópico tanto no óleo total quanto nos
compostos individuais (n-alcanos), foi possível propor que o petróleo da bacia é uma
38
contribuição de três fácies de rocha geradora (Figura 3.11). A Tabela 3.1 mostra o
comportamento relativo dos principais parâmetros de correlação usados.
(B)
(A)
(A)
(B)
(M)
(M)
Figura 3.11. Diferenças nos biomarcadores entre os três grupos genéticos identificados. O grupo A
possui a maior quantidade de tricíclicos estendidos (T ext) (íon m/z191). O Grupo B mostra maior
quantidade relativa dos hopanos e o C
19
é o composto majoritário dos tricíclicos. O grupo M
apresenta maiores picos de C
35
homohopano e possui a mais alta concentração de gamacerano.
n
-C17/
n
-C27
Pr/Fi Hop/Tric C35/C34 Gamm (ppm)
δ
13
C%
o
Tric Est/(Ts+Tm)
Grupo A Alto Baixo Baixo Baixo Baixo Baixo Alto
Grupo B
Baixo Alto Alto Baixo Baixo Baixo Baixo
Grupo M Alto Baixo Baixo Alto Alto Alto Baixo
Tabela 3.1. Principais parâmetros geoquímicos usados na correlação genética dos óleos da região
estudada.
Os grupos A e M são óleos marinhos, mas gerados por diferentes precursores
orgânicos depositados em condições de oxigenação distintas como sugerem as
Tricíclicos
Gamaceran
Esteran
T
39
diferenças no sinal isotópico (δ
13
C), no conteúdo de gamacerano, na razão C
35
/C
34
dos
homohopanos e nas diferenças no conteúdo de tricíclicos estendidos.
O grupo de óleos B foi gerado por material orgânico derivado em parte de restos de
plantas superiores e acumulado em ambientes transicionais. A interpretação foi
baseada nos maiores valores das razões hopanos/terpanos tricíclicos e Pr/Fi e
maiores concentrações de C
19
e C
20
tricíclicos, maior proporção de C
29
esterano sobre
os homólogos C
28
e C
29
, assim como altos conteúdos de C
24
tetracíclico, C
29
Ts, e C
30
diahopano.
3.1.2 Mistura de óleos
A presença de parafinas de baixo peso molecular nos óleos com altos conteúdos de
25-norhopano (Figura 3.12) indica que hidrocarbonetos previamente biodegradados,
misturaram-se com óleos leves, durante um ou vários eventos de carga.
Figura 3.12. Na figura se observa a UCM e 25-norhopano indicando forte
biodegradação da amostra, mas a presença de n-alcanos leves na cromatografia
gasosa sugere a mistura com óleos não alterados.
25 norhopano
n - alcanos
leves
40
Na maioria dos gráficos onde foram correlacionadas as variáveis indicativas de origem
do petróleo, uma boa porção das amostras não conseguiu associar-se
inequivocamente a um dos três grupos genéticos identificados. Esse comportamento,
que foi observado em vários dos gráficos (Figura 3.5), evidencia a mistura dos grupos
genéticos. É possível que mesmo as amostras com traços genéticos mais claros não
possuíam as propriedades originais da família genética. Neste caso não se tem a
certeza de se haver observado os elementos extremos que deram origem às misturas
(end members).
É muito difficil precisar se as características geoquímicas se devem à mistura de óleos
no reservatório ou, pelo contrário, obedecem a uma variação lateral da fácies
geradora, muito provável pela dinâmica da sedimentação no Cretáceo
Dessa forma os três tipos de óleos que hoje observamos na bacia, com diferencas
genéticas difíceis de identificar e quantificar, podem ter sido gerados por um mesmo
intervalo estratigráfico do neo-Cretáceo, cujo conteúdo orgânico muda
geograficamente e que, além disso, gerou petróleo em blocos estruturais com
diferentes histórias de soterramento e evolução termal.
3.1.3 Evolução termal dos óleos
A isomerização dos esteranos (C
29
) é um dos parâmetros moleculares mais comuns
na determinação do grau de evolução termal dos óleos, porém as amostras analisadas
parecem ter atingido a composição de equilíbrio dos isomeros, indicando que todos os
óleos estudados foram expulsos além do pico de geração de óleo, em rochas
geradoras com reflectância da vitrinita maior do que 0,8 % (Figura 3.13).
Outros indicadores moleculares sugeridos para determinar estágios mais avançados
de maturidade térmica foram também testados sem sucesso. A maioria deles como as
razoes Ts/(Ts+Tm), e as proporções de diasteranos para esteranos regulares,
apresentam alta influência do precursor orgânico e dos diferentes níveis de
degradação que afetaram o petróleo.
O estudo de parâmetros geoquímicos de maturidade não basedo nos compostos
biomarcadores saturados, não foi contemplado nesse estudo. Para conseguir um
41
conhecimento mais preciso do estado de evolução termal das rochas geradoras no
tempo de expulsão do petróleo, recomenda-se o uso dos diamantóides e de
biomarcadores aromáticos em um conjunto de amostras de reconhecida similaridade
genética e não alteradas pelos processos de biodegradação.
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7
C29ββ/ (ββ+αα)
C29 20S/ (20S+20R)
Marinho - Grupo A
Terrestre - Grupo B
Misturas - Grupo M
I
n
c
r
e
m
e
n
to
d
a
m
a
t
u
r
a
ç
a
o
t
e
r
m
a
l
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7
C29ββ/ (ββ+αα)
C29 20S/ (20S+20R)
Marinho - Grupo A
Terrestre - Grupo B
Misturas - Grupo M
I
n
c
r
e
m
e
n
to
d
a
m
a
t
u
r
a
ç
a
o
t
e
r
m
a
l
Figura 3.13. Os parâmetros de maturação convencionais não atingiram a
composição de equilíbrio.
Os valores similares e em torno do máximo esperado pelas razões de isomerização
dos esteranos em todas as amostras analisadas sugerem que os grupos genéticos
foram expulsos das geradoras ao final da “janela de óleo”. Estágios de maior evolução
termal associados a uma crescente produção de gás estariam associados às fácies
continentais do grupo B, ricas em querogênio tipo III (gas-prone).
3.1.4 Biodegradação
A biodegradação pode ser reconhecida nas alterações causadas nos parâmetros
geoquímicos globais, como por exemplo: o aumento na densidade dos óleos, na
viscosidade e na porcentagem das frações pesadas; ou provocando mudanças no
padrão cromatográfico dos óleos (perda dos n-alcanos e aumento na UCM -
Unresolved Complex Mixture) e mudanças no sinal isotópico (δ
13
C) do óleo total e dos
n-alcanos, tornando-os isotopicamente mais pesados (Figura 3.14).
42
25 norhopano
UCM
Figura 3.14. Evidências de biodegradação nos óleos do sudoeste da área estudada. Presença da
UCM, ausência de n-parafinas e elevadas concentrações relativas do C
29
25-norhopano
Ao nível molecular, o composto C
29
25-norhopano é o principal indicador de
biodegradacão severa (PETERS e MOLDOWAN, 1993). O composto aparece de
forma ubíqua nos fragmentogramas m/z 191 das amostras analisadas, mesmo nos
óleos mais leves e aparentemente não degradados, porém suas maiores
concentrações estão relacionadas com maiores porcentagens da fração NSO dos
óleos, resultado do processo de biodegradacão (Figura 3.15).
A concentração de oleanano, usada de forma rotineira na definição de óleos
associados a rochas geradoras de ambientes de afinidade terrestre (RANGEL e
PASSOS, 2003) mais jovens do que o neo-Cretáceo, tem um significado diferente na
BLO. O conteúdo deste composto foi controlado pelos processos de biodegradacão e
hoje mostra uma relação direta com a concentração dos desmetilados (Figura 3.16).
Baseado nos altos conteúdos de oleanano e de C
29
25-norhopano associados a
maiores concentrações de gamacerano se propõe que os óleos de afinidade marinha,
e especialmente os gerados por fácies mais anoxicas, foram atacados mais
intensamente pelos processo de alteração (Figura 3.17).
43
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
0 102030405060
NSO (%)
C29 25norhopano (ppm óleo total)
B
i
o
d
e
g
r
a
d
a
ç
ã
o
Figura 3.15. Relação direta entre os conteúdos de C
29
25-norhopano e a porcentagem dos
compostos NSO.
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00
Olenano no oleo total (ppm)
C29 25norhopano no oleo total (ppm)
B
i
o
d
e
g
r
a
d
a
ç
ã
o
Figura 3.16. A concentração do oleanano foi controlada na BLO pelos processos de
alteração mais do que pela origem dos óleos.
44
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
3,50
0 20 40 60 80 100 120
Gamacerano (ppm óleo total)
Oleanano (ppm óleo total)
Anoxia
Biodegradação
Figura 3.17. O processo de biodegradacão atacou mais intensamente os óleos de afinidade
marinha e especialmente aqueles derivados das fácies mais anóxicas (Grupo M), como indicado
pelas concentrações do gamacerano
3.1.5 Análise Multivariada
A inspeção visual dos parâmetros geoquímicos, assim como a utilização de gráficos
em duas ou três dimensões, são etapas fundamentais na interpretação geoquímica,
mas a estatística multivariada é a ferramenta que melhor consegue reconhecer
padrões, remover ruídos e dados espúrios, assim como ressaltar as semelhanças
entre variáveis e amostras.
Depois do exame visual dos cromatogramas de massas (m/z 191 e 217) e uma análise
exploratória dos dados, foram escolhidas 8 variáveis. Sete delas relacionam 14
compostos (biomarcadores) que mostraram as maiores diferenças qualitativas entre
amostras e são indicadores reconhecidos da origem e biodegradação dos óleos
(Peters et al., 2005). A oitava variável é o conteúdo da fração dos compostos NSO (%)
nos óleos, sendo que a concentração relativa desses compostos mostrou um aumento
diretamente controlado pela intensidade da biodegradação.
45
Cabe mencionar que as análises geoquímicas foram desenvolvidas em dois
laboratórios diferentes (Cenpes e UFRJ-IQ). Após uma análise exploratória, foi
necessário excluir variáveis que apresentaram reduzido número de observações (C
19
e
C
20
tricíclico, δ
13
C) ou que foram determinadas por métodos diferentes (razão
esteranos/diasteranos). Desta forma, o banco de dados empregado nas análises a
seguir foi constituído de oito variáveis, renomeadas conforme a Tabela 3.2, e 44 casos
ou amostras. A coluna ID relaciona o identificador da variável nas análises estatísticas.
A coluna “Nome da variável” descreve a razão geoquímica usada.
ID
Nome da
variável
Parâmetros Geoquímicos Relacionados
v1 NOR25H
C
29
-25norhopano (ppm m/z 191). Aumenta
com a biodegradação
v2 % NSO
Concentração da fração pesada (resinas +
asfaltenos) nos óleos.
v3
C
24
Tetra/C
26
tri
Razão entre C
24
tetracíclico e C
26
Tricíclico
v4
C
28
-
C
30
/Ts+Tm
Soma dos tricíclicos estendidos (C
28
a C
30
),
sobre a soma do Ts e Tm
v5 Ol/C
23
tri Oleanano vs C
23
tricíclico
v6
C
27
/C
29
ST
Razão entre C
27
e C
29
esteranos (m/z 217)
v7
C
29
Ts/C
23
tri
C
29
Ts vs C
23
tricíclico
v8
C
30
Dh/
23
Tri
C
30
diahopano vs C
23
tricíclico
Tabela 3.2. Identificador (ID) e nome das variáveis utilizadas nas análises.
A Tabela 3.3 descreve as cargas fatoriais para os dois fatores considerados
relevantes conforme a análise dos componentes principais. A inspeção das cargas
fatoriais do Fator 1 permite concluir que as variáveis V3, V7, V5 e V8 apresentam uma
relação direta com o fator, bem como a variável V4 uma relação inversa com este
mesmo fator.
Pela natureza das variáveis agrupadas, o componente 1 está associado com o tipo de
precursor orgânico dos óleos amostrados. O fator explica 41% da variabilidade
observada (Tabela 3.4), isso quer dizer que as diferenças maiores entre amostras
dependem da origem dos hidrocarbonetos. O Fator 2 explica o 26% da variabilidade
observada; sendo que esse componente agrupa variáveis indicadoras do grau de
46
biodegradação (%NSO e concentração do C
29
-25norhopano), podendo-se afirmar que
o processo de alteração é a segunda causa da variação geoquímica dos óleos.
Tabela 3.3. As cargas fatoriais de maior importância dentro de cada fator
são destacadas na cor azul.
Initial Eigenvalues Extraction Sums of Squared Loadings
Componente Total
% of
Variance
Cumulative
%
Total
% of
Variance
Cumulative %
1 3.313 41.412 41.412 3.313 41.412 41.412
2 2.132 26.656 68.068 2.132 26.656 68.068
3 .874 10.931 78.999
4 .653 8.159 87.158
5 .380 4.749 91.907
6 .335 4.192 96.100
7 .186 2.330 98.429
8 .126 1.571 100.000
Tabela 3.4. Variâncias calculadas para cada um dos fatores, pelo analise de componentes
principais.
É muito provável que 32% da variabilidade não explicada pelos dois fatores tenham a
ver com a mistura de óleos de origens diferentes e com diferentes graus de
biodegradação, além de eventuais diferenças no grau de evolução termal que não foi
possível quantificar. Porém, as oito variáveis escolhidas conseguem se agrupar nos
dois componentes principais que explicam 68% variabilidade total do conjunto de
amostras.
Component Matrix
a
.852
.840 .193
.832 -.137
-.757 -.419
.603 -.379
.897
-.316 .813
-.381 -.540
LN_V3MU
V7
LN_V5MU
V4
LN_V8MU
V2
LN_V1MU
V6
1 2
Component
Et ti MthdPi i lC tA l i
47
Investigando a estrutura das relações entre variáveis, constata-se que estas duas
variáveis qualquer nem sempre mostram uma correlação linear clara (Figura 3.18),
desta forma as interpretações sempre devem ser conduzidas com cautela.
0
0,5
1
1,5
2
2,5
0123456
Variável 3
Variável 7
Figura 3.18. Gráfico que mostra a relação de duas das variáveis agrupadas no fator um. Observa-
se a não linearidade da correlação e a presença de “outliers” ou dados muito além de uma
distribuição linear.
Empregou-se o método de regressão para estimar os scores fatoriais associados a
cada amostra. Estes scores foram agrupados pelo método hierárquico de Ward nos
dois fatores do modelo fatorial, explicando 68% da variabilidade das amostras.
Segundo esses valores, a população de amostras pode separar-se em cinco conjuntos
com significado geológico e geoquímico (Figura 3.19).
O fator 1 aponta uma relação inversa entre o conjunto 4 (scores fatoriais positivos) e
as amostras do conjunto 3 (Figura 3.19); corroborando as interpretações iniciais nas
que se propuseram dois grupos genéticos: um de maior afinidade continental (Grupo
B) e outro de maior afinidade marinha (Grupo A) respectivamente.
A localização do grupo 5 com referência ao fator 2, confirma também a presença de
uma terceira família genética (Grupo M). Dado que o fator 2 está constituído
principalmente por variáveis indicativas do grau de biodegradação, pode-se interpretar
que no Grupo M os processos de alteração modificaram o sinal geoquímico das
48
amostras ocultando as propriedades de origem. No final, o Grupo M, além de possuir
as características de fácies sedimentadas nos ambientes menos oxigenados, também
representa as amostras mais alteradas por processo pós-genéticos.
REGR factor score 1 for analysis 2
43210-1-2
REGR factor score 2 for analysis 2
3
2
1
0
-1
-2
Ward Method
5
4
3
2
1
Abej-M
Junc-M
Epal-2
Trin-1
Cgar-M
Lglo-4
lglo-13
Lglo-3
Toca-9
Anac-1
Rchi-1
Bair-39
Bair-18
Cus-7
Cus-1
Liri-YB3
Cup-34
Flor3-M
PauS-M
Vald-4
SurS-1
Rubi-12
Chic-2
Cast-7
Apia-3
Alma-1
PauS-1
Flor-4
Flor-3
Lflo-2
CrvS-1
CgaN-1
Cgar-4
Toca-6
Mori-1
GloN-5
Glor-8
Sant-14
Junc-1
Abej-1
Chap-1
Guar-2
Cduy-2
Cgan-1
BIODEGRADAÇÃO - ANOXIA
MARINHO CONTINENTAL
REGR factor score 1 for analysis 2
43210-1-2
REGR factor score 2 for analysis 2
3
2
1
0
-1
-2
Ward Method
5
4
3
2
1
Abej-M
Junc-M
Epal-2
Trin-1
Cgar-M
Lglo-4
lglo-13
Lglo-3
Toca-9
Anac-1
Rchi-1
Bair-39
Bair-18
Cus-7
Cus-1
Liri-YB3
Cup-34
Flor3-M
PauS-M
Vald-4
SurS-1
Rubi-12
Chic-2
Cast-7
Apia-3
Alma-1
PauS-1
Flor-4
Flor-3
Lflo-2
CrvS-1
CgaN-1
Cgar-4
Toca-6
Mori-1
GloN-5
Glor-8
Sant-14
Junc-1
Abej-1
Chap-1
Guar-2
Cduy-2
Cgan-1
BIODEGRADAÇÃO - ANOXIA
MARINHO CONTINENTAL
GRUPO B
GRUPO A
GRUPO M
Figura 3.19. Conjuntos de amostras separados pelos “scores” fatoriais.
A posição intermediária dos conjuntos de amostras 1 e 2 confirma o efeito dos
processos de mistura nos óleos, alterando suas características genéticas e impedindo
sua clara associação com uma das três famílias identificadas.
Por isso, a separação das amostras em cinco conjuntos não possui somente um
significado genético, reflete também as modificações associadas aos processos de
biodegradação e mistura do petroleo.
3.2 Geoquímica de Gases
A quantidade de gás no petróleo é uma das propriedades mais importantes do ponto
de vista operacional, influenciando tanto a viscosidade do fluido no reservatório quanto
49
seu comportamento de fases (PVT). Diferenças de até 4.000 m
3
gás/m
3
óleo na razão
gás/óleo (GOR) entre campos da bacia sugerem importantes variações na natureza do
petróleo devido a mudanças no precursor orgânico e/ou causadas pela maior evolução
termal das geradoras.
Os óleos do grupo B, com maior afinidade continental, foram coletados em
reservatórios com valores de GOR altos, entre 300 e 5.000 m
3
gás/m
3
óleo. Já os
óleos dos grupos M e A (óleos marinhos) estão associados a campos com
quantidades variáveis de gás que podem ir desde volumes marginais (GOR <10 m
3
gás/m
3
óleo) até valores de GOR acima de 3.000 m
3
gás/m
3
óleo.
As similaridades geoquímicas entre as amostras de gás, que se mostrarão nesta parte
do trabalho, junto com a associação entre maiores conteúdos de gás e óleos de
afinidade continental, sugerem que os gases encontrados foram gerados pelas fácies
terrígenas nos seus estados mais avançados de maturação termal e estão ligados
geneticamente aos óleos do grupo B.
Nos reservatórios, a coexistência de óleos marinhos com importantes volumes de gás
é interpretada como mais um exemplo da mistura de petróleos de origens diferentes, o
que deixa aos processos de mistura como principais controladores do comportamento
de fases dos petróleos (GOR e propriedades PVT) na zona estudada.
Aparentemente, a proximidade das estruturas às cozinhas de geração da fácies
terrigenas favorece seu preenchimento com gás e com frações leves de óleos de
origem terrestre (Grupo B). Estruturas localizadas perto das zonas de geração dos
gases e aonde previamente se acumularam óleos marinhos puderam ter recebido
volumes significativos de petróleo leve que modificaram a composição e as
propriedades geoquímicas dos fluidos armazenados inicialmente, gerando sistemas de
fluidos complexos como colunas de petróleo com gradientes composicionais e
camadas de gás acima de colunas de óleos pesados.
3.2.1 Mecanismos de geração do gás
Foram analisadas 17 amostras de gases que foram interpretadas juntamente com
dados de 63 amostras avaliadas em trabalhos anteriores desenvolvidos por Ecopetrol-
50
ICP (Figura 3.20). A composição molar dos gases revelou conteúdos de CO
2
variáveis, segundo os quais foi feita uma primeira classificação das amostras, um
grupo com conteúdos molares maiores do que 10% (A_CO
2
), um segundo grupo com
teores entre 5 e 10% (M_CO
2
) e um terceiro grupo com quantidades menores do que
5% (B_CO
2
).
A procedência do CO
2
pode ser determinada usando o sinal isotópico do carbono.
THRASHER e FLEET (1995) sugerem que valores maiores do que -10 %
0 no δ
13
C do
CO
2
caracterizam fontes inorgânicas associadas a gases derivados do manto, a
processos magmáticos ou à decomposição termal (metamorfismo) de carbonatos, ou
ainda podem se derivar dos processos de biodegradação do petróleo. Valores
isotópicos menores (mais leves) indicam geração do CO
2
por processos orgânicos.
Excetuando-se duas amostras coletadas em campos da margem leste da bacia, todos
os gases analisados apresentaram valores isotópicos δ
13
C do CO
2
na faixa de -12 a -
4%o (Figura 3.20), enquanto que os maiores teores de CO
2
(%mol >10) encontraram-
se associados a reservatórios preenchidos predominantemente com óleos
biodegradados do grupo M, os quais se associaram às fácies marinhas anóxicas
(provavelmente carbonáticas) e estão concentrados na parte sul da bacia.
-25,0
-20,0
-15,0
-10,0
-5,0
0,0
0,0 10, 0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0
Inorgânico
Orgânico
δ
13
C_CO
2
CO
2
%mol
Baixo_CO
2
Médio_C0
2
Alto_CO
2
Baixo_CO
2
Médio_C0
2
Alto_CO
2
Figura 3.20. Conteúdo e sinal isotópico do CO
2
, nos gases avaliados. Os maiores valores
isotópicos são associados a fontes inorgânicas do gás.
51
Altas concentrações de CO
2
e sinais isotópicos até 20 %o mais pesados do que os
sinais dos hidrocarbonetos associados (em torno de -30%o no etano e propano),
sugerem que a fonte dos CO
2
na bacia é externa ao sistema petrolífero e se relaciona
provavelmente com processos magmáticos, metamorfismo de carbonatos ou a
migração de gases através de falhas profundas no embasamento (THRASHER e
FLEET, 1995).
Recalculou-se a composição molar da fração gasosa levando em conta somente os
gases hidrocarbonetos. Dessa forma, foram eliminadas as diferenças composicionais
causadas pelos conteúdos variáveis de CO
2
. Observou-se um aumento progressivo do
metano com a concomitante queda na concentração dos gases mais pesados,
especialmente o etano e o propano (Figura 3.21). Esse comportamento pode ter sido
gerado por aumentos na evolução termal das geradoras ou por processos de
segregação dos gases mais leves, dentro das rotas de migração ou nos reservatórios.
Figura 3.21. Composição recalculada dos gases, incluindo somente os hidrocarbonetos.
Retomando o conteúdo de CO
2
como critério inicial de classificação e usando a
composição molar recalculada, os dados foram colocados no gráfico proposto por
BERNARD et al., (1976) para separar gases gerados por processos termogênicos
daqueles produzidos por processos biogênicos. Segundo o sinal isotópico do carbono
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
CC
2
C
3
i- n- i-C
5
n-C
6
+
% (mol)
Gas
52
do metano (δ
13
C-C
1
), variando entre -45 e -35%
o
e os valores da razão C
1
/ (C
2
+C
3
), a
maioria das amostras representa gases gerados por processos termogênicos. Quatro
amostras com um sinal isotópico do metano mais leve (δ
13
C-C
1
<-50%o) e maiores
conteúdos de metano sugerem a influência de processos pós-genéticos, tais como a
migração ou maiores níveis de evolução termal, ou ainda a mistura com gases de
origem biogênica (Figura 3.22).
1
10
100
1000
10000
100000
-100 -90 -80 -70 -60 -50 -40 -30 -20 -10 0
δ
13
C_C
1
C
1
/(C
2
+C
3
)
Gases termogénicos
Baixo_CO
2
Médio_C0
2
Alto_CO
2
Baixo_CO
2
Médio_C0
2
Alto_CO
2
Figura 3.22. Natureza termogênica dos gases na bacia. As cores representam o conteúdo de CO
2
das amostras (baixo<5%mol; médio 5-10% e alto >10% mol). Quatro amostras parecem
influenciadas por processos migração ou pela mistura com gases menos evoluídos. (BERNARD et
al., 1978)
Dados isotópicos de carbono e deutério do metano corroboraram a origem
termogenica da maioria das amostras analisadas. Novamente, quatro amostras saíram
do padrão geral (Figura 3.23), apresentando sinais isotópicos mais leves, tanto do
deutério quanto do carbono do metano (δD _C
1
< -200 e δ
13
C-C
1
<50 %o).
Os campos de onde foram coletadas as quatro amostras isotopicamente mais leves,se
localizam na borda leste da região, afastadas das eventuais áreas de geração do
petróleo, sugerindo que as maiores distancias de migração geraram segregação das
frações mais pesadas isotopicamente. Não entanto, as amostras também
correspondem aos reservatórios mais rasos e frios, com profundidades menores a 2
km e temperaturas abaixo dos 90°C. Sob estas condições, não se descarta a
53
possibilidade de aportes marginais de gás biogênico isotopicamente mais leve, o que
também explicaria a presença de CO
2
isotopicamente mais leve nestas mesmas
amostras de gás.
-250,0
-200,0
-150,0
-100,0
-50, 0
0,0
-100,0 -90,0 -80,0 -70,0 -60,0 -50,0 -40,0 -30,0 -20,0 -10,0 0,0
δ
13
C_C
1
δD_C
1
Aporte de fontes biogênicas
ou efeito da migração do
gás a longas distâncias
Baixo_CO
2
Médio_C0
2
Alto_CO
2
Baixo_CO
2
Médio_C0
2
Alto_CO
2
Figura 3.23. Razões isotópicas (δ 13C e δ D) do metano confirmando a origem termogênica dos
gases, assim como contribuição de CH
4
isotopicamente mais leve associado a migração de longas
distâncias e/o a mistura com gases de origem biogênica (basado no gráfico de WHITICAR, 1994).
Segundo PRINZHOFER e HUC (1995) e LORANT et al. (1998), as pequenas
diferenças observadas nos sinais isotópicos (δ
13
C) e na concentração do etano e
propano são características de gases gerados pelo craqueamento primário a partir do
querogênio (Figura 3.24). O sinal isotópico e a concentração dos gases sugerem que
sua origem é predominantemente termogênica, por processos de craqueamento
primário do querogênio (BERNER e FABER, 1996). A diminuição dos valores
isotópicos do metano e do dióxido de carbono, em quatro amostras coletadas na
margem leste da bacia sugerem contribuição de fontes biogênicas e/ou efeito de
migração a longas distâncias.
3.2.2 Processos de Alteração
Os aumentos no sinal isotópico (δ
13
C) das frações gasosas são utilizados para avaliar
o nível de evolução termal das rochas geradoras (LORANT et al., 1998). A
54
composição isotópica dos gases é controlada cineticamente, sendo que as ligações
12
C-
12
C são levemente menos estáveis do que as ligações
12
C-
13
C (TANG et al., 2000).
-20,00
-15,00
-10,00
-5,00
0,00
5,00
0,00 2,00 4,00 6,00 8,00 10,00 12,00 14,00
C2/C3
δ
13
C C
2
-δ
13
C C
3
Craqueamento
primário
0,9-1,1
1,3-1,5
%Ro
Craqueamento secundário dos óleos
Craqueamento
secundário dos gases
Baixo_CO
2
Médio_C0
2
Alto_CO
2
Baixo_CO
2
Médio_C0
2
Alto_CO
2
Figura 3.24. Gases gerados pela quebra termal do querogênio. Trata-se de gases úmidos com
pouca diferença na razão isotópica das frações C
2
-C
3
(LORANT et al., 1998)
Na Figura 3.25, observa-se uma queda na razão isotópica do carbono do etano e do
propano nas amostras com maiores conteúdos de dióxido de carbono. Gases mais
pesados resultaram da maior maturação termal destes fluidos.
Nos gases apresenta-se uma contínua queda nos valores do δ
13
C, sendo o butano
isotopicamente mais pesado que o propano, o propano mais pesado do que o etano,
enquanto que o metano é o gás com o sinal isotópico mais leve (CLAYTON, 1991).
Esse padrão no valor isotópico dos gases foi observado em todas as amostras
analisadas, confirmando assim a origem termogenica desses gases. Na Figura 3.26
ilustra-se a variação na composição isotópica dos gases em sete amostras
representativas da região.
Comparando as amostras analisadas observou-se (Figura 3.26) uma variação da
ordem de 5%o no sinal isotópico dos gases, desde metano até o propano, porém em
algumas amostras o metano tem uma queda no comportamento isotópico atingindo
55
valores de até -60 %o. A explicação que parece mais plausível para essas diminuições
e para o aumento associado da razão metano/ (etano + propano) (Figura 3.22) é o
fracionamento isotópico e molecular dos gases durante migração de longa distancia
somado com a contribuição de metano biogênico.
-34,00
-32,00
-30,00
-28,00
-26,00
-24,00
-22,00
-20,00
-34,00 -32,00 -30,00 -28,00 -26,00 -24,00 -22,00 -20,00
Baixo_CO
2
Médio_C0
2
Alto_CO
2
Baixo_CO
2
Médio_C0
2
Alto_CO
2
A
u
m
e
n
t
o
d
a
m
a
t
u
r
i
d
a
d
e
δ
13
C C
2
%
o
δ
13
C C
3
%
o
Figura 3.25. Etano e propano tornam-se mais leves (menos evoluídos termicamente) nas amostras
de gás associadas aos maiores conteúdos de CO
2
.
Às evidências isotópicas que sugerem processos de migração longa e mistura com
produtos biogênicos, se adicionam as condições do reservatório e a posição
geográfica dos campos de onde foram coletadas as amostras com metano
isotopicamente leve. As acumulações estão afastadas das zonas de geração (leste da
bacia), sendo necessária a migração lateral de longa distancia, favorável para a
segregação das frações. Mecanismos de adsorção preferencial do δ
13
C-C
1
pelos
minerais e matéria orgânica disseminada nas rochas, ao longo das rotas de migração,
já foram propostos como causadores da queda relativa nos valores isotópicos do
metano, mecanismos similares retem também as frações C
2+
nos caminhos de
migração o que aumenta a concentração relativa do metano na fração gasosa
(Prinzhofer & Pernaton, 1997).
56
-60,0
-55,0
-50,0
-45,0
-40,0
-35,0
-30,0
-25,0
-20,0
-15,0
-10,0
C1 C2 C3 iC4 nC4
Gases
δ13C %
o
PDB
Floreña C-3F, G, Cyl 0699, R1
Pauto Sur B-1, Mir, DST-2?, (Cyl 1948-M1-F)
Cp XC-30, M+B, 1275-C1-F
Cp EXP, M, 3265-M1-F (PF98-037)
CAÑOGARNOR 1-2
CHAPARRITO 01
SANTIAGO 06
Sinal isotópico mais leve pela
mistura de gás biogênico e/ou
migração secundária de longas
distancias
Gases mais pesados pela perda
parcial da fração leve, nos
estágios evolucionados de
maturação
Figura 3.26. Gases com metano isotopicamente leve associam-se a reservatórios rasos a leste da
bacia, sugerindo mistura com gases de origem biogênica ou a segregação da fração pesada
durante migração secundaria. Pelo contrário pequenos aumentos no sinal isotópico dos gases (C
1
-
C
4
) sugerem perda da fração isotopicamente mais leve nos gases com alto grau de maturação
termal.
Por outro lado, as amostras foram recolhidas em reservatórios de baixa temperatura
(<100°C) e pouca profundidade (< 2000 m) onde é possível a produção de gases por
processos biogênicos, cuja entrada nos reservatórios poderia explicar a queda no sinal
isotópico do metano.
Pequenos aumentos nos valores isotópicos dos gases podem ser explicados pela
perda parcial da fração leve, causando a concentração relativa dos gases
isotopicamente mais pesados, dentro do fluido residual que permanece no
reservatório.
Nas acumulações de petróleo, a biodegradação dos gases ocorre preferencialmente
no propano e n-butano (SANTOS, NETO, 2004) elevando seu sinal isotópico (δ
13
C)
com relação às amostras não alteradas; por isso, quanto maior o enriquecimento
relativo de δ
13
C do propano e do n-butano, maior o grau de biodegradacão,
provocando também uma redução nas porcentagens de propano e n-butano do gás
residual. Porém, tais comportamentos não foram observados nas amostras
57
analisadas, sugerindo que o processo de biodegradação dos gases é fraco ou ausente
nos campos avaliados.
Processos de migração, mistura com gás de origem biogênica e diferenças no grau de
maturação dos gases são os processos que controlam as variações isotópicas e
composicionais dos gases hidrocarbonetos observadas nas amostras analisadas.
Destacam-se os altos conteúdos de CO
2
isotopicamente pesado (δ
13
C CO
2
> -14%o)
associados com hidrocarbonetos com senais isotopicos (δ
13
C) em torno -30%o e com
sinais moleculares de biodegradação intensa.
Regionalmente, observou-se que os gases hidrocarbonetos são menos abundantes e
mais leves a leste da bacia, nas áreas de foreland. Este comportamento explica-se
pelo sentido da migração do petróleo, as frações isotopicamente leves dos gases
saíram das acumulações e migraram as posições mais afastadas das fontes do que as
fraçoes pesadas. Com o aumento da maturação esse processo torna-se mais eficiente
e os gases isotopicamente mais pesados se concentram nas acumulações do
Piedemonte.
3.2.3 Precursor Orgânico
O sinal isotópico dos gases analisados mostrou diferenças significativas no metano, as
quais foram explicadas por processos de alteração tais como a mistura com gás
biogênico ou a perda da fração pesada durante a migração. Embora tenham sido
identificados incrementos na razão isotópica dos compostos C
2+
, tais diferenças não
superam 5 %o (δ
13
C) e podem ser explicadas por variações na maturação termal dos
gases.
Não sendo considerado o efeito dos processos termais ou de alteração pós-genética,
as razoes isotópicas dos gases resultam similares, refletindo um mesmo precursor
orgânico e uma origem termogênica comum. A geração dos gases aconteceu pelo
craqueamento primário do querogênio, no final da janela de geração de óleo e no
início da janela de gás úmido; possivelmente associada com a geração de
condensados. Esses níveis de maturação foram demonstrados pelas pequenas (< 3
%o) diferenças nas razões isotópicas (δ
13
C) do etano e propano (Figura 3.24), as
quais também foram observadas no butano e pentano (Figura 3.26).
58
CLAYTON e BJORØY (1994) propuseram que a razão isotópica do querogênio
precursor é 1-2 %o mais pesada do que as dos óleos produzidos. Os valores
isotópicos médios (δ
13
C), calculados para os n-alcanos das três amostras
representativas de cada grupo genético de óleos foram: grupo A = -30,5 %o, M= -
29,1%o e grupo B= -30,1%o (Figura 3.27). Segundo tais valores, o sinal isotópico do
querogênio precursor teria valores δ
13
C entre -27 e -28 %o.
-43,0
-41,0
-39,0
-37,0
-35,0
-33,0
-31,0
-29,0
-27,0
-25,0
-23,0
C
1
C3
nC
4
nC5
C15
C
17
C
19
C2
1
C23
C
25
C
27
C29
C31
C
33
δ
13
C (%
o
vs PDB)
Continental
Marinho Transicional
Marinho Anóxico
Gás
TIPOS DE ÓLEOS
ASSOCIADOS
Gases e n-Alcanos
Figura 3.27. Razões isotópicas dos óleos e gases. O valor médio dos óleos terrestres é de -30 %o,
calculando-se um valor de -28%o para o querogênio precursor (GURGǕEY et al., 2005).
CHUNG et al. (1988) também recomendaram o uso do gráfico chamado de “natural
gas plot” no calculo da razão isotópica do querogênio precursor. O gráfico, inicialmente
usado para determinar misturas e separar grupos genéticos de gases, constrói-se
colocando o inverso do número de átomos de carbono dos gases (1/n-C) contra suas
rações isotópicas (δ
13
C). Segundo a interpretação do gráfico (Figura 3.28), o sinal
isotópico do carbono no querogênio precursor foi estimado em torno de -26%o.
As duas metodologias utilizadas sugeriram valores isotópicos entre -26 a -27 %
o de
δ
13
C para o querogênio precursor. Porém, este calculo não é suficiente para
estabelecer correlações genéticas entre gases e óleos ou gases e rochas geradoras.
De uma parte, porque as razões isotópicas das três famílias de oleos são similares
59
(diferenças < 2%o nos compostos individuais) e por outro lado, porque não se contou
com dados isotópicos das eventuais rochas geradoras para tentar uma correlação
direta entre os gases e o querogênio.
-60
-55
-50
-45
-40
-35
-30
-25
-20
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
1/n Gas compounds
Caño Garza Norte-1
Santiago-6
Chaparrito-1
Morichal-3
Cupiagua XZ-02
Floreña C-3
Volcarena C2
Aumento na maturação
termal dos gases
Estimação do sinal
isotópico do querogênio
Efeito da migração o da
mistura com gás
biogênico
δ
13
C
3
%
o
Figura 3.28. Calculo do razão isotópica do querogênio original usando o modelo de CHUNG et
al. (1998)
Portanto, as razões isotópicas e a composição dos gases não ofereceram evidências
conclusivas para traçar correlações genéticas com as rochas geradoras; a ocorrência
dos maiores volumes de gás nos reservatórios que produzem óleos do grupo B pode
indicar indiretamente a associação genética dos gases com as rochas de origem
continental.
3.3 Distribuição Geográfica dos Grupos de Petróleos e Abrangência dos
Processos de Alteração
Geneticamente, o petróleo acumulado na região estudada pode-se separar em três
grandes famílias: duas famílias com afinidade marinha, uma representando rochas
geradoras sedimentadas em ambientes anóxicos e restritos, associados
provavelmente à formação de carbonatos (Grupo M), e outra família (Grupo A)
60
derivada de rochas marinhas siliciclásticas sedimentadas em ambientes menos
restritos. A terceira família (grupo B) foi gerada em rochas sedimentadas em
ambientes transicionais (deltas e/ou estuários) onde predominou a acumulação de
matéria orgânica continental.
Os óleos marinhos ocupam os reservatórios no domínio de foreland, sendo o grupo M
dominante ao sul, enquanto que o grupo A concentra-se ao norte. A localização
geográfica dos grupos genéticos de petróleo foi controlada pela posição das cozinhas
de geração, pelo mecanismo dominante de migração, pelos volumes de fluido
disponíveis e pela geometria pré-Andina das unidades reservatório.
O grupo M foi gerado ao sul da Cordillera Oriental e a migração ocorreu através das
camadas arenosas das formações cretácicas (Guadalupe e Une). Este grupo genético
domina as acumulações ao sul da bacia e registra-se no canto sudoeste da área de
estudo (Figura 3.29). As cozinhas de geração migraram para norte dentro da
Cordillera Oriental, e fácies mais siliciclasticas de rochas geradoras produziram os
óleos do grupo A. O mecanismo de migração é também lateral, preenchendo primeiro
as estruturas da parte oeste (atual foothill) e na seqüência as estruturas do foreland.
Finalmente, as cozinhas de geração do grupo B se comunicam verticalmente com os
reservatórios pelo sistema de fraturas e falhas que a deformação Andina gerou nas
áreas de foothills. O petróleo deste grupo é dominado por óleos leves que se
concentraram na porção norte dos foothills, da área estudada. Esses fluidos se
misturaram com óleos biodegradados que carregaram previamente os campos do sul
da região (óleos do grupo A), formando sistemas de fluidos composicionais no domínio
de foothill, mas também se misturaram com óleos intensamente alterados (Grupo M)
acumulados anteriormente nos reservatórios cretáceos da parte oeste do foreland, em
cujos campos formaram-se camadas de gás acima de camadas de óleos pesados.
Ainda que a distribuição das diferentes famílias de petróleo tenha sido controlada pela
configuração geométrica e propriedades físicas do sistema geradora-carreadora-
armadilha, a qualidade do petróleo é determinada na região de estudo por três fatores
principais: gênese, biodegradação e mistura. Mudanças causadas pela migração
somente manifestaram-se como variações do sinal isotópico de algumas poucas
amostras de gás, mas não modificaram as propriedades físicas do petróleo.
61
1120000 1140000 1160000 1180000 1200000 1220000 1240000 1260000 1280000 1300000 1320000 1340000
1000000
1020000
1040000
1060000
1080000
1100000
1120000
YOPAL
CANO DUYA
GUACAMAYO
CANO DE LA HERMOSA
SANTIAGO ESTE
SANTIAGO CENTRAL
LA GLORIA NORTE
MORICHAL
EL PALMAR
JUNCAL
VOLCANERA
CUPIAGUA
CUSIANA
DELE
LA GLORIA
FLORENA
SARDINAS
ENTRERIOS
LA PUNTA
GUARIMENA
GUARILAQUE
GUASAR
LA FLORA
CONCESION TRINIDAD
TIERRA BLANCA
TOCARIA
CRAVO ESTE
CRAVO SUR
BARQUERENA
CANO GARZA ESTE
CANO GARZA
PARAVARE
JORDAN
JORDAN NORTE
GUANAPALO
CANO GARZA NORTE
REMACHE SUR
CANO GANDUL
SIRENAS
PALMARITO
LOS TOROS
LAS ABEJAS
CHAPARRITO
COROCORA
4
Distribuição geográfica das
familias de petróleo
Grupo B
Grupo A
Grupo M
Classificação geoquímica
das amostras.
Grupo A
Grupo B
Grupo M
Misturas
Gás
Óleo
B
i
o
d
e
g
r
a
d
a
ç
ã
o
0 m 25000 m 50000 m
Figura 3.29. Mapa da distribuição geográfica dos grupos genéticos de oleos. Observam-se setores de mistura de petróleos de diferente
origem e aumento da intensidade da biodegradação nos campos ao sul da região.
62
Processos de migração diferencial das fases e processos de fracionamento
evaporativo nos reservatórios controlam a distribuição e mistura do gás produzido pelo
precursor continental do grupo genético B. Sistemas de gases condensados e óleos
voláteis foram formados pela acumulação da fase gasosa sem misturas (GOR acima
de 5000 m
3
gás/ m
3
óleo) em estruturas da parte norte do foothill estudado. Na parte
sul do foothill deu-se a mistura desses gases e condensados com óleos
biodegradados dos grupos A e M, causando a formação de sistemas composicionais
de fluidos, e finalmente na parte oeste do foreland se formaram camadas de gás. A
magnitude da mistura diminui para o leste da bacia, no mesmo sentido em que
diminuem os valores da razão GOR, devido às maiores distâncias entre armadilhas e
as cozinhas de geração do grupo B.
Além das diferenças composicionais causadas pela mistura de petróleo de diferentes
origens e características, a biodegradação apresenta-se como um grande modificador
das propriedades físicas dos fluidos. O principal efeito é a diminuição no grau API dos
óleos com a concomitante concentração das resinas e dos asfaltenos (compostos
NSO) e o aumento dos teores de enxofre. Ao nível molecular, tais alterações geraram
importantes modificações na concentração original dos biomarcadores, com uma
queda na proporção dos hopanos e aumento relativo na concentração de compostos
mais resistentes (oleanano, C
29
Ts, etc).
A intensidade da biodegradação é maior no sul da região, onde se encontram óleos
de até menos que 15
o
API.
3.4 Correlações Rocha – Petróleo
Uma das maiores incertezas quanto aos sistemas petrolíferos da BLO é a localização
espacial e estratigráfica das suas cozinhas de geração e, conseqüentemente, do
tempo e direção da carga do petróleo. A diversidade e as eventuais discrepâncias nas
interpretações da origem dos óleos e a ausência de uma correlação genética positiva
(PETERS e MOLDOWAN, 1993) entre extratos das rochas geradoras e amostras de
óleos dos campos são as principais causas de que aquela incerteza se mantenha,
mesmo após quase duas décadas de estudos geoquímicos na bacia.
63
As hipóteses de várias famílias genéticas de petróleo e as diferenças entre os critérios
usados nas múltiplas classificações propostas levaram a indicar níveis de rochas
geradoras diferentes para explicar as características geoquímicas de cada família de
óleos proposta. Porém, quanto maior o número de famílias genéticas de petróleo
propostas, mais difícil resultava achar a fácies geradora, e os cenários de geração e
migração associados se tormnaram mais complexos.
Por outro lado, os estudos geoquímicos de rochas não têm reconhecido níveis
estratigráficos com alto potencial de geração de petróleo associados geograficamente
às acumulações.
Perto dos campos de petróleo, os níveis regionalmente reconhecidos como geradores
de alto potencial, tais como as unidades do Cenomaniano–Coniaciano, apresentam
baixo teor orgânico (COT< 1%), seu querogênio tem pobre conteúdo de hidrogênio
(IH< 300 mgHC/g COT) e só atingiram a janela de geração de óleo nos locais onde as
molassas do neo-Mioceno possuim até 3 km de espessura (foredeep). Até hoje não foi
apresentada uma correlação geoquímica entre o betume extraído das rochas
cretácicas (Formação Gachetá), depositados dentro dos limites da BLO, e os óleos
produzidos nos seus campos.
Ainda que suas características geoquímicas indicassem rochas de baixo potencial
gerador, em escala regional, outras seqüências litológicas do Terciário (Fm. Los
Cuervos e intervalo intermediário da Fm. Mirador) têm sido propostas como fontes do
petróleo da bacia (DZOU et al., 1999). O betume extraído dessas seqüências
apresentou parâmetros geoquímicos (altas concentrações de diasteranos, oleanano e
diterpanos) correlacionáveis com o padrão molecular dos óleos de afinidade
continental e com algumas das misturas de óleos presentes nos campos da área de
estudo. No entanto essas seqüências não correlacionam com os óleos de afinidade
marinha, predominantes na zona.
Á oeste do sistema de falhas de Guaicaramo, as geradoras cretácicas do
Cenomaniano–Coniaciano (Formações Chipaque, La Frontera ou Conejo) melhoram
suas propriedades geoquímicas (COT> 2% e IH>500 mg HC/g COT) e mesmo que
não tenha sido apresentada uma correlação direta entre extratos dessas rochas e
óleos produzidos na BLO, acredita-se que o caráter marinho distal de suas fácies, seu
maior potencial gerador, e a proximidade geográfica com a BLO são indícios
64
suficientes para considerá-las as geradoras mais prováveis dos óleos acumulados na
zona de estudo.
A correlação genética entre os óleos de afinidade marinha, explorados em campos da
BLO, e as seqüências marinhas distais do cretáceo distribuídas na CO, tem sido
sugerida por diversos autores (MOLDOWAN et al., 2002; TEGELAAR, et al., 1996,
entre outros). Porém, essa correlação complica os cenários de carga, pois a geração
do petróleo acontece antes dos eventos principais de formação das trapas e se
necessita de mecanismos de migração lateral e de longas distâncias, comunicando as
cozinhas de geração de petróleo com as trapas.
O fato das rochas cretácicas apresentarem altos níveis de maturação termal (Ro> 1%),
mesmo expostas em superfície e levantadas a mais de 1.000 m sobre o nível do mar,
sugere que tais estágios avançados de maturação (final da janela de óleo) foram
atingidos antes do soerguimento da CO, no Eo-Mioceno. O evento tectônico,
responsável pela formação da maior parte das estruturas que acumulam petróleo, teria
ao mesmo tempo exumado as rochas cretacicas e detido seu processo de geração do
petróleo.
Para identificar as geradoras do petróleo acumulado na bacia, aplicou-se a seguinte
metodologia.
1. Mediante a revisão de trabalhos geoquímicos anteriores, foram identificados os
intervalos geradores mais prováveis.
2. Uma avaliação das características geoquímicas das rochas permitiu verificar se
tais intervalos atendem as condições mínimas de riqueza orgânica, potencial
gerador e maturação termal, para serem consideradas geradoras (Peters e
Moldowan, 1993).
3. Selecionaram-se amostras imaturas de cada geradora potencial. As amostras
foram maturadas artificialmente e o petróleo obtido foi comparado
geoquimicamente com amostras de “óleos naturais”, representando os dois
grupos genéticos propostos.
65
4. Seguindo outra metodologia de correlação, os óleos coletados dentro da zona
de estudo foram comparados com óleos cuja origem já tinha sido estabelecida
em trabalhos anteriores. No caso de se encontrar uma similaridade geoquímica
entre amostras, assumiu-se que elas têm a mesma origem e foram geradas por
rochas com as mesmas características.
3.4.1 Identificação das possíveis rochas geradoras
Dentro da coluna sedimentar da bacia e do flanco leste da CO, foram reconhecidas
várias unidades de rochas formadas por argilitos, folhelhos ou carbonatos. Algumas
delas têm sido propostas como possíveis geradoras:
DZOU et al. (1999) propuseram que o intervalo de folhelhos na parte média da
Formação Mirador é uma das fontes dos óleos acumulados na parte central do
foreland. Tanto os óleos quanto os extratos obtidos da Fm. Mirador apresentaram uma
serie de compostos identificados como diterpanos, os quais estão ausentes dos outros
possíveis intervalos geradores. No entanto, os extratos do Mirador não apresentam
compostos tricíclicos estendidos característicos da maioria das amostras de óleos da
bacia.
MOLDOWAN et al. (2002) indicaram as seqüências marinhas das Formações Tablazo
e La Luna (Cretáceo da Bacia do Vale do Magdalena) como a principal fonte dos óleos
da BLO, porém reconheceram uma importante contribuição das rochas geradoras do
terciário continental (Fm. Mirador). O padrão dos esteranos (C
27
dominante sobre o
C
29
) e a presença de C
30
esterano (24-n-propilcolestano) nos óleos suportam a origem
marinha, enquanto que a presença de bicadinanos e altos valores da razão
oleanano/hopano de alguns óleos sugerem um aporte de geradoras continentais.
NIÑO et al. (2002) propuseram as seqüências das Formações Barco e Mirador como
fontes secundárias dos óleos da BLO. A sua proposta está baseada na espessura e
distribuição areal destas seqüências, assim como na sua proximidade com as
acumulações.
RANGEL et al. (1999), TRINDADE et al. (1997), TEGELAAR et al. (1996), assim como
PALMER e RUSSELL (1988), observaram que a maioria dos óleos da BLO possuem
66
características mistas de fontes marinhas e continentais. Esses autores propuseram
que as fontes marinhas teriam sido depositadas durante o intervalo Cenomaniano–
Santoniano (Fm. La Luna, La Frontera, Chipaque ou Gachetá) no Valle del Magdalena,
na CO ou na BLO enquanto que os óleos continentais viriam dos intervalos Terciários
tais como as Formações Los Cuervos e Mirador.
Até hoje não existe uma correlação geoquimica convincente para explicar a origem
dos óleos da BLO, a qual além de esclarecer a diversidade composicional observada,
deveria esclarecer a ordem cronológica dos eventos de carga. No entanto, as
conclusões dos estudos anteriores foram utilizadas para construir a hipótese inicial do
trabalho, na qual se propõe que as formações Mirador e Los Cuervos forneceram os
óleos continentais e o intervalo cretáceo (Cenomaniano- Santoniano) sería o gerador
dos óleos marinhos.
3.4.2 Avaliação das propriedades geoquímicas das possíveis geradoras
Compilando dados do teor de carbono orgânico (% COT) e índices de maturação
termal, tais como reflectância da vitrinita (%Ro) ou temperatura máxima de pirólise
(Tmax), avaliou-se a possibilidade de geração de petróleo a partir das unidades
litológicas propostas como geradoras.
A Formação Mirador tem sido proposta por vários autores como a fonte do petróleo
com características continentais (RANGEL et a.,l 1999; DZOU et al.,1999). Os critérios
desta correlação são: a presença nos extratos dessa formação e em alguns óleos da
bacia de compostos diterpanos, além das rochas apresentarem localmente altos
teores orgânicos (TOC> 2%) nos poços do campo Cusiana.
Porém, é muito provável que esta formação tenha uma importância marginal no
balanço volumétrico total do petróleo na bacia devido a várias razões como, por
exemplo:
1. As fácies finas e com alto teor orgânico têm sido reconhecidas exclusivamente
na área do campo Cusiana, e mesmo nesse local a espessura da seqüência é
de poucos metros (<10m). Além disso, dadas as características fluviais em que
foram depositadas as rochas dessa formação, espera-se que as fácies de
67
granulação fina sejam de pouca continuidade lateral e com distribuição
heterogênea dos teores de COT.
2. O mapa de maturação termal (Figura 3.30) construído com a média dos
valores de reflectância da vitrinita (%Ro) em cada ponto de amostragem
mostra que a Formação Mirador atinge a “janela de óleo” (Ro > 0,8%) somente
no foreedeep da BLO, a profundidades maiores que 2 km. A provável zona de
geração fica restrita a uma faixa estreita no footwall das falhas de Cusiana e
Guaicaramo.
100 Km.
BLO
NN
S
.
F
.
d
e
G
u
a
i
c
á
ra
m
o
S
.
F
.
d
e
T
e
s
a
l
i
a
-
P
a
j
a
r
i
t
o
< 0,6%
0,6 – 0,8%
0,8 – 1,0%
Nível de maturação
(%Ro)
< 0,6%
0,6 – 0,8%
0,8 – 1,0%
Nível de maturação
(%Ro)
Figura 3.30. Mapa de maturação termal ao topo da Formação Mirador. Modificado de
CARO, (2005).
3. A maioria das amostras analisadas (Figura 3.31) apresentou teores de
carbono orgânico baixos (COT< 2%), e mesmo aquelas com maior conteúdo
orgânico possuem baixo indice de hidrogênio (< 300 mg HC/g COT).
68
Podemos concluir que a Fm. Mirador não possui características geoquímicas que
permitam considerá-la como uma rocha geradora de importância regional, suas
possibilidades de geração de petróleo estão restritas ãs áreas geográficas, onde
intervalos com alta riqueza orgânica se encontram termicamente evoluídos.
As similaridades geoquímicas entre extratos da Formação Mirador e alguns óleos
acumulados na zona central da bacia poderiam ser explicados pela contaminação dos
fluidos durante a migração ou trapeamento através da Formação Mirador que é o
principal reservatório e um dos caminhos preferenciais de migração da bacia. No
entanto, essa hipótese ainda não foi confirmada e deve ser pesquisada mais
profundamente.
0
50
100
150
200
250
300
350
0246810121416
COT (%)
IH (mgHC/g COT)
Figura 3.31. Conteúdo e qualidade da matéria orgânica acumulada na Fm. Mirador. Dados de 32
amostras distribuidas em 14 poços na bacia.
Outro intervalo estratigráfico proposto como um gerador provável é a Formação Los
Cuervos. A possibilidade de que a seqüência seja a geradora dos óleos de afinidade
continental ganha importância na medida em que, tendo sido mais soterrada, ela
atingiu maiores níveis de maturação termal que as seqüências mais jovens (formações
Mirador e Carbonera), Adicionalmente, cerca de 10% das amostras dessa formação
apresentaram altos conteúdos orgânicos (COT>2%) e índices de hidrogênio
intermediários (300 a 600 mg HC/g COT), como se ilustra na Figura 3.32.
69
48%
34%
7%
7%
4%
0
10
20
30
40
50
Número de Amostras
0,5 1,0 2,0 4,0
% COT
Fms. Barco – Los Cuervos
0,0
0
150
300
450
600
750
900
0 50 100 150 200
OI (mg CO2/g roca)
HI (mg HC/gr TOC)
I
II
III
Fms. Barco – Los Cuervos
Figura 3.32. Riqueza orgânica e tipo de querogênio das Fms. Barco – Los Cuervos.
Histograma e diagrama modificado de Van Krevelen apresentando 262 amostras
distribuídas em 19 poços da BL. (modificado de SANMIGUEL e VILLAREAL, 2004)
Finalmente, o intervalo Cenomaniano-Santoniano, representado na borda lesta da CO
e na BLO pelas formações Gachetá, Chipaque e La Frontera, tem sido considerado
tradicionalmente como a rocha geradora mais provável, sendo que é o equivalente
temporal da Formação La Luna, reconhecida como a geradora principal do petróleo
nas bacias do noroeste da América do Sul (VILLAMIL, 1999).
A Formação Chipaque é representada por folhelhos e níveis calcários distribuídos a
oeste do sistema de falhas de Guaicaramo (CO), enquanto que a Formação Gachetá
se compõe de fácies mais proximais com maior proporção de arenitos e siltitos;
reconhece-se a leste do sistema de falhas de Guaicaramo, dentro dos limites da BLO.
70
A Formação La Frontera representa fácies mais distais acumuladas no centro e oeste
da CO (Figura 3.33).
F. Chipaque
F. Gachetá
F. La Frontera
Cordillera Oriental
30 Km.
1000000 1060000 1120000 1180000 1240000 1300000
1000000
1060000
1120000
1180000
TUNJA
BOGOTA
YOPAL
Cornichoque-1
Tamauka-1
Crucero-Tota
C. S. Antonio-Tibana
Q. Sn Antonio
S. Cucaita
Escuela La Rosita
Bolivar-1
El Manzano-1
Junín - Sueva
Sta maria_Sn Luis gaceno
Suesca Norte-1
Sueva-gacheta
Boqueron Tausa
Susa-tablon
C decarupa-Ubate
Corrales-1
Suesca-1
Tunja-1
Buenos Aires-C3
Buenos Aires-X14
S La Pescana
Prmo. Guina
S. Tauramena
Cusiana-5
Leticia-1
Medina-1
Pore-1
R. Chitamena-1
S. Taurmna-Prvenir
Camungo-1
C. Duya-1
Centauro N-1
Cravo E-1
Floreña-C3
Golconda-1
la Gloria-1
La Maria-1
C. S. Antonio-Tibana
Tausa
Casanare-1
Chaparral-1
Corocito-1A
Cusiana-1
Dele-1
Los Teques-1
Meta-1
Morichal-1
Pomarroso-1
Pore-1
R. Hermoso-1
R. Hermoso-2
Surimena-1
Unete-1
Medina-1
1.42
3
1.3
0.8-0.6
0.51
1.5
1.85
>0.6
0.49
1.88
3.38
>0.4
1.1-1.3
1.49
0.75
0.58
0.9
0.4
0.4
0.5
1.1
0.48
0.41
0.6
0.92
0.65
0.9
1.5-2.4
0.6
0.75
1
<0.4
0.5
0.6
0.4
0.75
0.54
0.58
0.43
0.75
0.48
< 0,6%
0,6 – 0,8%
0,8 – 1,0%
Nível de maturação
(%Ro)
> 1,0%
S
o
e
r
g
u
i
m
e
n
t
o
e
e
r
o
s
ã
o
NN
Figura 3.33. Mapa de maturação termal do topo do intervalo Cenomaniano-Santoniano. Valores de
%Ro médios calculados em cada ponto de amostragem.
O intervalo estratigráfico apresenta-se na “janela de geração de óleo” no foothill e
foredeep da BLO e localmente atinge o final da janela de geração de óleo (Ro> 1%)
nas zonas mais profundas no footwall da falha de Cusiana. No hangingwall da falha de
Guaicaramo as rochas estão nos estágios iniciais de geração e aflorando em
superfície a mais de 1.000 m de altitude. Após uma ampla faixa localizada na borda
leste da CO (Figura 3.33) onde as formações do Cretáceo Superior e Terciário foram
erodidas, o intervalo aparece de novo no eixo da CO apresentando avançados níveis
de maturação, mesmo a profundidades menores que 1.000 m e em altitudes que
variam entre 2 e 3 km. Setores associados à falha inversa de Soápaga, uma das
feições estruturais com maior rejeito no núcleo da CO, também apresentam baixos
níveis de maturação, o que permitiu a amostragem de rochas imaturas no limite
oriental do maciço de Santander (seção do Páramo de Guina).
941 amostras localizadas em 30 pontos de amostragem permitiram avaliar o conteúdo
orgânico e o potencial gerador do intervalo. As variações no índice de hidrogênio
refletem as mudanças na fácies orgânica dentro desse intervalo. As rochas mais ricas
em material orgânico e com maior potencial gerador localizam-se na CO, enquanto
71
que no foreland da BLO a seqüência tem baixos teores de carbono orgânico e o
querogênio é pobre em hidrogênio (Figura 3.34).
0
100
200
300
400
500
600
0246810121416
% COT
IH (mg HC/gCOT)
Chipaque
Gacheta_Foothill
Gacheta_Frlnd
Facies oxidada
ou senil
Figura 3.34. Caracterização geoquímica do intervalo Cenomaniano- Santoniano. As mudanças de
fácies se refletem em diferentes caimentos observados no gráfico. Aos ambientes de acumulação
e o grau de evolução termal das rochas controlam os valores de IH e COT, nas amostras.
(GIRALDO ET AL., 2003)
Da mesma forma que os óleos da BLO apresentaram uma maior relação com material
orgânico continental do que os óleos das outras bacias sub-Andinas, também as
rochas do intervalo Cenomaniano-Santoniamo localizadas no flanco leste da CO e na
BLO apresentam características mais proximais do que as fácies coetâneas
acumuladas a oeste da CO.
Nas amostras da CO (Formação Chipaque), ressaltam-se os teores orgânicos maiores
que 2%, porém tais conteúdos de carbono estão acompanhados de IH variáveis,
sendo que os valores baixos relacionam-se com amostras altamente evoluídas
termalmente. Amostras ricas em COT e com IH> 400 mg HC/g COT correspondem a
rochas imaturas expostas na frente de deformação, no hanginwall de falhas de
72
empurrão como Guaicaramo e Soápaga. Essas amostras são consideradas
representativas das características geoquímicas originais do intervalo.
As amostras da Formação Gachetá têm menor conteúdo orgânico e seu índice de
hidrogênio atinge ao máximo 400 mg HC/gCOT (Figura 3.34). As características
geoquímicas se correlacionam com as mudanças sedimentológicas da unidade, as
quais refletem condições pouco favoráveis para a preservação do material orgânico
(alta oxidação), e maior acumulação de matéria orgânica de origem terrestre, com
baixos conteúdos de H (IH<300 mg HC/g COT).
Mais para leste, no foreland da BLO, o intervalo Turonano-Santoniano torna-se muito
mais rico em arenitos e o teor orgânico, assim como o potencial gerador, decrescem.
Nesta parte da bacia, a unidade não constitui uma rocha geradora de petróleo.
Da avaliação geoquímica dos intervalos estratigráficos, comumente propostos como
geradores, podemos concluir:
1. A Formação Mirador apresenta condições para gerar petróleo dentro de níveis
de pouca espessura identificados em áreas restritas da bacia, por outro lado,
sua evolução térmica é baixa, mesmo para as amostras coletadas a maiores
profundidades. Pelas razões anteriores esta unidade não é considerada como
uma rocha geradora de importância regional.
2. A Formação Los Cuervos tem sido avaliada com um reduzido número de
amostras, mas se apresenta como uma rocha de potencial intermediário. Suas
tendências de maturação termal fazem plausível a geração de petróleo no
foredeep da bacia (profundidade > 4km), mas se desconhece a continuidade
de suas características geoquímicas e o grau de maturação nessas regiões de
maior soterramento. Embora as possibilidades de geração desta unidade
sejam limitadas pelo baixo conteúdo orgânico, pela natureza continental do
material orgânico e pelos baixos níveis de evolução termal observados, não se
pode descartar aportes marginais desde cozinhas de geração de petróleo
associadas com os locais de maior soterramento da unidade.
73
3. Contrariamente às hipóteses anteriores, que haviam proposto vários níveis
estratigráficos como as rochas geradoras da bacia, dando especial relevância
às rochas terciárias, este trabalho propõe que as diferenças genéticas
encontradas nos óleos foram causadas por câmbios laterais de fácies dentro
de um único intervalo estratigráfico gerador, o intervalo Cenomaniano-
Santoniano. O intervalo agrupa diferentes unidades sedimentadas na parte
central e no flanco leste da CO, assim como na parte oeste da BLO,
correspondentes de oeste para leste com as formações La Frontera, Villeta,
Chipaque e Gachetá. O intervalo Cenomaniano-Santoniano foi sedimentado
em ambientes que se tornam mais proximais de oeste para leste, e o material
orgânico depositado mudou, no mesmo sentido, de marinho a continental.
4. Essas variações laterais no conteúdo e tipo de material orgânico deram origem
as diferentes famílias de óleos, as fácies mais distais (formações Villeta e La
Frontera) produziram os óleos do grupo M, fácies marinhas mais oxigenadas
(Fm. Chipaque) geraram os óleos do grupo A, e as fácies mais proximais (Fm.
Gachetá) deram origem aos óleos do grupo B.
Neste trabalho não foram estudas detalhadamente as formações La Frontera e Villeta,
mas suas características geoquímicas foram avaliadas e seu potencial gerador
comprovado nas bacias do “Valle Superior del Magdalena” (CÓRDOBA, 2000) e
Putumayo (GONCALVES et al., 2002).
A Formação Chipaque no flanco leste da CO pode ser considerada como uma ótima
geradora pelo alto teor orgânico (COT 2-8%) e IH>300 mg HC/g COT nas amostras
imaturas. Os baixos valores de IH que acompanham valores de maturação termais
elevados (Ro >0,8%) sugerem que esta seqüência pode ter sido geradora em várias
zonas da CO, incluindo a faixa geográfica onde a seqüência foi exumada e erodida
durante a orogenia Andina.
A Formação Gachetá na BLO é uma rocha geoquimicamente mais pobre e de menor
potencial gerador do que suas equivalentes temporais (formações Chipaque, La Luna,
La Frontera). No entanto, na borda leste da bacia, as rochas mostram características
geoquímicas favoráveis à geração de petróleo e similares àquelas descritas para a
Fm. Los Cuervos. No hangingwall da falha de Guaicaramo, a formação foi amostrada
em vários afloramentos, e os valores de reflectância de vitrinita nesses blocos
74
estruturais é menor do que 0,8%, refletindo um processo de soterramento muito menor
do que aquele sofrido pelos blocos estruturais da zona central da CO. A formação
ultrapassa esses valores de reflectancia somente nas áreas de forededep, onde o
soterramento foi tardio e causado pelos depósitos das molassas do Mioceno.
3.4.3 Comparação geoquímica de óleos gerados artificialmente e óleos
naturais.
Tentando provar as correlações propostas entre óleos e rochas, foram coletadas
amostras de rochas imaturas das formações Los Cuervos e Gachetá em afloramentos
do hangingwall da falha de Guaicaramo. As amostras foram maturadas artificialmente
em presença de água, seguindo o procedimento descrito por LEWAN e RUBLE,
(2002) para experimentos de hidropirólise. Os óleos expulsos no processo de
maturação artificial foram coletados e analisados para determinar as concentrações
dos parâmetros geoquímicos de correlação.
A amostra QLP-LC foi coletada na formação Los Cuervos na “Quebrada La Piñalerita”.
Análises palinológicas posteriores (RUEDA e RODRIGUEZ, 2007), confirmaram a
idade Paleoceno da rocha (palinozona Pa07) e sua posição na seqüência
estratigráfica da bacia. Trata-se de uma rocha com alto conteúdo orgânico (TOC=
4.6% peso), um índice de geração intermediário (IH = 323 mg HC/gCOT) e valores de
Tmax de 428°C que indicam uma rocha imatura.
Na seção de campo “Quebrada la Colorada”, descrita anteriormente por SANDOVAL e
DIAZ (1999), foi identificada e amostrada a Fm. Gachetá. A rocha tem um teor
orgânico alto (COT = 4.1%) e índice de hidrogênio de 349 mg HC/g COT. Estudos
paleontológicos (RUEDA e RODRIGUEZ, 2007) confirmaram a idade neo-Cretáceo da
amostra, enquanto que a petrografía orgânica identificou as fácies orgânicas e,
juntamente com os dados de pirolisis Rock-Eval, indicou que a formação encontra-se
termicamente imatura no local de amostragem.
A matéria orgânica presente nas duas amostras está dominada por restos de origem
continental com alta concentração de pólen e esporos (RUEDA e RODRIGUEZ, 2007).
Esta característica confirma a variação na fácies do intervalo Cenomaniano-
Santoniano, sendo que a oeste esse nível estratigráfico está caracterizado por
ssociações de fósseis nitidamente marinhas e depositadas em ambientes distais
75
(Villamil, 1999). A variação no tipo de material orgânico explica a diminuição do
potencial gerador das seqüências cretácicas a leste.
As rochas foram aquecidas a temperaturas de 360°C durante períodos de tempo que
variaram de 12 até 72 horas. Os hidrocarbonetos expulsos (óleos artificiais) em cada
uma das experiências foram coletados e analisados por GC-MS.
Os parâmetros geoquímicos dos óleos artificiais, obtidos depois de 72 h de
aquecimento, foram comparados com o padrão dos biomarcadores dos óleos naturais.
Escolheram-se os óleos gerados aos mais altos níveis de transformação termal porque
os óleos naturais mostraram também altos graus de maturação.
O fragmentogramas m/z 191 e 217 dos óleos artificiais, obtidos das duas amostras
(Formações Los Cuervos e Gachetá) apresentam fortes similaridades na distribuição
dos compostos. Os tricíclicos de menor peso molecular (C
19
) dominam o
fragmentograma m/z191, a altura do composto C
24
tetracíclico é muito maior do que os
pico C
26
tricíclico, os tricíclicos estendidos estão praticamente ausentes e a proporção
relativa de C
29
hopanos e moretanos é alta. Nos esteranos destaca-se, o domínio do
C
29
esteranos
e a alta concentração dos diasteranos
Os óleos expulsos pela amostra da Fm. Los Cuervos são geoquimicamente similares e
correlacionáveis aos óleos obtidos da amostra da Fm. Gachetá. Este comportamento
geoquímico revela similaridade dos tipos de querogênios contidos nas duas rochas
avaliadas e, por conseguinte, os óleos produzidos nesses intervalos estratigráficos
serão geneticamente semelhantes. No entanto, ainda não se conhece um indicador
geoquímico com a especificidade adequada para diferenciar óleos gerados por uma ou
outra formação.
Além de correlacionáveis entre si, os óleos artificiais (obtidos por hidropirólise) são
correlacionáveis também com os óleos naturais do grupo B. Em todos eles destacam-
se a ausência dos tricíclicos estendidos, característicos dos óleos do grupo A, as altas
concentrações de indicadores de afinidade terrígena tais como o C
24
tetracíclico e os
tricíclicos de baixo peso molecular (C
19
e C
20
), assim como predomínio dos esteranos
C
29
e abundância dos diasteranos.
76
A similaridade geoquímica observada entre óleos naturais e artificiais permite propor
que os óleos do Grupo B foram expulsos por rochas das Fms Los Cuervos ou Gachetá
(Figuras 3.35 e 3.36).
Considerando que os óleos naturais mostraram altos graus de maturação termal, eles
deveriam ter sido gerados nos lugares onde as formações atingiram pelo menos o final
da janela de óleo. As tendências de maturação observadas nos mapas de reflectância
da vitrinita (Figura 3.30) permitem inferir que as Fms. Gachetá e Los Cuervos podem
ter atingido estágios avançados de maturação em zonas restritas do foredeep e do
foothills da bacia, onde foram depositadas grandes quantidades de molassas no neo-
Mioceno. A Formação Los Cuervos encontra-se menos soterrada do que a Formação
Gachetá, e portanto suas possibilidades geração são ainda mais limitadas.
Com base na correlação genética e nas características geoquímicas e estratigráficas
das eventuais geradoras propõe-se que o petróleo de afinidade continental, composto
pela totalidade dos gases e os óleos do grupo B, foi gerado nas cozinhas de geração
da Formação Gachetá e em menor proporção da Fm. Los Cuervos, localizadas no
foreedeep e foothill da BLO. Sendo que o soterramento dessas geradoras e sua
conseqüente evolução termal estão controlados pela sedimentação do Mioceno, pode-
se afirmar que a geração dos gases e dos óleos do grupo B, acorreu nos últimos 7 Ma,
tempo proposto por MARTÍNEZ (2006) como o começo do soerguimento nas áreas de
foothill.
A fonte do petróleo do grupo A, de características dominantemente marinhas, deveu
se localizar a oeste da falha de Guaicaramo, onde as rochas cretáceas de alto
potencial gerador foram sedimentadas em ambientes marinhos. Dentro deste trabalho,
não foi possível comparar óleos gerados artificialmente por rochas da Formação
Chipaque, correspondentes às fácies mais distais do intervalo Cenomaniano-
Santoniano, com as amostras dos óleos do grupo A.
Uma estratégia alternativa para correlacionar os óleos do grupo A com suas eventuais
rochas geradoras foi compará-los com óleos coletados em áreas próximas à bacia,
cuja origem já havia sido determinada. Compilaram-se análises de óleos publicadas
por diferentes autores e se realizou uma comparação visual com os cromatogramas
característicos dos grupos identificados (A e B).
77
Sample 2006200221 Ion mass 191.0 QLP-LC 360°/72h M20, HIDROPIROLISIS OIL FRAC.
TR19
TR20
TR21
TR22
TR23
TR24
TET24
TR26S
TR28S
TR28R
TR29S
TR29R
TS
TM
TR30S
TR30R
NOR25H
H29
C29TS
M29
OL
H30
M30
H31S
H31R
GAM
H32S
H32R
H33S
H33R
H34S
H34R
50 60 70 80 90
2000
4000
6000
8000
10000
(Grupo A)
Sample 2006200268 Ion mass 191.0 QC-CH 360°/72h M17, HIDROPIROLISIS OIL FRAC.
TR19
TR20
TR21
TR23
TR24
TR25S
TR25R
TET24
TR26S
TR26R
TR28S
TR28R
TR29S
TR29R
TS
TM
TR30S
TR30R
NOR25H
H29
C29TS
M29
OL
H30
M30
H31S
H31R
GAM
H32S
H32R
H33S
H33R
H34S
H34R
H35S
H35R
50 60 70 80 90
1000
2000
3000
4000
5000
6000
(Grupo B)
Fm. Los Cuervos
Fm. Gachetá
Figura 3.35. A distribuição dos compostos no cromatograma m/z 191 revela a similaridade geoquímica entre os óleos gerados por hidropirólise pelas formações
Gachetá e Los Cuervos (parte superior da figura) e os óleos naturais (parte inferior da figura) do grupo B. Observem-se as diferenças com os óleos do grupo A na
distribuição dos tricíclicos e na predominância de compostos de origem continental.
78
(Grupo A)
(Grupo B)
Sample 2006200221 Ion mass 217.0 QLP-LC 360°/72h M20, HIDROPIROLISIS OIL FRAC.
S21
S22
CHOL5B
D27baS
D27abR
S27aaaS
BB_D29S
S27abbS
S27aaaR
S28aaaS
S28abbR
S28abbS
S28aaaR
S29aaaS
S29abbR
S29abbS
S29aaaR
52 56 60 64 68 72 76
100
200
300
Sample 2006200268 Ion mass 217.0 QC-CH 360°/72h M17, HIDROPIROLISIS OIL FRAC.
S21
S22
CHOL5B
D27baS
D27baR
D27abS
S27aaaS
BB_D29S
S27abbS
S27aaaR
S28aaaS
S28abbR
S28abbS
S28aaaR
S29aaaS
S29abbR
S29abbS
S29aaaR
52 56 60 64 68 72 76
40
80
120
160
200
240
280
Fm. Los Cuervos Fm. Gachetá
Figura 3.36. A concentração e distribuição dos compostos no cromatograma m/z 217 confirma uma correlação geoquímica entre os óleos do grupo B e os fluidos
produzidos artificialmente (hidropirólise) pelas rochas da Fm Gachetá e Los Cuervos. Observe-se o predomínio de C
29
esteranos e abundância dos diasteranos
nas amostras de afinidade continental (óleo do grupo B) e o predomínio dos C
27
esteranos na amostra do grupo A (afinidade marinha).
79
Usaram-se resultados da região central da Cordillera Oriental (Tunja- Soápaga)
apresentados por MELLO et al. (1995), a caracterização de óleos do Bloco Soapaga
(CORE-LAB 1997) e as analises de exsudações na borda leste da CO encomendados a
DGSI por Ecopetrol (1994). A maioria das amostras apresentou altos graus de alteração
termal que modificaram o padrão dos esteranos (íon m/z 217), porém no grupo dos
terpanos foi possível achar similaridades geoquímicas mais consistentes entre os óleos
do grupo A e as amostras analisadas.
As semelhanças mais marcantes associam-se com os compostos tricíclicos (Figura 3.31),
os quais são uma importante ferramenta de correlação ainda nos óleos altamente
biodegradados. Tanto as amostras da Cordillera Oriental quanto os óleos do grupo A da
BLO apresentaram cromatogramas dominados pelos tricíclicos; o C
23
é o pico de maior
concentração relativa nos compostos de até 28 átomos de carbono, o C
26
tricíclico é maior
do que o pico C
24
tetracíclico e os tricíclicos estendidos (> C
28
) estão presentes em altas
concentrações relativas.
Acompanhando a abundância relativa dos tricíclicos, nas amostras pouco alteradas,
observam-se altas razões C
27
/C
29
esteranos e baixas relações diasteranos/esteranos.
As características geoquímicas descritas são interpretadas como indicadoras de uma
origem em ambiente marinho restrito e rochas geradoras com conteúdos variados de
carbonatos. MELLO et al. (1995) reconheceram que altas concentrações de tricíclicos de
alto peso molecular podem se relacionar com condições de salinidade elevada.
Comportamentos similares desse grupo de compostos já tinham sido observados nas
seqüências marinhas do neo-Cretáceo nas bacias do Valle del Magdalena. GONÇALVES
et al. (2002) também ressaltaram a presença dos tricíclicos estendidos nos extratos de
rochas cretácicas da Bacia do Putumayo.
Com base na similaridade geoquímica entre os óleos do Grupo A e vários óleos gerados
por rochas do Cretáceo Superior (Figura 3.37), considera-se que a fonte do petróleo
marinho acumulado na BLO é a Formação Chipaque ou outras unidades de idade
equivalente (Frontera, Conejo, etc) depositadas no flanco leste da CO.
80
As seqüências cretácicas encontram-se hoje erodidas ou expostas em superfície, como
conseqüência do soerguimento da CO, o que significa que os processos de geração
deveriam ter sido interrompidos pela elevação dos Andes no Mioceno. Desta forma,
propõe-se que o petróleo de afinidade marinha foi gerado em cozinhas localizadas a
oeste da falha de Guaicaramo, dentro dos sedimentos marinhos do Cretáceo Superior
(Cenomaniano- Santoniano) e com anterioridade aos processos de soerguimento da CO.
A Formação Chipaque (fácies distais) é a seqüência geradora mais provável do grupo de
óleos A, e o mecanismo de migração foi lateral, conectando as cozinhas da CO com as
estruturas da BLO.
81
(Grupo A)
m/z 191
(Grupo B)
Cenpes 1995
Core-lab 1997
DGSI 1994
Figura 3.37. Similaridade geoquímica entre os óleos do grupo A e amostras de óleos da CO correlacionados geneticamente com seqüências marinhas
do Cretáceo superior. A série dos tricíclicos, especialmente os estendidos (>28 átomos de carbono) representa um dos critérios mais importantes
dessa correlação.
82
4. MODELAGEM DA GERAÇÃO E MIGRAÇÃO DO PETRÓLEO
A distribuição do petróleo em uma bacia, suas propriedades físicas e químicas e as
características geoquímicas são o resultado dos sucessivos processos geológicos
responsáveis pelo funcionamento dos sistemas petrolíferos.
A geração do petróleo é o primeiro desses processos, sendo que a localização das
áreas de geração (cozinhas) e a quantidade de petróleo gerado determinam, em
primeira instância, a distribuição de eventuais acumulações. Por outro lado, a
qualidade do petróleo expulso varia em função do tipo de material orgânico precursor
e da história de evolução térmica das rochas geradoras.
O movimento do petróleo (migração primaria) é causado pela diferencia de pressão
entre as zonas de geração ativas e reservatórios localizados a menores pressões e
temperaturas. O processo de migração traz consigo drásticas mudanças nas
condições dos fluidos resultando em: separação, migração diferencial ou
fracionamento das fases (e.g. líquido e gases), sendo todos eles processos que
mudam a composição e características do petróleo. Durante a migração, o petróleo
expelido das geradoras é distribuído dentro das áreas de drenagem de acordo com a
geometria e propriedades permo-porosas das vias de migração, as quais conectam as
cozinhas com os reservatórios, através das rochas carreadoras.
Finalmente, vários processos pós-genéticos, mesmo sem mudar a distribuição do
petróleo dentro na bacia, podem modificar significativamente os volumes acumulados,
além de alterar drasticamente a composição do petróleo nos reservatórios.
Em escala regional, cada processo tem uma influência variável sobre a composição e
distribuição do petróleo, sendo que uma mesma área pode receber aporte de
diferentes rochas geradoras, através de diversos mecanismos de migração; ou então
os reservatórios podem ter sido afetados de forma desigual por processos pós-
genéticos.
O propósito deste capítulo é simular os processos de geração e migração do petróleo,
visando compreender a sua influência na distribuição e qualidade dos fluidos. Espera-
se conhecer a composição do petróleo que atingiu os reservatórios, como ponto de
83
partida para avaliar posteriormente o efeito dos processos pós-genéticos. Evidências
de tais processos foram amplamente reconhecidas e descritas no estudo geoquímico
prévio, que faz parte desta tese.
A quantidade e diversidade de campos petrolíferos presentes na região permitem
testar a validade das simulações. Os modelos calibrados ganham valor como
ferramentas de predição em escala regional e serviram à definição de estratégias
operativas que possam diminuir o risco dos investimentos na etapa de exploração de
novas áreas.
4.1 Modelo Conceitual
Definiu-se como “modelo conceitual” o conjunto de hipóteses, suportadas pelos dados
geoquímicos e geológicos, que explicam o funcionamento dos sistemas petrolíferos na
BLO. As principais hipóteses são:
1. A zona de estudo é carregada por duas fácies geradoras: os óleos e gases
explorados na BLO, embora drasticamente alterados pelos processos pós-
genéticos, podem separar-se geneticamente em dois grupos com
características geoquímicas claramente diferenciáveis.
2. As seqüências do intervalo Cenomaniano-Santoniano acumuladas na borda
leste da CO (Formação Chipaque) foram as geradoras dos petróleos
caracterizados por indicadores orgânicos de afinidade predominantemente
marinha (grupo A). Tais seqüências foram propostas como geradoras de óleos
coletados nas bacias de Putumayo (GONÇALVES et al., 2002) e da CO
(MELLO et al 1995; CORELAB, 1997). A similaridade geoquímica entre esses
óleos e amostras do grupo A, permite associá-los a uma geradora comum.
3. A geração na Formação Chipaque ocorreu antes da principal fase de
deformação Andina. Óleos do grupo genético A, atualmente acumulados acima
dos 80 °C, apresentaram indicadores geoquímicos de biodegradação severa
(série dos 25-norhopanos), sugerindo que a alteração aconteceu antes do
soterramento dos reservatórios, cujo principal motor foi a deformação Andina e
o concomitante depósito das molassas do Neógeno.
84
4. As geradoras dos óleos marinhos transicionais (grupo B) localizam-se dentro
dos limites da bacia: Formações Los Cuervos e Gachetá. Óleos obtidos por
hidropirólise de rochas imaturas das duas formações foram geoquimicamente
correlacionados com os óleos do grupo B.
5. A geração de petróleo na bacia ocorreu após o soerguimento da CO. Níveis de
maturação termica superiores a 0,8% de Ro são atingidos pelas eventuais
geradoras somente no foredeep e foothill da BLO. Nessas áreas, o maior
soterramento das rochas deve-se ao depósito de mais de 2000 m de
sedimentos durante o Neogeno (Formação Guayabo).
6. As duas fases de geração estão separadas no tempo pelo principal pulso de
deformação Andina. O soerguimento da CO erode as geradoras da Formação
Chipaque na borda leste da CO, interrompendo os processos de geração. Este
mesmo processo favorece, por outro lado, a acumulação de molassas na BLO,
o soterramento das geradoras (Formações Gachetá e Los Cuervos) e pulsos
posteriores de geração que produzem os gases e óleos do grupo genético B.
4.2 Limitação das ferramentas de simulação
Simular a geração de petróleo mediante programas computacionais é uma prática
utilizada rotineiramente na indústria do petróleo, mas a forma como tais simulações
são feitas dependerá do escopo da pesquisa, bem como da natureza e complexidade
dos processos geológicos que se queira modelar.
As simulações unidimensionais permitem reconstruir a história termal e a
transformação da matéria orgânica em pontos isolados da bacia. Trata-se de
exercícios que demandam pouco tempo e capacidade computacional e os resultados
obtidos são extrapoláveis à totalidade do domínio geológico representado pelo ponto
simulado. Porém, este tipo de simulação impede a avaliação correta dos processos de
migração, que devem ser representados, no mínimo, em duas dimensões.
Técnicas de simulação bidimensional permitem quantificar o processo de geração ao
longo de seções que podem atravessar domínios estruturais diferentes, sendo úteis na
85
representação da migração quando o perfil simulado é paralelo à direção preferencial
do fluxo de petróleo.
Já nas simulações tridimensionais (3D), logra-se uma melhor representação dos
processos de migração e da distribuição do petróleo expulso. Estes exercícios
precisam de maior trabalho na preparação dos dados de entrada, especialmente na
definição da geometria e propriedades das camadas, assim como uma maior
capacidade computacional. Como um dos principais objetivos do trabalho é
compreender os mecanismos de migração que controlaram a distribuição final do
petróleo na bacia, optou-se pelo uso das simulações tridimensionais.
Embora as simulações 3D sejam uma ferramenta adequada para representar a
migração, existem várias limitações tecnológicas para seu uso dentro de áreas
tectônicas compressivas, tais como a BLO. A principal razão é que o tipo de
deformação nestes domínios tectônicos gera deslocamento lateral e empilhamento
tectônico das camadas. A representação computacional destes processos geológicos
precisa de modificações complexas no tamanho, forma e posição dos nós dentro das
malhas de elementos finitos, procesos que não tem sido ainda acoplados nos software
comerciais, mas que são disponíveis como protótipos em algumas universidades ou
centros de pesquisa. Tais transformações impedem a correta discretização dos
elementos, tornando muito complexa a solução das equações usadas na simulação.
4.3 Metodologia da simulação
Propõe-se um fluxo de trabalho que contempla simulações sucessivas de processos
não acoplados, mas que em conjunto descrevem o funcionamento dos sistemas
petrolíferos dentro de regimes tectônicos compressivos. Estes cenários geológicos são
dificilmente representados pelos pacotes de simulação 3D disponíveis no mercado.
Ainda que esta metodologia não acople os processos de geração, migração e
alteração do petróleo, ela possibilita a avaliação quantitativa das hipóteses conceituais
e permite reconstruir a história do sistema petrolífero, articulando em ordem
cronológica diversos exercícios de simulação em 1 e 3 dimensões.
86
A zona de estudo foi dividida em quatro domínios estruturais diferentes: a CO e os
domínios de foothill, foredeep e foreland leste, dentro da BLO. As simulações 1D de 13
pontos (Figura 4.1) permitiram construir uma história de fluxo térmico calibrada para
toda a região estudada e foram usadas para avaliar a evolução termal das rochas
geradoras, inclusive nas áreas intensamente deformadas por processos de
empilhamento tectônico, tais como o Foothill da BLO onde não é possível a
modelagem tridimensional. Os modelos 1D foram também usados para reconstruir as
histórias de temperatura dos reservatórios, indispensável no estudo dos processos de
alteração pós-genética.
Embora a ocorrência e sincronismo dos processos de geração possam ser avaliados
satisfatoriamente mediante simulações unidimensionais, fatores tais como a extensão
geográfica das cozinhas, variações no grau de transformação no interior das zonas de
geração e principalmente a migração sómente podem ser corretamente representados
mediante simulações 3D. Para isso, duas simulações 3D foram feitas.
A primeira reconstrói a história geológica que antecede o principal evento de
deformação andina, entre 130 e 10 Ma, e corresponde a um domínio de
aproximadamente 26.000 km
2
que abrange a parte central da BLO e da borda leste da
CO. O propósito desta simulação é validar a hipótese que correlaciona a geração de
petróleo na fácies distal do intervalo Cenomaniano-Santoniano (Formação Chipaque
da CO) com o petróleo de afinidade marinha (grupo A) acumulado nos reservatórios
da BLO. Espera-se que o modelo permita identificar as principais tendências de
migração e as zonas preferenciais de drenagem nesse primeiro pulso de carga.
A simulação interrompe-se aos 10 Ma antes que a borda leste da CO seja atingida
pela frente de deformação e inversão, responsável pelo soerguimento dos Andes. Os
avançados níveis de maturação termal (Ro>1,0%) medidos em rochas cretácicas
expostas em superfície a mais de 2000 m de altitude demonstram que os processos
de transformação termal e a geração de petróleo foram interrompidos, na CO, pelo
soerguimento Andino nos últimos 7 (?) Ma.
Este primeiro modelo, denominado de “pré-Andino”, não pode ser calibrado pela
comparação direta com dados medidos, mas existem elementos pouco afetados pelo
soerguimento da CO que são usados como parâmetros indiretos de calibração, tais
87
como os valores de reflectância das rochas expostas na CO ou o padrão atual de
distribuição das acumulações nas áreas pouco deformadas do foreland.
Uma segunda simulação 3D foi construída para representar a evolução geológica a
leste da falha de Guaicaramo. A simulação está focada na compreensão dos
processos de geração dentro da BLO, responsáveis pelos óleos e gases do grupo B,
ocorridos provavelmente como resposta ao depósito das molassas do Mioceno e ao
empilhamento de blocos tectônicos nas áreas do foothill.
Diferentemente do modelo pré-andino, que usa como condição limite uma
reconstrução paleogeográfica da geometria há 10 Ma, o modelo pós-andino utiliza a
geometria atual das camadas (CARO et al., 2005). A idade dos eventos de
deformação foi tomada do modelo estrutural restaurado proposto por BAYONA et al.
(2005). As histórias de fluxo térmico e as características geoquímicas das geradoras
são idênticas para as duas simulações apresentadas (pré e pós-Andina). No entanto,
no caso do modelo pós-Andino, logra-se uma calibração direta com dados medidos
(%Ro) que não havia sido possível no modelo pré-Andino.
Os resultados obtidos nas modelagens não podem ser utilizados para quantificar
volumes acumulados, por um lado porque eles não acoplam os dois eventos de carga,
e por outro porque a orogenia Andina modifica o volume e a distribuição das
acumulações formadas previamente, e esse processo de deformação não foi
simulado.
4.4 Modelos 1D
Diante das limitações dos modelos 3D, os exercícios unidimensionais foram usados
para simular a evolução térmica das geradoras, especialmente nos cenários de alta
complexidade tectônica. Desta forma, foi possível obter histórias termais calibradas e
avaliar a eventual existência de processos de geração em diferentes pontos da área
de estudo.
Os pontos da modelagem 1D foram escolhidos pela sua disponibilidade de dados
estratigráficos e geoquímicos e por representar domínios geológicos com diferentes
padrões de soterramento (Figura 4.1): no foredeep simularam-se os poços La Gloria-
88
2, Santiago-3 e Tocaria-1; na parte leste do foreland os poços San Joaquín-1, Rondón-
1 e Rancho Hermoso-1, no domínio de foothill os poços Buenos Aires-X14, Cupiagua-
1 e Floreña-1, no footwall da falha de Guaicaramo o poço Golconda-1 e no eixo da
Cordillera Oriental o poço Tamauka-1.
-7 2.00°
1.200.000
1.100.000
1.100.000
1.020.000
5.00°N
-7 2.00°
1.200.000
1.100.000
1.100.000
1.020.000
5.00°N
F
.
C
h
á
m
e
z
a
F
.
G
u
a
i
c
á
r
a
m
o
40Km
Embasamento
Cretáceo Inferior
Cretáceo Superior
Paleógeno
Neógeno
Quaternário
N
Tamauka-1
Floreña-1
Tocaria-2
Golconda-1
Cupiagua-1
Buenos Aires-X14
La Gloria-2
Santiago-3
Rancho Hermoso-2
Falha
Sinclinal
Anticlinal
Modelo 1D
San Joaquin-1
50 km prox.
Rondon-1
50 km prox.
f
oo
t
h
i
l
l
f
or
e
d
e
ep
f
or
e
l
a
n
d
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es
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e
C
o
r
d
i
l
l
e
r
a
O
r
i
en
t
a
l
Figura 4.1. Mapa mostrando a localização dos poços que foram simulados (1D), dentro dos
diferentes domínios geológicos.
4.4.1 História de Subsidência
O registro estratigráfico permite reconstruir a história de soterramento em cada ponto
simulado. A subsidência total (Figura 4.2) é a somatória do efeito tectônico
(geodinâmica da litosfera) e da subsidência causada pelo peso dos sedimentos.
As curvas de soterramento confirmam as diferenças tectônicas entre a BLO e a CO. A
fase rift do Neocomiano (SARMIENTO, 2002) causou rápida subsidência e a
sedimentação de quase 4 km de sedimentos na borda leste da CO, enquanto que a
BLO permaneceu estável e sem sedimentação durante esse período.
89
Na BLO a sedimentação começou no Cenomaniano (90 Ma) favorecida pela
subsidência termal e pela subida relativa do nível do mar cretáceo, que atingiu o
máximo no Turoniano (VILLAMIL, 1999). Até o começo do Terciário, a subsidência e
sedimentação aconteceram a taxas mais elevadas na CO do que na BLO, refletindo-
se nas maiores espessuras da formação Guadalupe e na presença da formação
Guaduas, esta última sem equivalente temporal na BLO.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0
20406080100120140
Tempo (Ma)
Profundidade (m)
Cupiagua
Cusiana
Golconda
Rancho Hermoso
Santiago
La Gloria
Tocaria
S Joaquin
Tamauka
Figura 4.2. Gráfico das curvas de subsidência total (ao topo) do embasamento, dos poços
simulados em 1D.
A subsidência foi perturbada por eventos menores de soerguimento e erosão durante
o Paleoceno e meso-Eoceno, provavelmente relacionados com as primeiras fases de
inversão tectônica.
A BLO aumentou drasticamente suas taxas de subsidência no final do Eoceno,
depositando cerca de 3 km de sedimentos até o neo-Mioceno (10-5 Ma). Já na CO, as
taxas de acumulação diminuíram no Neógeno, quando provavelmente deu-se o
surgimento de relevos locais e áreas de não sedimentação (GÓMEZ 2001,
SARMIENTO 2002).
90
Há 10 Ma, começou um processo de soerguimento generalizado na CO. Nesta época,
a frente de deformação localizou-se na borda leste da CO (CORTÉS et al., 2006),
perto da posição atual da falha de Guaicaramo; a leste desta feição desenvolveu-se
uma zona de rápida subsidência causada pela flexura da litosfera, onde se depositou a
base da Formação Guayabo. Aparentemente, as zonas de maior subsidência
localizaram-se na posição atual do foothill.
Finalmente, o principal evento de deformação andina provocou o soerguimento de
mais de 5 km das áreas localizadas a oeste da falha de Guaicaramo (CO) e a
conseqüente erosão da maior parte do registro litológico do Terciário e do neo-
Cretáceo.
Na BLO, o levantamento dos Andes causou intensa deformação nas áreas atuais do
foothill, interrompendo a sedimentação e gerando processos de erosão na zona axial
dos anticlinais. A frente de deformação deslocou-se para leste, até a falha de Cusiana
(Borde LLanero).
Aparentemente após o levantamento andino principal, ocorrido no último milhão de
anos (GELVES e DELGADO, 2007), a sedimentação ficou restrita a uma pequena
faixa a leste da falha de Cusiana (foredeep), ou ainda é provável que a região do
foreland encontre-se atualmente em um processo de soerguimento e erosão.
Embora as tendências de subsidência sejam similares dentro da BLO, existem
diferenças significativas nas taxas de subsidência que se refletem na espessura total
da coluna sedimentar. A seqüência passa de espessuras maiores do que 6 km nas
áreas de foredeep a colunas menores que 1 km de profundidade nas regiões mais
afastadas da frente de deformação.
Da observação das curvas de subsidência, podemos concluir:
As camadas depositadas na CO atingiram suas profundidades máximas de
soterramento antes da orogenia Andina, sendo que a metade desta
subsidência ocorreu no final do Cretáceo e no Paleoceno.
91
No foothill, as camadas chegaram a suas profundidades máximas após o
depósito da Formação Guayabo. O processo de soterramento aconteceu
principalmente no Neógeno e foi interrompido pelo soerguimento da CO.
Acredita-se que na maior parte do foreland, as profundidades máximas de
soterramento foram atingidas antes da fase principal de soerguimento andino.
Porém é provável que a região de foredeep tenha tido sedimentação posterior,
limitada às áreas de maior flexão da litosfera.
A maior parte da coluna sedimentar acumulada na CO depositou-se pelo efeito
tectônico dos processos de rift e a subsidência termal associada, durante o
Cretáceo e o Paleógeno.
Na BLO cerca do 80% da espessura total da coluna sedimentar foi depositada
devido à flexão da litosfera em resposta ao surgimento de cargas tectônicas,
que se formaram principalmente no Neógeno.
4.4.2 História do Fluxo Térmico
A taxa de aquecimento das geradoras controla a transformação térmica do querogênio
em petróleo, sendo que a pressão desempenha um papel secundário no processo
(ALLEN e ALLEN, 2005). As camadas aumentam de temperatura à medida que são
soterradas (história de subsidência), obedecendo às variações no gradiente
geotérmico.
O regime de temperaturas é controlado, em primeira instância, pela história de fluxo
térmico na base da litosfera (basal heat flow) em resposta aos diferentes mecanismos
regionais de evolução tectônica da bacia.
Variações na quantidade de fluxo térmico podem responder a fatores locais tais como
a geração de calor radioativo e a presença de sistemas hidrodinâmicos. Na BLO,
esses fatores são considerados de segunda ordem e não foram estimados.
A história do fluxo térmico da BLO e da borda leste da CO pode ser separada em duas
partes. A primeira parte compreende até o Maastrichtiano e encontra-se associada às
92
fases de extensão litosférica que atuaram durante o Eo-Cretáceo; a segunda parte,
que abrange todo o Terciário até o presente, relaciona-se com a fase de inversão
tectônica e o soerguimento da CO.
Tamauka-1
B Aires-X14
S Joaquín-1
β = 1,66
δ = 2,0
β = 1,1
δ = 1,3
β = 1,05
δ = 1,15
Inversão tectônica
Inversão tectônica
Inversão tectônica
Subsidência térmica
Subsidência térmica
Subsidência térmica
Figura 4.3. Fatores de afinamento (sub-crosta= β, Crosta =δ) para o rift Neocomiano, a partir das
curvas de subsidência. (Método modificado de McKENZIE, 1978).
Figura 4.4. Propriedades da litosfera usadas no cálculo da história termal.
93
A primeira parte da história do fluxo térmico foi calculada segundo um modelo de
extensão da litosfera não uniforme. Os valores δ e β expressam a quantidade de
afinamento da crosta e do manto litosférico, respectivamente. Tais parâmetros são
calculados usando o modelo modificado de McKENZIE (1978) a partir das curvas de
subsidência tectônica (ALLEN e ALLEN, 2005). Quanto maior é o afinamento da
litosfera, maiores são os fluxos termais resultantes (Figura 4.3).
Para os cálculos dos fatores de extensão da litosfera, foram utilizadas as propriedades
listadas na Figura 4.4.
Os fatores calculados mostram que na CO, representada pelo poço Tamauka-1,
aconteceu uma maior extensão da litosfera; valores β e δ próximos a 2 indicam que a
litosfera diminuiu quase à metade de sua espessura, gerando uma subsidência
tectônica rápida (Figura 4.3). O efeito do rift diminuiu em direção a leste, e já na BLO
são calculados valores de extensão próximos a 1, indicando pouca diferença entre as
espessuras inicial e final da litosfera.
Rift
Inversão
tectônica
Subsidência
Termal
20
30
40
50
60
70
80
90
100
050100150
Tempo (Ma)
Fluxo Térmico (mW/m
2
)
Tamauka_Calib.
Tamauka_Mck
Baires_cal
Baires_McK
SnJoaquin_Cal
SnJoaquin_McK
20
30
40
50
60
70
80
90
100
050100150
Tempo (Ma)
Fluxo Térmico (mW/m
2
)
Tamauka_Calib.
Tamauka_Mck
Baires_cal
Baires_McK
SnJoaquin_Cal
SnJoaquin_McK
Figura 4.5. Cálculo do fluxo térmico associado aos fatores de afinamento da sub-crosta e a crosta
(δ e β). Curvas no tempo para: a Cordillera Oriental (Tamauka-1), foothill (Baires X-14) e foreland
(San Joaquín-1)
94
Os fluxos térmicos calculados nas áreas de maior extensão da litosfera (CO)
chegaram aos 70 mW/m
2
durante a fase rift. Simultaneamente, nas áreas mais
afastadas das zonas de extensão (BLO), os fluxos de calor ficaram abaixo dos 45
mW/m
2
. (Figura 4.5). Até o final da fase de subsidência termal (Maastrichtiano), os
fluxos de calor diminuíram; no caso da CO, trata-se de uma queda rápida até valores
da ordem de 40 mW/m
2
, os mesmos calculados na BLO.
A segunda parte das histórias termais corresponde à fase de inversão tectônica e à
formação das bacias de foreland que acorreu desde o final do Cretáceo até o
presente. Durante esta época, a subsidência tectônica foi causada pelos processos de
flexura da litosfera ligados ao surgimento de cargas tectônicas.
Não foi possível utilizar modelos litosféricos para calcular os fluxos termais associados
às bacias formadas por flexura da litosfera (bacias foreland), por isso o fluxo de calor
durante o Terciário foi representado por valores intermediários entre o valor estimado
para o final da fase pós-rift (65 Ma) e o fluxo de calor atual, calculado a partir das
temperaturas medidas nos poços.
Desta forma, a segunda parte da história termal (entre 65 e 0 Ma) corresponde a
valores de fluxo praticamente constantes, passando de 40 mW/m
2
na CO e no foothill,
a valores próximos de 35 mW/m
2
no poço San Joaquín-1 (Figura 4.5); este último
localizado a leste do foreland, na parte da bacia com menor espessura de sedimentos
(<2000 m).
Os valores encontrados concordam com os propostos por ALLEN e ALLEN (2005),
que considera que nas bacias de foreland, os fluxos termais são menores que 42
mW/m
2
.
A validade das histórias de fluxo termal calculadas deve ser testada; para isso, tais
histórias são utilizadas junto com as historias de soterramento, para simular a
transformação termal da vitrinita e a distribuição atual das temperaturas. Os fluxos
térmicos, calculados pelo modelo de afinamento da crosta (McKENZIE, 1978), são
alterados empiricamente até quando os valores de % Ro e de temperatura simulados
ajustem com os dados reais, medidos nas rochas (Figura 4.6). Na Figura 4.5,
observam-se as diferenças entre os fluxos calculados pelo modelo (linha contínua) e
95
os fluxos que permitem a melhor calibração dos indicadores termais e das
temperaturas atuais (linha a traços).
(a)
(b)
(c)
Cordillera Oriental
foothill
foreland
(a)
(b)
(c)
Figura 4.6. Calibração das histórias de fluxo térmico nos diferentes domínios estruturais usando
os dados de reflectância da vitrinita (acima) e temperaturas atuais (abaixo). No gráfico (a) as linhas
pretas indicam os valores médios de maturação medidos em diferentes setores da CO e que
serviram para calibrar os modelos. Os pontos azuis representam um perfil de reflectância
modificado por processos termais locais.
96
No caso do ponto simulado na Cordillera Oriental, a melhor calibração foi obtida após
aumentar significativamente os valores de fluxo térmico inicialmente calculados pelo
modelo de McKenzie. A explicação para tais diferenças é a entrada de quantidades
significativas de calor que poderia ser explicada por intrusões magmáticas (FABRE e
DELALOYE, 1983), pela presença de hot springs (FORERO, 1958) ou de processos
vulcânicos (RENZONI, 1967) na região central da CO. A modelagem do poço
Tamauka-1 foi usado para representar a história de geração nas áreas localizadas a
oeste do sistema de Falhas de Guaicaramo. Porém, os dados de reflectância (%Ro)
medidos nas unidades do Cretáceo Inferior refletem graus de maturação
anomalamente altos causados possivelmente por fenômenos locais associados à
intrusão de soleiras (FABRE e DELALOYE, 1983). Neste caso, as histórias termais
foram calibradas com dados de reflectância da vitrinita medidos em afloramentos
localizados nas vizinhanças do poço, dentro da área central da CO. As barras que
aparecem na figura 4.6(a) indicam a variabilidade dos dados de reflectância
compilados nas rochas cretácicas.
Já no caso dos pontos localizados a leste da Falha de Guaicaramo, só foram
necessários pequenos ajustes nas curvas para conseguir as calibrações. Valores de
fluxo térmico similares aos calculados neste trabalho tinham sido propostos por
BACHU et al. (1995) para a BLO. Nas histórias de fluxo térmico obtidas após a
calibração, ressalta-se a diferença de até 60 mW/m
2
entre o fluxo de calor nas áreas
da CO (cerca de 100 mW/m
2
) e o fluxo na BLO, sempre em torno dos 40 mW/m
2
(figura 4.5).
Na maioria dos poços simulados, foi necessário aumentar os valores de fluxo térmico
do último milhão de anos em até 10 mW/m
2
, procurando a calibração das
temperaturas atuais. Aparentemente, algumas perturbações no gradiente geotérmico
persistem por causa do soerguimento recente da CO e das áreas de foothill. Nos
blocos soerguidos as rochas mantêm as temperaturas atingidas em profundidades de
soterramento maiores do que as atuais. Esta anomalia registra-se ainda na parte leste
do foreland, sugerindo que o processo de soerguimento recente propaga-se até as
zonas de foreland.
97
4.4.3 Cinética da matéria orgânica, conteúdo orgânico e potencial das
rochas geradoras
O processo de geração do petróleo é controlado por dois fatores principais: pela taxa
de aquecimento das geradoras e pelas propriedades geoquímicas do material
orgânico contido nelas. As características cinéticas do material orgânico, sua
concentração na rocha geradora e o conteúdo de hidrogênio determinam a velocidade
e magnitude da conversão do querogênio em petróleo, assim como o tipo de produtos
obtidos desta transformação.
No estudo geoquímico (Capitulo 3), propõe-se que o petróleo armazenado na BLO foi
gerado por dois tipos de material orgânico. O primeiro é de origem marinha e
responsável pela geração dos óleos do grupo A; o segundo é uma mistura de matéria
orgânica marinha com uma proporção crescente de restos de plantas continentais
depositadas em ambientes transicionais.
1000000 1050000 1100000 1150000 1200000 1250000
1050000
1100000
1150000
TUNJA
BOGOTA
YOPAL
SANTIAGO ESTE
SANTIAGO CENTRAL
LA GLORIA NORTE
MORICHAL
EL PALMAR
JUNCAL
VOLCANERA
CUPIAGUA
CUSIANA
DELE
LA GLORIA
FLORENA
ENTRERIOS
LA PUNTA
GUARIMENA
TIERRA BLANCA
TOCARIA
CRAVO ESTE
CRAVO SUR
BARQUERENA
REDONDO
Qs.Colorada
Q. La Pescana
S. Prmo Guina
Cordillera Oriental
Llanos Orientales
N
ÁREA SIMULADA
Figura 4.7. Mapa que mostra a localização dos pontos de amostragem para a caracterização
geoquímica das geradoras.
As correlações entre o petróleo e as seqüências estratigráficas potencialmente
geradoras mostraram que o material orgânico de afinidade marinha estava
concentrado nas rochas da Formação Chipaque, depositadas na borda leste da
98
Cordillera Oriental, enquanto que a mistura de matéria orgânica terrígena e marinha
pode ter sido depositada em rochas de dois níveis estratigráficos, acumulados a leste
da falha de Guaicaramo (na BLO). Esses dois intervalos correspondem à Formação
Los Cuervos do Paleoceno e à Formação Gachetá sedimentada no Turoniano-
Santoniano, esta última representando fácies proximais (deltas ou estuários)
equivalentes temporalmente com a Formação Chipaque.
Amostras termicamente imaturas e com alto conteúdo orgânico foram coletadas para
determinar as propriedades geoquímicas das rochas geradoras. As amostras foram
coletadas em três localidades (Figura 4.7): Quebrada La Pescana (Formação Los
Cuervos), Quebrada La Colorada (Formação Gachetá) e na seção Páramo de Guina
(Formação Chipaque).
4.4.3.1 Formação Los Cuervos
O trabalho bioestratigráfico de JARAMILLO (1999) atribuiu uma idade Paleoceno para
a Formação Los Cuervos e a descreve, nas seções da Quebrada La Piñalerita e
Quebrada La Pescana, como uma seqüência de níveis argilosos, ricos em material
orgânico, provavelmente depositados em ambientes deltaicos.
Figura 4.8. Histograma de distribuição das energias de ativação na amostra da Formação Los
Cuervos
As amostras coletadas nesta seção apresentaram altos conteúdos de carbono
orgânico (COT>2%) e valores de Tmax em torno de 430°C (pirólise Rock-Eval),
99
sugerindo que a unidade é termicamente imatura (MOGOLLON et al., 2007). As
amostras também foram submetidas a estudos paleontológicos que corroboraram a
sua idade e posição estratigráfica. RUEDA e RODRIGUEZ (2007) encontraram a
associação de palinomorfos e material orgânico de origem continental como indicadora
da biozona Pa07, do Paleoceno Superior, e relacionada litologicamente à Formação
Los Cuervos (JARAMILLO e RUEDA, 2004).
Para determinar os parâmetros cinéticos que caracterizaram a formação, foi
selecionada uma amostra imatura (Tmax = 428°C) com teor de carbono orgânico total
(COT) de 4.6 % e um valor de índice de hidrogênio (IH) de 323 mgHC/g COT. Pelos
valores geoquímicos, a matéria orgânica é classificada como uma mistura de
querogênio II/III. Os parâmetros da cinética global (Figura 4.8) indicam um material
orgânico de propriedades heterogêneas, com energias de ativação concentradas entre
50 e 57 kcal/mol e um fator de freqüência de 1X10
14
s
-1
(HORSFIELD e di PRIMIO
2006).
4.4.3.2 Formação Gachetá
Amostras imaturas desta formação foram coletadas na seção Quebrada La Colorada.
As amostras correspondem a um nível de argilitos e pelitos de cerca de 60 m de
espessura, localizado na base da formação. As amostras apresentaram valores de
reflectância da vitrinita de 0,5% (SANDOVAL e DIAZ, 1999).
Figura 4.9. Histograma de distribuição das energias de ativação na amostra da Formação Gachetá.
100
Analisada paleontologicamente por RUEDA e RODRIGUEZ (2007), a amostra
apresentou uma abundância de matéria orgânica de origem continental e baixa
concentração de palinomorfos, além de baixa variabilidade das espécies. Não foi
registrada palinoflora de origem marinha
. Pela presença de Araucariacites australis e
Hamulatisporis "tenuis",
os autores sugerem uma idade neo-Cretáceo.
As propriedades geoquímicas da amostra são: COT = 4,1%; IH = 349 mgHC/g COT e
Tmax = 430°C, confirmando o baixo nível de evolução termal da rocha. O IH sugere,
como no caso da Formação Los Cuervos, uma mistura de querogênio II/III confirmada
também pelos parâmetros cinéticos globais (Figura 4.9) medidos (HORSFIELD e Di
PRIMIO 2006).
Los Cuervos
Gachetá
Razão de Transformação
Figura 4.10. Simulação da taxa de transformação do querogênio (TR ) usando os parâmetros
cinéticos globais calculados para as amostras das formações Los Cuervos e Gachetá (HORSFIELD
e Di PRIMIO, 2006) e uma taxa de aquecimento constante de 3K/Ma.
Além de possuir conteúdos de carbono orgânico parecidos, as duas formações
(Gachetá e Los Cuervos) surpreendem pelas similaridades nas características
geoquímicas. Habitualmente, as formações cretáceas haviam sido consideradas como
rochas ricas em querogênios tipo II, favoráveis à geração de óleos (oil prone) e
termicamente mais reativas e prolíficas que as seqüências terciárias da BLO. Porém,
101
os parâmetros cinéticos sugerem que as duas formações contêm praticamente o
mesmo tipo de querogênio e que sua transformação termal seria virtualmente idêntica,
quando submetidas às mesmas taxas de aquecimento (Figura 4.10).
O querogênio das duas amostras é classificado segundo o produtos de sua
transformação (di PRIMIO e HORSFIELD, 2006) em organofácies do tipo parafínico-
naftênico-aromático com conteúdos altos de ceras (PNA high waxes variety).
4.4.3.3 Formação Chipaque
As seções onde foram identificadas as fácies distais do intervalo Cenomaniano-
Santoniano se localizam a oeste da falha de Guaicaramo, na atual CO e comumente
possuem altos níveis de maturação, impedindo a correta determinação das
propriedades geoquímicas originais. Porém, OREJUELA e BLANCO (2004)
descreveram um conjunto de camadas delgadas de argilitos pretos, com cerca de 215
m de espessura, correlacionáveis com a Formação Chipaque e localizados a noroeste
da CO, no local conhecido como Páramo de Guina (Figura 4.7). Pela litologia e
características sedimentológicas, os autores interpretaram as seqüências como
depósitos de plataforma marinha, de baixa oxigenação e baixa energia.
Segundo os dados geoquímicos apresentados nestes trabalhos, a formação atinge
teores orgânicos de 8% (COT) e valores máximos de IH de 500 mgHC/g COT. Os
valores de reflectância de vitrinita são inferiores a 0,5% indicando rochas
termicamente imaturas. A inspeção petrográfica das amostras confirma o baixo grau
de evolução termal atingido pelas rochas e mostra que quase a totalidade do material
orgânico está representada por matéria amorfa de caráter marinho (Figura 4.11).
OREJUELA e BLANCO (2004) também apresentaram cálculos de cinética global para
esta formação sobre uma amostra imatura (Ro<0,5%), com valor de IH de 351
mgHC/gTOC e COT = 6%. Segundo este cálculo cinético, entre 70 e 75% do potencial
do querogênio é transformado em petróleo (black-oil) na faixa de energias de ativação
de 55 a 57 Kcal/mol, para um fator de freqüência A
0
= 1.4x10
17
s
-1
(Figura 4.12). A
menor dispersão das reações reflete maior homogeneidade no tipo de material
orgânico.
102
Na maior parte da CO, a formação Chipaque foi erodida ou apresenta altos graus de
maturação termal, dificultando o conhecimento das características geoquímicas
originais do intervalo gerador. Diante desta limitação, a formação foi representada
como um intervalo com propriedades geoquímicas homogêneas e iguais às
determinadas por OREJUELA e BLANCO (2004) na seção do Páramo de Guina.
As formações Gachetá e Chipaque, embora correlacionáveis estratigraficamente,
devem ser consideradas como sendo duas geradoras diferentes. Provavelmente, as
variações no precursor orgânico expliquem boa parte das mudanças geoquímicas
observadas no petróleo acumulado na BLO.
(b)
(a)
(c)
100X microscópio Carl Zeiss Axioskop II
Grãos de Psilatriletes (JARAMILLO, comunicação escrita (2004)
Figura 4.11. (a) Matéria orgânica amorfa predominante na Formação Chipaque. Nas
fotografias (b) e (c) a cor dos palinomorfos confirma a baixa evolução termal da rocha.
OREJUELA e BLANCO (2004).
103
A
0
= 1.4 x 10
17
s
-1
10 20 30 40 50 60 70 80 90
Energias de ativação (kcal/mole)
0
20
40
60
80
100
120
140
Potencial de Geração (mgHC/g TOC)
A
0
= 1.4 x 10
17
s
-1
10 20 30 40 50 60 70 80 90
Energias de ativação (kcal/mole)
0
20
40
60
80
100
120
140
Potencial de Geração (mgHC/g TOC)
Figura 4.12. Distribuição das energias de ativação, calculadas para amostras imaturas da
Formação Chipaque (Seção Páramo de Guina).Gráfico tomado de OREJUELA e BLANCO (2004).
A leste na BLO, a Formação Gachetá contém, junto com restos de origem marinha,
abundantes fragmentos de plantas continentais, destacando-se a grande diversidade
de palinomorfos. A mistura de material orgânico reflete-se no comportamento das
energias de ativação, espalhadas numa faixa de cerca de 20 kcal/mol, e confirmam as
interpretações sedimentológicas de FAJARDO (2000), relacionando a Formação
Gachetá com ambientes de sedimentação transicionais localizados provavelmente em
frentes deltaicas ou estuários.
Na CO, as fácies distais da Formação Chipaque contêm somente material orgânico de
origem marinha; tal homogeneidade evidencia-se na menor dispersão das energias de
ativação, desta vez concentradas em torno de 56 kcal/mol no modelo cinético. O
querogênio da Formação Chipaque é, portanto, mais reativo e pode-se converter em
petróleo mais rapidamente que o querogênio das Formações Gachetá ou Los
Cuervos.
Sob taxas de aquecimento iguais, as rochas da Formação Chipaque transformam a
metade do seu potencial de geração aproximadamente 11 Ma antes do que rochas
das Formações Gachetá ou Los Cuervos (Figura 4.13).
104
1°C/Ma
T
0
= 20°C
Chipaque
Gachetá
Los Cuervos
t (Ma)
TT (%)
Figura 4.13. Comparação das taxas transformação (TT%) do querogênio
nas três geradoras, segundo os parâmetros cinéticos calculados e para
uma taxa de aquecimento constante.
4.4.4 Resultados dos modelos 1D
Como resultado dos modelos unidimensionais, obtiveram-se as histórias de fluxo
térmico calibradas, as quais foram utilizadas para simular a transformação termal das
geradoras e determinar os cenários geológicos que foram favoráveis ao
desenvolvimento de áreas de geração de petróleo.
Primeiramente, foi calculada a evolução da temperatura dentro das camadas. Nos
modelos utilizados, não foi considerada a influência de eventuais fontes radiogênicas,
assumindo o fluxo termal como sendo a única fonte de calor na bacia e responsável
pela distribuição das temperaturas e pela transformação dos parâmetros de maturação
termal.
Em cada passo da simulação, devem ser levados em conta fatores locais que afetam
a distribuição das temperaturas, tais como:
Mudanças nas propriedades termais das rochas, as quais são calculadas a
partir da litologia das camadas e das variações na porosidade das rochas em
função da compactação (GILES et al., 1998).
105
Mudanças na temperatura de superfície. Para estabelecer essa condição de
contorno foi utilizado o modelo de WYGRALA (1989), construído em função da
localização paleogeográfica da região estudada (latitude) e sua altitude.
Finalmente, o efeito dos fluxos hidrodinâmicos foi desconsiderado como um
controlador de primeira ordem na distribuição regional das temperaturas na
BLO. Embora as mudanças na geometria das camadas e o soerguimento da
CO tenham alterado drasticamente os padrões de fluxo de águas dentro da
seqüência sedimentar (BACHU et al., 1995), seu efeito sobre a distribuição de
temperaturas na bacia é desconhecido.
As geradoras cretácicas mostraram uma história de temperaturas similar em todos os
pontos simulados dentro da BLO (Figura 4.14). As temperaturas foram baixas (< 50
°C) até os 30 Ma, sendo que durante o Neógeno elas aumentam a taxas entre 1 e 2
°C/Ma, atingindo valores na faixa de 80 a 100 °C aos 2 Ma. A causa principal do
aquecimento é o soterramento provocado pelas altas taxas de sedimentação das
formações Carbonera, León e Guayabo, como resposta a eventos de soerguimento na
CO.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0102030405060708090100
Tempo (Ma)
Temperatura (°C)
Baires
Camungo
Tamauka
Golconda
La Gloria
Rhermoso
Rondon
Tocaria
Sn Joaquin
Santiago
Sedimentação
das geradoras
Sedimentação das
formações
Concentración e León
Soerguimento
dos Andes
Figura 4.14. Curvas de temperatura vs. tempo para as rochas geradoras cretácicas (Formações
Gachetá e Chipaque).
106
Nos pontos localizados no domínio estrutural do foothill e nas zonas profundas do
foredeep, as geradoras ultrapassaram os 100°C durante os últimos 5 Ma, enquanto
que na maior parte do foreland, os baixo fluxos termais e a pouca espessura da
seqüência sedimentar mantêm as geradoras abaixo dessa temperatura.
Na CO, ao contrário, as rochas geradoras experimentam um rápido aquecimento entre
o final do Cretáceo e o Paleogeno (Figura 4.14), sendo que o aumento na temperatura
das geradoras foi causado pelas altas taxas de sedimentação e os altos valores de
fluxo termal que influenciaram a CO até o começo do Terciário. Nesse período, as
rochas atingiram temperaturas máximas, da ordem de 180°C. Já no Neógeno, as
temperaturas na CO diminuiriam por causa do soerguimento Andino.
Uma vez simulada a história de temperatura das geradoras, é possível estimar a
transformação dos indicadores termais, utilizando modelos cinéticos (SWEENEY e
BURNHAM, 1990), assim como calcular as variações no potencial de geração das
rochas (TT), de acordo com as propriedades geoquímicas determinadas para cada
unidade.
A simulação do poço Tamauka-1 (Figura 4.15) mostra que na CO as fácies geradoras
do Cretáceo tiveram uma transformação termal rápida. As rochas da Formação
Chipaque, acumuladas entre o final do Turoniano e o Coniaciano (90 -80 Ma),
transformaram a metade de seu potencial gerador até o final do Eoceno. O potencial
gerador restante transformou-se durante o Oligoceno e o eo-Mioceno por causa do
depósito das Formações Concentración e León, mesmo que os fluxos termais tenham
diminuído com o início dos processos de inversão tectônica.
Durante o soerguimento dos Andes (10 – 0 Ma), a temperatura das geradoras diminuiu
e cessou o processo de transformação da matéria orgânica. Porém, é provável que as
rochas geradoras depositadas na CO já tivessem atingido taxas de transformação
próximas a 100% antes de serem afetadas pelo principal evento de deformação.
Na BLO a história de transformação foi simulada em vários poços com resultados
similares. A Formação Gachetá apresenta uma história de transformação restrita aos
últimos 10 Ma. A formação permaneceu termicamente imatura até os 35 Ma, por
causa das baixas taxas de sedimentação dentro da BLO, no final do Cretáceo e no
107
Paleoceno. As taxas de sedimentação aumentam nos últimos 30 Ma e as geradoras
atingiram mais de 5 km de profundidade, elevando sua temperatura acima de 80 °C ao
final do Mioceno.
As temperaturas mais altas estão associadas com as maiores espessuras das
molassas da Formação Guayabo. Nestas, restritas ao footwall das falhas de Cusiana e
Guaicaramo, as geradoras conseguiram transformar quantidades significativas do
potencial gerador (poços Golconda e Floreña), mas a taxa de transformação diminui
rapidamente em direção a leste do foreland, onde não ultrapassou valores de 10%.
As rochas geradoras da Formação Gachetá podem ter tido a taxa de transformação
aumentada no último milhão de anos, quando localizadas nas escamas inferiores de
zonas de empilhamento tectônico da BLo, especialmente no footwall da falha de
Guaicaramo. Esse último cenário pode favorecer também eventuais pulsos de geração
a partir de rochas da Formação Los Cuervos (poços Floreña-1 e Golconda-1)
Tamauka-1
Domínio
Estrutural
Poço
CO
foothills
BLO
foredeep Leste
B. Aires X14
Golconda-1
Cupiagua-1
Floreña-1
Ma
Los Cuervos
Soerguimento CO
Sedimentação Fm. Guayabo
10
3
3085
La Gloria-2
2
1
Santiago-3
1
R. Hermoso-2
Tocaria-1
1
S. Joaquín-1
Rondón-1
Camungo-1
10
Socha
Tamauka-1
Domínio
Estrutural
Poço
CO
foothills
BLO
foredeep Leste
B. Aires X14
Golconda-1
Cupiagua-1
Floreña-1
Ma
10
2
8095
35
0
95
35
Sedimentação Fm. Guayabo
La Gloria-2
2 1
Santiago-3
1
R. Hermoso-2
1
Tocaria-1
1
Soerguimento CO
S. Joaquín-1
Rondón-1
Camungo-1
0,5
Chipaque Gachetá
Figura 4.15. Cronologia da transformação da matéria orgânica para os dois intervalos de rochas
geradoras avaliados, Formações Chipaque e Gachetá (esquerda) e as Formações Socha Superior e
Los Cuervos (direita). Os retângulos laranjas mostram os incrementos nos níveis de
transformação e os números indicam o valor da taxa de transformação ao final de cada episodio.
108
4.5 Modelo pré-Andino (3D)
Os resultados da simulação 1D no poço Tamauka-1 mostraram que rochas da
Formação Chipaque atingiram níveis de transformação superiores a 80% do seu
potencial gerador de petróleo antes do soerguimento da CO. Altos níveis de
maturação (Ro > 1%) medidos em amostras das geradoras cretáceas, as quais foram
coletadas em afloramentos a mais de 2000 m de altitude na CO, confirmam os
avançados níveis de transformação termal atingidos por estas seqüências antes de
serem exumadas.
O propósito do modelo 3D é avaliar a hipótese de geração na fácies distal do intervalo
Turoniano-Santoniano (Formação Chipaque) e a posterior migração lateral do petróleo
em direção à BLO. No estudo geoquímico, tais rochas são propostas como sendo as
fontes do petróleo de afinidade marinha (grupo A), acumulado nos campos do sul do
foothill e na totalidade dos campos do foreland (Figura 3.29). Espera-se que o modelo
permita identificar as principais tendências de migração e as zonas de drenagem
preferenciais para esse primeiro pulso de carga.
O modelo que chamaremos de pré-Andino começa no Eo-cretáceo, durante a
deposição das seqüências pós-rift a oeste da Falha de Guaicaramo, e termina no Neo-
Mioceno, após o depósito da Formação León (10 Ma). A modelagem foi aplicada a
uma área de aproximadamente 26.000 km
2
que abrange a parte central da BLO e da
borda leste da CO.
A condição inicial (geometria) é uma representação paleogeográfica ao final do
depósito da Formação León, reconstruída a partir das espessuras das unidades
medidas em diferentes afloramentos da CO. O fluxo térmico usado no modelo 3D foi
baseado na extrapolação das histórias termais calculadas mediante simulações 1D
nos 12 pontos de controle mostrados na Figura 4.1.
4.5.1 Unidades litológicas e idades
O modelo é composto por 15 camadas (Tabela 4.1). O embasamento é formado
pelas rochas cristalinas do escudo da Guiana, a leste da região do foreland, e por
rochas metamórficas de idade paleozóica a oeste, no foothill e na CO. Destacam-se
dois hiatos principais, o primeiro de 68 aos 65 Ma refletindo a ausência de
109
sedimentação da Formação Guaduas na BLO. O segundo localiza-se ao topo da
Formação Los Cuervos e representa um período de levantamento generalizado das
bacias no Eoceno médio.
4.5.2 Geometria e distribuição das unidades litológicas
A paleogeometria das camadas aos 10 Ma foi construída a partir de uma camada
inicial plana que representa a paleo-superfície de sedimentação da Formação León. A
superfície foi criada com uma leve inclinação a leste, sendo que sua altitude é de 100
m no oeste da área modelada e de 0 m a leste.
UNIDADE
LITOLOGICA
Idade
Inicio
Idade
Final
Elemento do
sistema
petrolifero
León 14.00 10.00
Carbonera 36.00 14.00
C8 39.00 36.00 Selo
Mirador 56.00 39.00 Reservatório
Discordância E med
Los Cuervos 57.00 56.00
LC (Source R) 59.00 57.00 Geradora
Barco 64.00 59.00 Reservatório
Discorância T/K
Guaduas 71.00 64.00
Guadalupe Sup 72.80 71.00 Reservatório
Guadalupe Inf. 80.00 72.80
Chipaque 89.00 80.00
Ch (Source R) 91.00 89.00 Geradora
Une Sup 95.80 93.00 Reservatório
Une Inf 107.00 95.80
Fomeque 116.00 107.00
Las Juntas 121.00 116.00
Cretáceo Inf. 134.00 121.00
Tabela 4.1. Idade das unidades estratigráficas representadas
no modelo.
A profundidade das superfícies que representam os topos das unidades foi calculada a
partir da altitude do paleo-relevo, acrescentando as espessuras de cada unidade
litológica, tomadas de diferentes fontes bibliográficas. A leste do sistema de falhas de
Cusiana, foram utilizadas as espessuras calculadas das interpretações sísmicas e dos
mapas em profundidade desenvolvidos por CARO et al. (2005). A oeste do sistema de
falhas de Cusiana, na posição atual do foothill e da borda leste da CO, foram usadas
espessuras medidas em seções estratigráficas e mapas de isópacas das unidades
cretáceas (Figura 4.16), elaborados por Repsol-YPF (1997).
110
Os pontos localizados a oeste do sistema de falhas de Cusiana, onde foram medidas
as espessuras das unidades estratigráficas, foram restabelecidos à sua posição
paleogeográfica. Para isso, estes pontos foram deslocados a noroeste da sua posição
atual (Figura 4.17), no sentido contrário da máxima compressão tectônica que causou
a deformação (BAYONA, 2005). A magnitude dos deslocamentos corresponde à
distância lateral de transporte tectônico dos blocos durante os últimos 10 Ma, segundo
as seções estruturais balanceadas (BAYONA, 2005). O maior deslocamento, próximo
de 23 km é observado nos pontos localizados na CO, enquanto que os pontos
localizados no foothill da BLO têm deslocamentos na faixa de 1 a 3 km. Já nos pontos
localizados nas áreas de foreland, estima-se que os deslocamentos foram
desprezíveis.
1000000 1050000 1100000 1150000 1200000 1250000
980000
1030000
1080000
1130000
TUNJA
BOGOTA
YOPAL
SANTIAGO ESTE
SANTIAGO CENTRAL
LA GLORIA NORTE
MORICHAL
LOS TROMPILLOS
EL PALMAR
JUNCAL
VOLCANERA
CUPIAGUA
CUSIANA
DELE
LA GLORIA
FLORENA
ENTRERIOS
LA PUNTA
GUARIMENA
TIERRA BLANCA
TOCARIA
CRAVO ESTE
CRAVO SUR
BARQUEREN
A
REDONDO
Sinc Tunja
Tuta
Chivata
Bqron Lenguazaque
Caño Blanco
Seccion 3
Guateque-AguaClara
La pescana
La quiquia
Portana
Porvenir
Q Sucia
Qs.Colorada
Q. La Pescana
Q. La Piñalerita
R Cusiana
Recetor
Rio TuaRio Tua
Seccion 1
Seccion 12-13
Seccion 2
Seccion 3a
Seccion 5
Seccion 6
Seccion 7
Seccion 8.9 10
S. Cucaita
S El Porvenir
S. Mambita
C. S. Antonio-Tibana
Sogamoso-Aguazul
Sta maria-Lengupá
Sueva-gacheta
Bqron. Tausa
Tauramena
Tausa
AguaClara
Caño Blanco
Cazadera
A.Clara-Secreto
Seccion 3
El Morro
Vda. Pt rico
R. Upia
Villacarola
El Morro
Q. La Piñalerita
Loma Silvadero
Loma monserrate
Las Isleñas
AguaClara
Guaicaramo
Seccion 8
la arenera
CharcolargoCñ. Negro
El Morro
BUENOS AIRES
CUPIAGUA
CUPIAGUA_S
CUSIANA
DELE
FLORENA
LIRIA
PAUTO_S
RIO CHITAMENA
VOLCANERA
Golconda
Cordillera Oriental
Llanos Orientales
Área com mapas isópacos (Repsol, 1997)
Área com mapas em profundidade (Caro et al., 2004)
Seções geológicas com dados de espessura.
Campos Petrolíferos
Falhas de empurrão
Limite das Bacias.
N
ÁREA SIMULADA
Figura 4.16. Mapa de localização das seções e dos mapas usados no cálculo da espessura das
camadas.
Da reconstrução estrutural de BAYONA (2005), pode-se interpretar que as espessuras
das unidades neógenas na CO (Formação Concentración e León) foram muito
menores do que nas áreas da BLO. O menor espaço de acomodação resulta do
levantamento progressivo de relevos locais, produto da migração da deformação em
direção ao leste, atingindo a CO desde o Mioceno.
111
Uma vez que a seqüência do Neógeno encontra-se erodida na maior parte da CO,
usou-se uma espessura constante de 400 m para a Formação León. A distribuição
geográfica da Formação Los Cuervos ficou restrita aos depocentros do paleoceno,
com uma espessura variando entre 0 e 700 m, enquanto que a Formação Guaduas
ficou limitada à CO.
3
4
23 Km
10 Km
6 Km
5 Km
20Km20Km
Direção da deformação
(BAYONA, 2005)
Cusiana
1
234
1’
2’
3’
4’
2
1
1
Principais falhas de empurrão
N
NW SE
Figura 4.17. Os perfis estruturais da parte superior (BAYONA, 2005) mostram a deformação nos
últimos 10 Ma; a posição dos pontos representa a magnitude dos deslocamentos dos blocos
estruturais. O mapa mostra a direção e o sentido dos deslocamentos usados para restabelecer os
pontos de controle estratigráfico as suas posições paleo-geográficas.
112
Para o conjunto de unidades depositadas no Eo-Cretáceo, fixou-se uma espessura
máxima de 1.400 m na borda leste da CO (REPSOL-YPF 1997). Na representação
geométrica da zona, aos 10 Ma (Figura 4.18), observa-se uma diferença de 5 km na
espessura total da coluna sedimentar entre a BLO e a borda leste da CO, domínios
estruturais separados pelo sistema de falhas de Guaicaramo. A diferença é provocada
pelo afinamento das camadas e pela ausência do Cretáceo Inferior na BLO.
León
Carbonera
Mirador
Los Cuervos
Barco
Guadalupe
Chipaque
Une
A. Las juntas
Cretáceo Inf
Fómeque
Guaduas
Paleo-Cordillera Oriental
Paleo-Llanos Orientales
F
a
l
h
a
d
e
G
u
i
c
á
r
a
m
o
N
Km
2
0
K
m
Figura 4.18. Representação paleogeográfica (10 Ma) da geometria e da distribuição das camadas
na zona de estudo, usada como entrada na simulação.
As propriedades litológicas das unidades foram tomadas das descrições feitas nos
trabalhos de FAJARDO (2000) e CARO et al. (2005) para a BLO, enquanto que para a
borda leste da CO usou-se a compilação apresentada por BAYONA (2005).
Todas as unidades descritas apresentaram quantidades desprezíveis de fácies
calcárias, permitindo representar a litologia (%) em um diagrama ternário (Figura
4.19), composto pelos membros clásticos: argilitos (clay), siltitos (silt) e arenitos
(sand). Os pontos no diagrama representam os poços ou afloramentos onde foi
descrita a formação.
113
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
% Sand
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
%
C
l
a
y
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
%
S
i
l
t
Leon Formation
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
% Sand
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
%
C
l
a
y
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
%
S
i
l
t
Carbonera Formation
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
% Sand
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
%
C
l
a
y
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
%
S
i
l
t
Mirador Formation
Crevase
Splay
Canais Fluviais
Planícies Alagadas
Estuários
Ambientes marinhos
pouco profundos
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
% Sand
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
%
C
l
a
y
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
%
S
i
l
t
Guadalupe Formation
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
% Sand
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
%
C
l
a
y
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
%
S
i
l
t
Gachetá Formation
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
% Sand
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
%
C
l
a
y
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
%
S
i
l
t
Une Formation.
Canais de Estuários
Canais Marinhos
Frentes deltaícos
Rocha Geradora
Frente de praia
Plataforma Interna
Figura 4.19. Litologias e mudanças de fácies das unidades estratigráficas representadas no
modelo. As interpretações dos ambientes de depósito foram tomadas de FAJARDO, 2000.
114
As Formações Guadalupe e León apresentaram comportamentos litológicos similares,
em todos os locais descritos. Porém, unidades como a Formação Carbonera, Mirador
ou Chipaque (Gachetá), embora tenham uma tendência geral, mostraram
heterogeneidade nos conteúdos litológicos. Estas variações são representadas no
modelo como mudanças laterais de fácies. Os intervalos de rochas geradoras contidos
nas Formações Chipaque-Gachetá e Los Cuervos foram representados no modelo
como rochas com conteúdo de argila superior a 80%.
4.5.3 Fluxo termal e cinética da matéria orgânica
As histórias de fluxo térmico, calculadas e calibradas em 1D, serviram como dados de
entrada nas simulações 3D. Os pontos simulados foram levados à posição paleo-
geográfica (10 Ma) e foram gerados mapas de paleo-fluxo de calor mediante a
extrapolação das suas histórias térmicas (Figura 4.20).
0 Ma
40 Ma
93 Ma
Poços Rondón-1 e San Joaquín-1.
Pontos de calibração não
incluídos no modelo 3D
Figura 4.20. Mapas de fluxo termal, calculados a partir das histórias calibradas nas simulações 1D.
115
Na modelagem, a principal rocha geradora, chamada de “Ch (source R)“, é constituída
pela porção inferior (60%) do intervalo estratigráfico depositado entre 91 e 80 Ma.
Esse intervalo é composto de duas fácies: a primeira representa as rochas marinhas
depositadas em ambientes distais da formação Chipaque, enquanto a segunda
contém os sedimentos acumulados em ambientes proximais e transicionais da
Formação Gachetá (Figura 4.21).
O querogênio contido na formação Chipaque é representado pela cinética global
descrita na Figura 4.12. A riqueza (COT = 6%) e o potencial gerador (IH= 350
mgHC/gCOT) são considerados homogêneos na totalidade da área coberta pela
formação. Assume-se, por outro lado, que a Formação Gachetá tem condições
geoquímicas constantes com COT= 4%, IH= 349 mgHC/gCOT e uma cinética similar à
apresentada na Figura 4.9.
Outra rocha geradora levada em conta no modelo é chamada de “LC (Source R)”,
corresponde ao intervalo do Paleoceno formado pelas formações Los Cuervos (BLO) e
Socha Superior (CO), e foi representada com características geoquímicas
homogêneas: propriedades cinéticas iguais às descritas na Figura 4.8, COT = 4.6% e
IH=323 mgHC/gCOT.
Fm Chipaque
Fm Gachetá
Figura 4.21. Distribuição geográfica da fácies geradora do Cretáceo. A cor cinza indica fácies
marinhas distais com conteúdos orgânicos altos (COT>2%) enquanto que a cor marron indica
fácies proximais com pobre conteúdo orgânico e querogênio de origem continental.
116
Por causa da distribuição dos depocentros no Paleogeno (VILLAMIL, 1999), o intervalo
não foi depositado na região leste da BLO (Figura 4.22).
Não deposição ou erosão
Espessura (m)
Figura 4.22. Isópacas das geradoras Terciárias (Formações Los Cuervos e Socha Superior).
4.5.4 Discussão dos resultados da modelagem
O modelo pré-Andino (3D) consegue descrever a evolução das rochas geradoras até o
final do Mioceno, permitindo a delimitação das áreas de cozinhas de geração e a
identificação dos principais caminhos de migração do petróleo.
4.5.4.1 Geração no Cretáceo
A modelagem unidimensional do poço Tamauka-1 mostrou que as geradoras
cretáceas iniciaram a sua transformação em petróleo durante o Neo-Cretáceo. Com a
modelagem 3D, consegue-se observar o desenvolvimento de uma cozinha de geração
nas rochas da Formação Chipaque e a expulsão de petróleo desde o final do
Paleógeno (39 Ma).
A zona de geração começou na parte central da CO (Figura 4.23) em resposta aos
altos fluxos térmicos e às altas taxas de sedimentação que caracterizaram esse
117
domínio geológico durante o final do Cretáceo e começo do Terciário. Com o depósito
das camadas inferiores da Formação Concentración, equivalentes temporais dos
intervalos C8–C5 da Formação Carbonera, as geradoras aumentaram rapidamente a
profundidade de soterramento, até chegar a valores de cerca de 2,5 km, e a zona de
geração estendeu-se inclusive à parte leste da CO.
Há 30 Ma (Eo-Oligoceno), as geradoras tinham transformado cerca de 70% do
potencial gerador, com temperaturas entre 100 e 120°C e uma maturação entre 0,7 e
0,8% RO (Figura 4.24). Nas etapas finais da sedimentação das formações Carbonera
(BLO) e Concentración (CO), as cozinhas de geração tinham se estendido até o
sistema de falhas de Guaicaramo (20 Ma). Na parte central da CO, os níveis de
transformação chegaram a 90% e a maturação das seqüências atingiu valores na faixa
de 0,8 a 0,9% Ro dentro das zonas ativas de geração (Figura 4.25).
Após o depósito da Formação León (10 Ma), as geradoras encontravam-se com mais
do que 90% do potencial gerador transformado em petróleo e valores de maturação na
faixa de 1,0 a 1,3 % Ro (Figura 4.26).
Antes do soerguimento da CO, as rochas geradoras cretáceas, localizadas a oeste da
falha de Guaicaramo, tinham transformado quase 100% de seu potencial de geração
de petróleo (Figura 4.26). Do outro lado da falha, dentro da Formação Gachetá, o
processo de transformação foi incipiente, enquanto que as geradoras Terciárias,
mesmo no domínio da CO, permaneceram imaturas e com valores de %Ro abaixo de
0,7%.
O resultado do modelo sugere que a geração antes da orogenia Andina ficou restrita
na CO, dentro da Formação Chipaque (Figura 4.26). O período de geração se
concentra entre 40 e 10 Ma. Os valores de reflectância de vitrinita simulados na
modelagem são comparáveis (calibração) com dados medidos em vários afloramentos
de rochas cretáceas da CO.
118
N
Figura 4.23. Bloco-diagrama (esquerda) mostrando a geometria e a evolução das taxas de transformação das geradoras cretácicas há 39 Ma (Formações Chipaque
e Gachetá). No mapa da direita observa-se o grau de maturação termal (%Ro).
119
N
Figura 4.24. Bloco-diagrama (esquerda) mostrando a geometria e a evolução das taxas de transformação das geradoras cretácicas há 30 Ma (Formações Chipaque
e Gachetá). No mapa da direita observa-se o grau de maturação termal (%Ro).
120
N
Figura 4.25. Bloco-diagrama (esquerda) mostrando a geometria e a evolução das taxas de transformação das geradoras cretácicas há 20 Ma (Formações Chipaque
e Gachetá). No mapa da direita observa-se o grau de maturação termal (%Ro).
121
N
Figura 4.26. Bloco-diagrama (esquerda) mostrando a geometria e a evolução das taxas de transformação das geradoras cretácicas há 10 Ma. (Formações Chipaque
e Gachetá). No mapa da direita se observa o grau de maturação termal (%Ro). O mapa representa o estágio final do modelo pré-Andino, demonstrando a existência
de um evento de geração anterior ao soerguimento da Cordillera Oriental.
122
4.5.4.2 Migração do petróleo antes do soerguimento da CO
Para a simulação da migração do petróleo usou-se o modelo híbrido descrito por
WELTE et al. (2000) disponível no software Petromod 3D. Também chamado de
Darcy/flow path, o método permite o cálculo rápido dos processos de migração
dentro de unidades de fluxo pré-definidas nas quais o petróleo move-se
instantaneamente por forças de empuxo, enquanto calcula o movimento dos fluidos
seguindo a lei de Darcy dentro das camadas com baixa permeabilidade.
Como unidades de fluxo principais, foram definidas as formações Mirador (Eoceno)
e Guadalupe (Santoniano-Maastrichtiano), responsáveis por mais do 90% da
produção comercial de petróleo na BLO e associadas à maioria de exsudações
reconhecidas nas áreas de foothill. Outras camadas, definidas como reservatórios
no modelo, localizam-se nas formações Barco e Carbonera.
A Formação Barco forma um sistema único de reservatórios junto com as
formações Guadalupe e Mirador nos campos Cusiana e Cupiagua, do foothill;
enquanto que a Formação Carbonera ganha importância como armazenadora de
petróleo na parte mais a leste da BLO. Nesta parte da bacia, os intervalos de rocha
selo (C8) desaparecem ou perdem a sua eficiência para reter o petróleo, permitindo
a passagem dos fluidos desde a Formação Mirador até as camadas inferiores da
formação Carbonera. Porém, os volumes de petróleo produzidos nesta formação
representam uma baixa proporção do total extraído na BLO.
Segundo a modelagem, a migração do petróleo gerado nas rochas Cretáceas
(Formação Chipaque) iniciou-se no Meso-Eoceno (40 Ma). Nesta época, a geração
do petróleo aconteceu na região central da atual CO e o petróleo migrou
verticalmente até os arenitos ao topo da Formação Guadalupe, formando as
primeiras acumulações.
Aos 30 Ma (Eo-Oligoceno), as cozinhas de geração espalharam-se na CO e o
petróleo preencheu totalmente as estruturas próximas das cozinhas, dentro da
Formação Guadalupe. O contínuo aumento dos volumes expulsos permitiu que o
petróleo escapasse (oil spill) para estruturas na Formação Picacho (equivalente à
Formação Mirador) ou continuasse migrando lateralmente pela Formação
123
Guadalupe na direção da BLO. RODRÍGUEZ (1996) observou que a Formação
Picacho possui a maior concentração de manifestações de petróleo (oil seeps) na
parte norte da zona central da CO (Figura 4.24).
A migração lateral dentro da Formação Guadalupe seguiu um sentido preferencial à
sudeste, formando acumulações na atual região do foothill. Volumes significativos
escaparam para os reservatórios superiores, na formação Picacho, e migraram
lateralmente em direção à leste, formando acumulações nas zonas mais afastadas
da BLO. As diferenças topográficas, entre as cozinhas de geração (CO) e
armadilhas potenciais (BLO), favoreceram eficientes processos de migração lateral
que levaram o petróleo à parte leste da BLO e o acumularam em trapas rasas,
afastadas das zonas de geração.
Aos 20 Ma (começo do Mioceno) após a deposição da metade inferior da Formação
Carbonera (BLO) e Concentración (CO), as geradoras haviam atingido altos níveis
de maturação e as taxas de geração de petróleo começaram a decair. Os volumes
de petróleo nas rochas reservatório permaneceram estáveis, sendo que a entrada
de petróleo no sistema diminuiu rapidamente, pelo esgotamento das geradoras.
Mesmo sem volumes adicionais entrando no sistema o petróleo continuou migrando
em direção das estruturas mais rasas ou com maior relevo estrutural. A migração é
conseqüência das diferenças de pressão dentro das camadas como produto do seu
mergulho forte e generalizado a oeste (Figura 4.24).
Nos estágios mais avançados do processo de migração, o petróleo escapou das
trapas iniciais, formadas dentro da CO na Formação Guadalupe, fluindo em direção
das estruturas de relevo maior, localizadas na atual zona do foothill. Dentro da
Formação Mirador a localização das acumulações também mudou; os
hidrocarbonetos não conseguiram ser retidos nos pequenos relevos estruturais e se
movimentaram em direção a leste, para zonas mais rasas e de menor pressão
(Figura 4.24). A geração de petróleo na maior parte da CO terminou entre 20 Ma e
o final da sedimentação da Formação León (10 Ma), interrompendo a entrada de
mais fluidos no sistema. Em alguns locais, as rochas esgotaram completamente
seu potencial gerador, enquanto que em outras áreas da atual CO os processos de
inversão tectônica começaram a exumar as geradoras, cessando a transformação
termal do querogênio.
124
40 Ma
40 Ma Fm. Guadalupe
30 Ma Fm. Guadalupe 30 Ma Fm. Mirador
Não houve migração de
petróleo na Formação
Mirador durante este período.
Figura 4.27. Mudanças na posição das acumulações de petróleo nos reservatórios das formações Guadalupe (esquerda) e
Mirador (direita).
125
20 Ma Fm. Guadalupe 20 Ma Fm. Mirador
10 Ma Fm. Guadalupe 10 Ma Fm. Mirador
Figura 4.28. Remigração do petróleo devida à entrada continua de óleo nos reservatórios das formações Guadalupe (esquerda) e
Mirador (direita).
126
Neste período, a migração continua sendo predominantemente lateral, concentrando o
petróleo dentro da Formação Guadalupe na zona de foothill e dentro da Formação
Mirador na região do foreland. É possível que grandes volumes de petróleo tivessem
escapado da área da modelagem durante este período, chegando a formar
acumulações a leste da bacia, onde o petróleo passa para unidades mais jovens
(Formação Carbonera).
O petróleo gerado pela Formação Chipaque e expulso das cozinhas da CO, chega à
BLO graças a processos de migração lateral. Os maiores volumes de petróleo são
transportados pela Formação Guadalupe e armazenados no domínio de foothill, onde
se desenvolveram estruturas maiores que impediram a migração dos fluidos para
zonas rasas, a leste da bacia. Uma menor quantidade de petróleo é transportada
através dos arenitos da Formação Mirador até os setores mais afastados a leste da
BLO. Tais distâncias maiores de migração devem-se à ausência de relevos estruturais
capazes de reter volumes significativos de fluidos, causando o espalhamento do
petróleo em várias acumulações de porte pequeno localizadas na região do foreland,
dentro da Formação Mirador.
Apesar do modelo pré-Andino não simular as modificações na geometria das camadas
ou a entrada de volumes adicionais de petróleo durante os últimos 10 Ma, o resultado
mostra um padrão de distribuição do petróleo similar ao observado atualmente na
BLO. No caso da CO, as acumulações formadas previamente foram destruídas pelos
processos de erosão, associados com o soerguimento Andino.
Segundo o modelo, o volume de petróleo acumulado na região avaliada durante o
primeiro pulso de carga é da ordem de 1,6 bilhões de m
3
(aprox. 10 bilhões barrís)
sendo que a Formação Mirador acumula apenas cerca de 10% desse volume total (1
bilhão de barrís). No setor central da BLO, foram produzidos até hoje cerca de 1,5 10
9
barris (bbl) que representam aproximadamente 20% do petróleo descoberto, o que
quer dizer que os volumes conhecidos de petróleo “in place” podem chegar a 7,5 Bb e
têm sido explorados com um fator de recuperação médio de 20%. A similaridade nas
ordens de magnitude entre os volumes simulados e os volumes provados corrobora os
resultados da modelagem, embora tenham que ser interpretados com cautela. A
diferença nas cifras pode ser explicada por múltiplos fatores que modificaram o
balanço do petróleo na bacia durante os últimos 10 Ma.
127
4.6 Modelo pós-Andino
As modelagens 1D dos poços Golconda-1 e Floreña-1 mostraram que o depósito de
mais de 2 km de molassas (Formação Guayabo) e o empilhamento de blocos
estruturais, ao longo da frente de deformação dos Andes, causaram o rápido
soterramento das geradoras e a transformação de mais de 50% do seu potencial
original, produzindo um segundo pulso de carga durante os últimos 10 Ma (Figura
4.15).
O segundo modelo 3D, denominado de pós-Andino, procurou descrever a distribuição
e cronologia desse segundo evento de geração, desenvolvido preferencialmente nas
áreas de foredeep e foothill da CO. Contudo, diante das limitações das ferramentas de
modelagem 3D para simular as deformações tectônicas próprias dos sistemas de
empurrão, foram empregados no modelo alguns artifícios de simulação que permitiram
representar a geometria atual, mas que criaram falsos cenários de migração,
restringindo a utilidade dos resultados.
Neste exercício, os blocos tectonicamente empilhados (hangingwall) são
representados por uma sedimentação rápida de camadas, mas para criar o espaço
para a deposição dessas camadas foi necessário submeter o footwall a uma erosão
rápida. A erosão do footwall e a deposição dos blocos do hangingwall ocorrem, no
modelo, em um tempo curto (1 Ma) e concomitante com o principal pulso de
deformação andina (próximo dos 5 Ma). Tanto a erosão quanto a sedimentação que
foi introduzida na modelagem são processos fictícios que somente servem para
reproduzir, da melhor forma, a geometria atual (Figura 4.29).
A idade de sedimentação das unidades do footwall deu-se de acordo com o esquema
cronoestratigráfico regional (CARO et al., 2004). A idade de formação da falha que
limita os blocos foi tomada do modelo cinemático de deformação (BAYONA, 2005) e
na modelagem representa o início do depósito das unidades do hangingwall e o final
da erosão das camadas superiores do footwall (Figura 4.29).
O uso desses artefatos de modelagem compromete os resultados relacionados com
os processos de migração, ja que introduziram significativas modificações no regime
termal e de pressões da região simulada. No entanto, o modelo pós-Andino é útil para
validar as hipóteses de geração tardia nas zonas profundas do foothill e do foredeep.
128
120 Ma 7,5 Ma
A
B
C
D
E
F
G
H
A
B
C
D
A
B
C
D
A’
B’
C’
A
B
C
D
A’
B’
C’
B’’
C’’
D’’
E
F
G
H
7,0 Ma
0,0 Ma
Modelo pré-Andino.
Migração da frente de deformação –
Erosão
Nível do mar
Empilhamento
tectônico.
Soerguimento
Modelo pós-Andino
10,0 Ma
Depósito de
molassas
Fm.
Guayabo
Figura 4.29. Representação da seqüência de simulação nos setores com blocos empilhados e
limitados por falhas de empurrão (linhas vermelhas).
Modelos cinéticos composicionais obtidos pela técnica MSSV-pirólise (di PRIMIO e
HORSFIELD, 2006) em rochas imaturas das formações Gachetá e Los Cuervos
(HORSFIELD e di PRIMIO, 2006) permitem estabelecer a idade da geração a partir de
cada geradora.
4.6.1 Construção do modelo
O modelo pós-Andino representa a região central da BLO, limitada a oeste pela falha
de Guaicaramo. Na região, agrupam-se o domínio de foothill e o domínio de foreland,
separados pelo sistema de falhas do Borde Llanero. A parte leste da CO foi excluida
do modelo, já que durante os últimos 10 Ma a zona foi soerguida e os processos de
geração interrompidos (Figura 4.29).
A configuração atual da BLO terminou de se formar no último milhão de anos como
conseqüência da principal fase de deformação Andina (GELVEs e DELGADO, 2007).
Durante essa fase tectônica, a frente de deformação avançou em direção a leste até
se localizar na posição da atual falha de Cusiana (Borde Llanero), provocando o
129
levantamento da CO, a posterior formação do foothill e a conseqüente mudança na
posição dos depocentros da Formação Guayabo.
O domínio de foreland é uma flexão da litosfera causada pelo soerguimento das
cargas tectônicas, primeiramente na CO e depois no foothill (BAYONA, 2005). Hoje,
na zona mais profunda (foredeep), a seqüência sedimentar atinge mais de 6 km de
espessura, enquanto que a 100 km a leste da falha de Cusiana a coluna de
sedimentos não ultrapassa os 2 km.
O domínio estrutural conhecido como foothill resulta do empilhamento e dobramento
de camadas dentro de blocos tectônicos, transportados em sentido leste e limitados
por falhas de empurrão. As principais falhas correspondem à inversão de antigas
feições estruturais geradas durante as etapas de rift do Mesozóico (SARMIENTO,
2002).
A seqüência estratigráfica do modelo pós-Andino incluiu, além das unidades utilizadas
no modelo pré-Andino até o topo da Formação León (10 Ma), as molassas da
Formação Guayabo.
Embora GELVEZ e DELGADO (2007) tenham proposto que a Formação Guayabo
tinha sido depositada nos últimos 10 Ma, na modelagem foi reduzido o período de
sedimentação para 3 Ma (entre 10 e 7 Ma) e os últimos 7 Ma foram ocupados pelos
artefatos de simulação (eventos de erosão e sedimentação) necessários para a
representação geométrica das áreas com empilhamento tectônico.
O depósito de cerca de 3 km da Formação Guayabo como resposta ao soerguimento
da frente Andina de deformação, causou o rápido soterramento das geradoras na
borda oeste da BLO. No centro dos sinclinais de Tauramena e Zapatosa estão
localizadas as maiores espessuras da formação, enquanto que a oeste dessas dobras
a unidade desaparece, truncada abruptamente pela falha de Guaicaramo (Figura
4.30), sugerindo que a sedimentação durante o final do Mioceno tinha ultrapassado o
limite da BLO, ocupando a parte mais a leste da CO.
Os blocos estruturais que conformam o hangingwall das falhas de Cusiana e El Morro
estão formados pelas mesmas unidades estratigráficas usadas no foreland. Porém, as
130
propriedades físicas foram modificadas de forma que, no momento da sua deposição,
elas já apresentavam níveis de compactação avançados. As unidades cretáceas
altamente compactadas que formam o hangingwall da falha de Guaicaramo são
representadas no modelo pós-Andino por um volume de rochas não diferenciadas
chamado de overload, depositado no último milhão de anos.
W
E
1 Km
apox.
Fm Guayabo
0
10Km
F
.
G
u
a
i
c
á
r
a
m
o
F. Yopal
F
.
C
u
s
i
a
n
a
Sinclinal Tauramena
BLO
CO
Figura 4.30. Interpretação de uma seção sísmica mostrando a geometria da Formação Guayabo no
footwall da falha de Guaicaramo (modificada de BAYONA, 2005).
A distribuição e geometria das camadas (Figura 4.31) utilizadas como condição limite
no modelo foram tomadas das interpretações sísmicas e dos modelos estruturais
apresentados por CARO et al. (2005). Pela forma como foi construído o modelo, os
blocos aparecem separados por superfícies de erosão ou por limites de sedimentação,
ocupando o lugar das falhas.
4.6.2 História de fluxo térmico e propriedades geoquímicas das geradoras
Para simular a transformação termal das geradoras no modelo pós-Andino, foi usada a
história de fluxo térmico construída a partir da extrapolação dos resultados das
modelagens 1D, também usadas como parâmetro de entrada no modelo pré-Andino.
As características geoquímicas das formações Gachetá e Los Cuervos, consideradas
como potenciais fontes do petróleo na BLO, foram medidas nas rochas imaturas e
consideradas homogêneas ao longo da zona modelada.
131
F. Yopal.
F. Cusiana
F. Guaicaramo
Sinclinal Tauramena
FOOTHILLS
FORELAND
F. El Morro
F. Yopal
Back_thrust
(a)
(b)
1H:3V
F
m
.
G
u
a
y
a
b
o
Overload
F
.
Y
o
p
a
l
.
F
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G
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c
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r
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m
o
S
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c
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a
FOOTHILLS
FORELAND
F.
C
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F.
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M
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1H:3V
F
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G
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b
o
Overload
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G
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S
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m
e
n
a
FOOTHILLS
FORELAND
F.
C
u
s
ia
n
a
F.
E
l
M
o
r
r
o
N
Figura 4.31. Edição das superfícies interpretadas da sísmica (a) e representação das camadas no
modelo pós-Andino (b).
Segundo a classificação proposta por Di PRIMIO e HORSFIELD (2006), os
querogênios são fácies orgânicas ricas em ceras (high wax) e típicas de ambientes de
acumulação de planícies deltaicas.
Os parâmetros cinéticos das formações Gachetá e Los Cuervos são similares, tanto
para o modelo cinético global, quanto para o modelo composicional (Figuras 4.10 e
4.32). As duas rochas incrementam as proporções de gás nos estágios avançados de
maturação termal, mudando de um petróleo tipo black oil para óleos leves com altas
razões gás/óleo (GOR) e altas pressões de saturação (Figura 4.33). O incremento
rápido no volume de gás expulso e a geração de hidrocarbonetos aromáticos e fenóis
são característicos do material orgânico rico em compostos aromáticos, provavelmente
relacionado com matéria orgânica lenhosa, do grupo da vitrinita (HORSFIELD e Di
PRIMIO, 2006).
O comportamento cinético, os parâmetros geoquímicos e a petrografia orgânica
confirmam o caráter predominantemente continental da matéria orgânica depositada
nas duas geradoras da BLO (Formações Gachetá e Los Cuervos).
132
O intervalo Turoniano–Santoniano tradicionalmente considerado como gerador de
óleos de maior afinidade marinha pode também gerar petróleo de características
predominantemente continentais a partir de suas fácies mais proximais, localizadas
dentro da BLO. Tal mudança na fácies orgânica entre a Formação Chipaque (CO) e a
Formação Gachetá (BLO) mostra-se como um controle de primeira ordem na
variabilidade geoquímica observada nos óleos da BLO.
Los Cuervos
Gachetá
Figura 4.32. Quantidade de cada componente dos hidrocarbonetos (%mol) gerado em diferentes
níveis de transformação termal (TR) (HORSFIELD e di PRIMIO, 2006).
133
1000 scf/st bls
1450 psi
2900 psi
Los Cuervos
Gachetá
2000 scf/st bls
Figura 4.33. Predição das razões gás/óleo GOR , pressão de saturação (Psat) e fator volumétrico
de formação (Bo) segundo o modelo cinético composicional ( HORSFIELD e di PRIMIO, 2006).
4.6.3 Resultados. Maturação das geradoras. Idade e localização das áreas
de geração
O modelo pós-Andino descreve a transformação termal das rochas geradoras,
primeiramente como resposta à sedimentação da Formação Guayabo (7Ma), e depois
por causa do rápido empilhamento de blocos estruturais.
134
Até os 10 Ma, a geração do petróleo ficou restrita à borda leste da CO, favorecida
pelas maiores taxas de sedimentação e pelos maiores fluxos térmicos que
influenciaram essa área durante o neo-Cretáceo e Paleoceno (modelo pré-Andino),
enquanto que na BLO as geradoras mantiveram-se imaturas (%Ro<0,6) e com baixas
taxas de transformação (TR< 10%) Figura 4.34.
Figura 4.34. Níveis de maturação termal (esquerda) e taxas de transformação do querogênio (TR)
atingidas pelas geradoras da Formação Gachetá, após o depósito da Formação León (10 Ma) na
BLO.
Durante o Neógeno, os eventos de inversão tectônica interromperam o processo de
geração nas zonas soerguidas da CO, enquanto causaram o depósito de molassas
espessas em depocentros da BLO. Mais de 2 km de molassas da Formação Guayabo
causaram a maturação das geradoras e um segundo pulso de geração de petróleo,
desta vez localizado na borda oeste da BLO. As áreas de geração ocuparam os
máximos depocentros de sedimentação nas áreas atuais do foothill e do foredeep.
Embora a sedimentação da Formação Guayabo tenha sido identificada como a causa
principal desse evento de geração de petróleo (Figura 4.35), na modelagem (modelo
pós-Andino) não foi possível estabelecer a cronologia real do processo. Essa limitação
deve-se a que na modelagem as idades dos eventos mais jovens do que 10 Ma foram
alteradas para introduzir os artefatos de simulação necessários para representar as
mudanças na geometria das camadas provocadas pela deformação Andina.
Na modelagem, a Formação Guayabo foi sedimentada entre 10 e 7 Ma, mas na
realidade a sedimentação destas molassas abrange um tempo maior, entre 10 e 1 Ma
(GELVEZ e DELGADO, 2007). Portanto, o segundo evento de geração que ocorre na
simulação aos 8 Ma na realidade se desenvolveu concomitantemente com a
135
deposição das camadas superiores da Formação Guayabo. Dependendo do modelo
estratigráfico usado, essas idades variariam entre 4 e 1 Ma.
Figura 4.35. Níveis de maturação termal (esquerda) e taxas de transformação do querogênio (TR),
atingidas pelas geradoras da Formação Gachetá, após o depósito da formação Guayabo (7 Ma) na
BLO.
No ultimo milhão de anos (BAYONA, 2005; SARMIENTO 2002), a borda leste da CO
soergueu-se de mais de 3 km, e a frente de deformação Andina migrou à leste,
passando da falha de Guaicaramo para a falha de Cusiana e desenvolvendo o
domínio estrutural do foothills. Os blocos tectônicos nesse domínio foram deslocados
lateralmente no sentido leste, soerguidos e empilhados, constituindo o hangingwall das
falhas de Cusiana e Yopal (Figura 4.36). Os depocentros de sedimentação migraram
também a leste e se localizaram na sua posição atual, dentro do foreland.
O conjunto de deslocamentos e deformações ligados à orogenia Andina provocou
mudanças na profundidade de soterramento e na temperatura das geradoras, assim
como novos pulsos de geração de petróleo na BLO. O mais recente evento de
geração, provavelmente com aporte conjunto das geradoras cretácicas (Formação
Gachetá) e terciárias (Formação Los Cuervos), ocorreu no footwall da falha de
Cusiana e no footwall da falha de Guaicaramo. Nesses cenários tectônicos, as
geradoras aumentaram até 1 km a profundidade de soterramento por causa do
empilhamento tectônico (Figura 4.37).
No entanto, em outras posições estruturais, as geradoras foram exumadas,
interrompendo os processos de geração, como ocorreu na parte frontal do hangingwall
das falhas de Yopal e Cusiana ou no hangingwall do sistema de falhas de
Guaicaramo, onde as geradoras foram expostas em superfície a mais de 1 km de
altitude acima do nível do mar.
136
Embasamento
Cretáceo Inferior
Cretáceo Superior
Paleógeno
Neógeno
Quaternario
F
.
C
h
á
m
e
z
a
F
.
G
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a
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c
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a
m
o
40Km
N
f
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h
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p
f
o
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1
2
3
4
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E
1 Km
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a
n
a
CO BLO
0 10Km
foothill
1
2
3
4
Falha
Sinclinal
Anticlinal
Figura 4.36. Seção geológica mostrando a mudança na profundidade das geradoras causada pela
deformação Andina. Nos pontos 1 e 3 (footwall das principais falhas) as rochas aumentam o
soterramento, enquanto que nos pontos 2 e 4 (hangingwall) a profundidade dos intervalos
geradores diminui.
F
G
u
a
i
c
a
r
a
m
o
F
.
C
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a
n
a
-
Y
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l
F
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C
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a
n
a
-
Y
o
p
a
l
Figura 4.37. Níveis de maturação termal (esquerda) e taxas de transformação do querogenio (TR),
atingidas pelas geradoras da Formação Gachetá, após o maior pulso de soerguimento andino (0
Ma)
137
Apesar das limitações na construção geométrica do modelo pós-Andino, foi possível a
calibração indireta de alguns parâmetros. Os valores de %Ro calculados pelo modelo
nas áreas de foredeep são similares aos valores de maturação medidos nos poços
(Ro=1,0% poço Letícia-1), e igualmente os valores de maturação medidos em poços
do foothill (Ro 0,7-0,8% nos campos Cusiana e Cupiagua) são semelhantes aos
valores calculados pelo modelo.
Com o modelo pós-Andino, foi possível identificar dois eventos de geração de
petróleo, ocorridos dentro dos limites atuais da BLO nos últimos 10 Ma. O petróleo
fornecido por esses pulsos mais recentes acrescentou-se aos fluidos que migraram
desde a CO, nos pulsos mais antigos, modificando a qualidade e a distribuição do
petróleo armazenado na BLO.
Após o primeiro evento de geração simulado na modelagem pré-Andina, um segundo
pulso de geração deu-se na posição atual do foothill e na borda leste da CO a partir de
rochas da Formação Gachetá (Figura 4.35). A principal causa dessa geração de
petróleo foi o rápido soterramento das geradoras diante da sedimentação de espessas
molassas da Formação Guayabo.
O evento recente de geração de petróleo se prolongou até o último milhão de anos
como resposta ao empilhamento de blocos estruturais no footwall das falhas de
Cusiana e Guaicaramo.
Pela construção geométrica da modelagem pós-andina, não foi possível reconstruir a
formação das cozinhas de geração no footwall da falha de Guaicaramo. Contudo, no
footwall da falha de Cusiana, foi possível observar o desenvolvimento de uma zona de
geração com a mesma orientação dos sistemas de falhas. Corresponde a uma faixa
com largura de cerca de 15 km na Formação Gachetá e 10 km na Formação Los
Cuervos (Figura 4.38), onde as unidades terciárias atingem taxas de transformação
(TR) de 70 %, e as cretácicas chegam a valores de 90% (Figura 4.38).
Infelizmente, os resultados do modelo pós-Andino, tais como padrões de migração e
grandeza dos volumes de petróleo expulso, não podem ser usados quantitativamente,
uma vez que as deformações na geometria da bacia não puderam ser corretamente
simuladas. Porém, uma interpretação qualitativa dos resultados permite prever que o
138
petróleo gerado dentro das cozinhas da BLO esteja concentrado nas áreas de foothill
e no foredeep da bacia, perto das suas fontes.
Fm Gachetá Fm. Los Cuervos
Figura 4.38. O modelo calcula taxas de transformação máximas de 80 % na Formação Gachetá e de
50% na Formação Los Cuervos na BLO . As áreas de geração são maiores nas rochas cretácicas.
Resumindo, dadas as limitações das ferramentas de simulação, foi necessário realizar
duas modelagens, os modelos pré e pós-Andino. Cada um destes exercícios
representa diferentes tempos na historia de deformação da região estudada e,
interpretados em conjunto permitem corroborar as hipóteses formuladas a partir dos
dados geoquímicos.
Na primeira modelagem (pré-Andina), prova-se a hipótese de cozinhas de migração
que se desenvolveram na CO durante o Oligoceno e Eo-Mioceno, o petróleo gerado
(famílias A e M) migrou lateralmente por mais de 100 quilômetros, até estruturas
disponíveis na BLO, através dos principais reservatórios do Cretáceo.
O modelo pós-Andino prova a hipótese de um segundo pulso de geração de petróleo
de características continentais (Grupo B). A geração ocorre dentro da bacia, nas
regiões submetidas a maior soterramento pela deposição das molassas do Mioceno e
o empilhamento tectônico no foothill. Embora o patrão de migração tenha sido
corretamente simulado, acredita-se que o petróleo foi transportado através dos
sistemas de fraturas gerados pela intensa deformação Andina.
139
5. QUALIDADE DO PETRÓLEO
A qualidade do petróleo refere-se a um conjunto de parâmetros utilizados para
descrever o comportamento do fluido diante de diferentes condições de pressão e
temperatura. Propriedades tais como pressão de saturação (Psat), densidade dos
óleos (API), razão gás óleo (GOR), viscosidade (µ) ou a mudança no volume dos
fluidos, também conhecida como fator volumétrico de formação (ßo), são usadas
durante a fase exploratória para calcular os volumes de petróleo armazenados
(petróleo in situ), assim como para avaliar e selecionar oportunidades exploratórias.
Posteriormente, durante o desenvolvimento dos campos, o monitoramento dessas
propriedades permite o melhoramento da produção, os tratamentos das formações, o
desenho de nova infra-estrutura e a atualização dos dados de reservas
(ELSHARKAWY et al., 1995).
As propriedades físicas do petróleo são calculadas mediante relações termodinâmicas
descritas matematicamente pelas equações de estado (EOS); os cálculos, feitos
normalmente através de softwares especializados, são baseados na composição dos
fluidos, a qual deve ser determinada cuidadosamente em laboratório (RIAZI et al.,
2004; Di PRIMIO et al.,1998).
Para resolver as EOS precisa-se conhecer, além da concentração molar, o peso
molecular (MW), a densidade, a temperatura e a pressão crítica de cada componente
na mistura. Sendo que o petróleo pode conter varias centenas de compostos, eles são
agrupados em classes de características conhecidas. Para as classes de
hidrocarbonetos com menos de 7 átomos de carbono dispõe-se na literatura de
medições precisas das suas propriedades (Di PRIMIO et al., 1998); nos compostos de
maior peso molecular (fração C
7
+), a determinação das propriedades é feita mediante
correlações baseadas na densidade e o peso molecular das frações. As
características desta fração são usadas como um parâmetro de ajuste, durante a
calibração dos cálculos (PEDERSEN et al., 1989; ALMEHAIDEB et al., 2000).
Sendo a composição do petróleo o controle principal da sua qualidade, esta parte do
trabalho focou na compreensão dos mecanismos e fatores que modificam a
composição dos fluidos desde a formação do petróleo nas rochas geradoras até sua
140
permanência nos reservatórios, passando por processos de alteração durante a
migração.
5.1 A qualidade do petróleo na BLO
Para descrever as acumulações na área estudada, foram compilados resultados de
143 análises (PVT, DST e determinações do grau API), obtidos em 49 campos e
compartimentos de campos.
A Figura 5.1 mostra a diversidade na composição do petróleo produzido nos campos
da BLO. As diferenças mais significativas foram observadas na proporção da fração
gasosa, especialmente no conteúdo de metano (C
1
) e nas concentrações dos
pseudocomponentes da fração líquida (C
7
-C
14
e C
15+
). Tais diferenças composicionais
refletem-se na variação da densidade dos óleos (grau API) e nas mudanças na
concentração da fase gasosa dentro da mistura (GOR).
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
C
1
C
2
C
3
i-C
4
n-C
4
i-C
5
n-C
5
C
6
C
7
-C
14
C
15+
SANTIAGO -2906-
R. HERMOSO -2749-
Psedo C GARZA
cupiagua EXP1 -5116-
LA GLORIA -4226-
Buenos aires 1 -4583-
TOCARIA- 4376-
Buenos aires 1 -4368-
Volcanera 1 -5672-
% mol
Figura 5.1. Composição de algumas das amostras analisadas, selecionadas entre 86 provas PVT
disponíveis e que mostram as grandes diferenças nos conteúdos de metano (C
1
) e na distribuição
dos componentes da fase líquida (C
7
-C
14
e C
15+
)
141
GOR e grau API são dois dos parâmetros mais usados para definir a qualidade do
petróleo por duas razões: 1) sua determinação é feita nas primeiras etapas da
operação dos campos e constituim análise de rotina nos estudos geoquímicos e nas
provas de produção; 2) eles podem ser utilizados na estimação de outras propriedades
físicas relacionadas; por exemplo, a densidade API e apresenta correlações fortes
com o ponto de fluidez, com o conteúdo de enxofre e com a viscosidade (BEMENT et
al., 1996; LOPES, 2002; AGUIAR, 2005) enquanto que a GOR está associada ao fator
volumétrico de formação (Bo), à pressão de saturação (Psat) e ao comportamento de
fases dos fluidos (Di PRIMIO et al., 1998).
De acordo com a proporção de gás/óleo dentro do petróleo (GOR), os fluidos
acumulados nos reservatórios podem ser classificados em cinco grupos (McCAIN,
1990). Os óleos negros (black oils) e os óleos voláteis apresentam-se como líquidos
em condições de reservatório (pressão e temperatura); na medida em que a pressão
decai durante a produção, esses sistemas atingem o ponto de bolha e liberam gás. Os
outros três grupos apresentam-se como gás no reservatório, porém os chamados
gases retrógrados ou condensados liberam líquidos em condições de reservatório
quando a pressão decresce até o ponto de orvalho (dew point). Os gases úmidos e os
gases secos permanecem como gás no reservatório, mas diferenciam-se porque os
primeiros liberam líquidos (condensados) no separador (P e T da superfície).
Na BLO encontram-se desde sistemas de black oils até sistemas de gases úmidos,
com valores de GOR variando de aproximadamente 0 até 8.000 m
3
/m
3
(Figura 5.2a).
A forte variação nos conteúdos de gás observa-se tanto em nível regional quanto
dentro do mesmo campo, o que pode ser observado nos sistemas com gradiente
composicional de fluidos (Figura 5.2b), presentes em campos do foothill.
Aplicou-se a classificação de McCAIN (1990) para 85 fluidos, descritos em igual
número de provas PVT disponíveis, para campos da região estudada. A maioria dos
dados corresponde a black oils (GOR<311 m
3
/m
3
), mas o conteúdo de gás é variável,
mostrando uma transição para óleos voláteis (Figura 5.3). Os dados contêm também
um número significativo de amostras no grupo dos óleos voláteis e dos gases
retrógrados (311<GOR<2670 m
3
/m
3
) e atingem valores extremos, de mais de 3000
m
3
/m
3
, em duas amostras classificadas como gases úmidos.
142
3.600
3.700
3.800
3.900
4.000
4.100
4.200
4.300
1 10 100 1.000 10.000
GOR m3/m3
m TVD
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
0 1 10 100 1000 10000
GOR (Sm3/Sm3)
Depth (m MD)
(a)
(b)
Figura 5.2. Gráficos que mostram as diferenças nos valores de GOR entre campos da área de
estudo (a) ou dentro do mesmo campo, em profundidades distintas (b).
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0 1 10 100 1000 10000
GOR (Sm3/Sm3)
Pressão de Saturação (Mpas)
311
569
2670
B
L
A
C
K
O
I
L
S
ÒLEOS VOLATEIS
CONDENSADOS
GASES ÚMIDOS
Figura 5.3. Grafico mostrando os valores da razão gás óleo (GOR) e a pressão de saturação (Psat)
de 85 fluidos da regiãocentral da BL, e sua classificação segundo McCAIN (1990). A linhas
verticais representam os valores limites de GOR que separam cada classe.
Olhando para a distribuição geográfica dos dados (Figura 5.4), os maiores conteúdos
da fração leve (gases e condensados) encontram-se associados com os reservatórios
das áreas de foothill e da parte oeste do foreland. Já os fluidos mais pesados,
normalmente sistemas de black oil, concentram-se nos reservatórios das partes
central e leste do foreland. Contudo, em escala de reservatório, existem campos que
apresentam gradiente vertical na composição dos fluidos, possuindo maiores
143
conteúdos de gás nos níveis mais rasos, contrariando a tendência regional. A
presença desses sistemas composicionais de fluidos tem causado grandes problemas
no planejamento das operações de produção e sua origem não foi esclarecida.
1100000 1200000 1250000 1300000 1350000
1000000
1050000
1100000
MORICHAL
0Km 25Km
GOR (m
3
/m
3
)
0 a 80
80 a 311
311 a 569
569 a 2670
2670 a 17000
BARQUEREÑA
BUCARO
CAÑOGARZA
CAÑODUYA
CAÑOGANDUL
CHAPARRITO
COROCORA
CRAVOSUR
ENTRERIOS
GUAHIBOS
GUANAPALO
GUARILAQUE
GUARIMENA
JORDAN
LAFLORA
LAPUNTA
ABEJAS
LOSTOROS
PALMARITO
PALO BLANCO
PARAVARE
RANCHOHERMOSO
REMACHESUR
SARDINAS
SIRENAS
TIERRABLANCA
TOCARIA
TRINIDAD
FORELAND
Falhas de empurrão
F
O
R
E
L
A
N
D
C
E
N
T
R
A
L
F
O
R
E
L
A
N
D
L
E
S
T
E
BUENOS AIRES
LAGLORIA
LAGLORIANORTE
RIO CHITAMENA
SANTIAGO
1150000
DELE
FLORENA
PAUTO_S
CUPIAGUA_S
CUSIANA
ELPALMAR
TROMPILLOS
50Km
F
O
R
E
D
E
E
P
VOLCANERA
CUPIAGUA
LIRIA
MENOR API
Sistemas composicionais
Black oils
Gás e condensados
Figura 5.4. Mapa mostrando a distribuição geográfica dos valores da razão gás/óleo (GOR)
disponíveis (85). Observa-se a tendência de aumento nos conteúdos de gás em direção a oeste e a
coexistência de fluidos com diferente GOR dentro do mesmo campo.
O conteúdo da fração gasosa é o principal controle na pressão de saturação dos
fluidos (Psat). Esse parâmetro, que depende da temperatura, indica a pressão abaixo
da qual o fluido, originalmente constituído por uma fase, passa para duas fases. No
caso dos gases, a Psat é igual ao ponto de orvalho, e no caso dos líquidos, a Psat
equivale ao ponto de bolha.
Na BLO os reservatórios mais profundos apresentam os maiores conteúdos de gás,
fazendo com que as pressões de saturação atingem valores similares às pressões dos
reservatórios (Figura 5.5). Nessa condição, os fluidos modificam seu comportamento
de fases diante de pequenas quedas na P e T, provocando alterações nas
quantidades de óleo e gás produzidas em cada poço. Os fluidos armazenados nos
reservatórios mais rasos têm baixas Psat, afastadas das pressões de reservatório
(Pres), o que lhes confere um comportamento mais estável dentro da fase líquida.
144
0
1000
2000
3000
4000
5000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
10 100 1000 10000
Pressões (psi)
Profundidade do reservatório (mssl)
Psat
Pres
Pressão de saturação (Psat)
Pressão do reservatório (Pres)
Figura 5.5. Relações entre as pressões de saturação (Psat) e de reservatório (Pres) nos campos da
BLO. Observa-se a existência de sistemas críticos onde os dois valores são similares, provocando
instabilidade das fases do fluido.
Para descrever o comportamento de fases dos fluidos são utilizados os diagramas PT,
que mostram as condições nas quais a substância analisada (com uma composição
particular) existirá como líquido, como gás ou como uma mistura de duas fases
coexistentes (Figura 5.6).
Ponto de bolha
Ponto de orvalho
Gás seco e
gás úmido
Gás retrogrado
Óleo
Volátil
Óleo negro
(
black oil
)
Pressão
Temperatura
Pressão e temperatura
do reservat ório
Ponto Cr ítico
c
Figura 5.6. Diagramas de fases de grupos de fluidos. O ponto crítico (C) é o encontro
das linhas representando os pontos de orvalho e de bolha (Di PRIMIOet al., 1998).
145
Os diagramas de fase construídos para os fluidos da BLO confirmam as grandes
diferenças na composição dos petróleos (Figura 5.7). Os fluidos armazenados no
foothill têm pontos críticos próximos às condições P e T dos reservatórios, enquanto
que a maioria dos fluidos armazenados no foreland têm pontos críticos localizados a
alta temperatura e baixas pressões, afastados das condições dos reservatórios.
34
5
6
7
8
9
10
11
12
Cusiana 2A (4107) 2
Cupiagua 4B (4730) 3
B. Aires 1 (4368) 4
Volcanera-1 (5672) 1
R. Chitamena 1 (4542) 5
Cupiagua Exp3 (5000) 6
La Gloria (4226) 7
Cupiagua Exp1 (5116) 8
Rancho Hermoso (2749) 9
Caño Garza (2591) 10
Sirenas-1 (1524) 11
Santiago-6 (2949) 12
1
2
Gradiente de pressão e
temperatura nos reservatórios
da área estudada
Figura 5.7. Diagramas P vs T que mostram a diversidade no comportamento de fases dos fluidos
na região central da BLO. A profundidade da amostragem (m bnm) esta indicada na legenda.
A densidade do petróleo é função da concentração relativa e da densidade dos seus
componentes. Compostos de maior número de átomos de carbono são mais densos,
enquanto que dentro dos compostos com igual número de átomos de carbono, os que
possuem estruturas aromáticas são mais densos do que os formados por cadeias
alifáticas. O grau API de um óleo é uma forma de expressar a densidade da fração
líquida do petróleo; os óleos mais leves encontram-se na faixa de 45° (aprox. 800
kg/m
3
), enquanto que os mais pesados chegam a valores de 10 °API. (aprox. 1000
kg/m
3
).
Na BLO têm sido medidos valores de grau API entre 12 e 47°. Valores de grau API
inferiores a 20° correlacionam-se com os maiores teores de compostos NSO (resinas
e asfaltenos), superiores a 15%. Embora a relação entre o grau API e a concentração
146
de pseudocomponentes com maior numero de átomos de carbono (C
15+
) não seja
evidente, na maioria dos óleos leves (API>30°) o conteúdo destas moléculas não
supera a 20% (mol). As duas correlações sugerem que os compostos NSO são
formados comumente por moléculas com mais de 30 átomos de carbono em sua
estrutura, sendo esta a fração que responde pelas maiores variações na gravidade
API dos óleos (Figura 5.8).
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
45,0
50,0
10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0
% mol fração C
15+
°API
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0
% (peso) Compostos NSO
°API
Figura 5.8. Relação entre a densidade (°API) dos óleos, a concentração de compostos NOS e de
componentes com mais de 15 átomos de carbono.
Apesar de que existem mudanças na densidade dos óleos dentro de um mesmo
campo, o mapa do grau API (Figura 5.9) mostra a tendência de variação dos valores
(média) para a região. Na BLO, os óleos mais pesados (API<25°) se localizam a
sudoeste do foreland, enquanto que os mais leves (API>40
o
) acumularam-se na parte
norte do foothill (Figura 5.9). Observa-se uma tendência geral de aumento do grau
API em direção ao norte.
A descrição dos parâmetros físicos dos óleos permitiu identificar tendências regionais.
Campos localizados no foothill e na parte oeste do foreland acumulam maiores
quantidades de gás, gerando comportamentos instáveis dos fluidos no reservatório.
Nas acumulações da porção leste da área de estudo, o conteúdo de gás diminui
drasticamente e os sistemas de fluidos são formados por uma fase líquida de
comportamento estável.
Embora a variação no conteúdo de gás tenha uma direção E-W, a densidade da fase
líquida muda na direção N-S e os líquidos armazenados ao norte da zona de estudo
são menos densos, enquanto que nos campos ao sul, mesmo misturados com
147
grandes quantidades de gás, apresentam-se óleos com alta densidade (API<30°). A
coexistência de óleos pesados, óleos leves e gases, dentro do mesmo reservatório,
tem sido observada em vários campos da BLO e tem gerado problemas na estimação
de reservas e no planejamento da produção.
1100000 1150000 1200000 1250000 1300000 1350000
1000000
1050000
1100000
BARQUEREÑA
BUCARO
BUENOS AIRES
CAÑOGARZA
CAÑODUYA
CAÑOGANDUL
CHAPARRITO
COROCORA
CRAVOSUR
CUPIAGUA
CUPIAGUA_S
CUSIANA
DELE
ELPALMAR
ENTRERIOS
FLORENA
GUAHIBOS
GUANAPALO
GUARILAQUE
GUARIMENA
JORDAN
LAFLORA
LAGLORIA
LAGLORIANORTE
LAPUNTA
ABEJAS
LIRIA
LOSTOROS
TROMPILLOS
MORICHAL
PALMARITO
PALO BLANCO
PARAVARE
PAUTO_S
RANCHOHERMOSO
REMACHESUR
RIO CHITAMENA
SANTIAGO
SARDINAS
SIRENAS
TIERRABLANCA
TOCARIA
TRINIDAD
VOLCANERA
1100000 1150000 1200000 1250000 1300000 1350000
1000000
1050000
1100000
BARQUEREÑA
BUCARO
BUENOS AIRES
CAÑOGARZA
CAÑODUYA
CAÑOGANDUL
CHAPARRITO
COROCORA
CRAVOSUR
CUPIAGUA
CUPIAGUA_S
CUSIANA
DELE
ELPALMAR
ENTRERIOS
FLORENA
GUAHIBOS
GUANAPALO
GUARILAQUE
GUARIMENA
JORDAN
LAFLORA
LAGLORIA
LAGLORIANORTE
LAPUNTA
ABEJAS
LIRIA
LOSTOROS
TROMPILLOS
MORICHAL
PALMARITO
PALO BLANCO
PARAVARE
PAUTO_S
RANCHOHERMOSO
REMACHESUR
RIO CHITAMENA
SANTIAGO
SARDINAS
SIRENAS
TIERRABLANCA
TOCARIA
TRINIDAD
VOLCANERA
0Km 25Km 50Km
foreland
Limite dos dominios estruturais
Poços e campos com valores médios da densidade API
Co
r
d
i
l
l
e
r
a
O
r
i
e
n
t
a
l
f
o
o
t
h
i
l
l
s
Figura 5.9. Mapa que mostra a tendência da média dos valores de grau AP, nos campos da parte
central da BLO.
Pela qualidade dos petróleos armazenados, as acumulações podem ser agrupadas
em sistemas de black-oil, de gases e condensados, e composicionais. Nos últimos, os
fluidos passam de black–oils até gases dentro de uma mesma coluna de petróleo. Nos
campos da região, observa-se um declínio na gravidade API dos óleos no sentido sul,
sendo mais acentuada dentro dos sistemas black-oils (Figura 5.10).
Aparentemente, vários fenômenos, genéticos e pós-genéticos, afetaram o petróleo ao
longo de sua historia geológica, refletindo na composição e no comportamento físico
dos fluidos. Densidade, viscosidade e conteúdo de gás são propriedades que mudam
desde os valores iniciais, controlados pela natureza dos precursores e as condições
de geração, até valores atuais, resultantes das mudanças ocorridas durante a
migração e na residência do petróleo no reservatório.
148
1100000 1150000 1200000 1250000 1300000 1350000
1000000
1050000
1100000
BARQUEREÑA
BUCARO
BUENOS AIRES
CAÑOGARZA
CAÑODUYA
CAÑOGANDUL
CHAPARRITO
COROCORA
CRAVOSUR
CUPIAGUA
CUPIAGUA_S
CUSIANA
DELE
ELPALMAR
ENTRERIOS
FLORENA
GUAHIBOS
GUANAPALO
GUARILAQUE
GUARIMENA
JORDAN
LAFLORA
LAGLORIA
LAGLORIANORTE
LAPUNTA
ABEJAS
LIRIA
LOSTOROS
TROMPILLOS
MORICHAL
PALMARITO
PALO BLANCO
PARAVARE
PAUTO_S
RANCHOHERMOSO
REMACHESUR
RIO CHITAMENA
SANTIAGO
1100000 1150000 1200000 1250000 1300000 1350000
1000000
1050000
1100000
BARQUEREÑA
BUCARO
BUENOS AIRES
CAÑOGARZA
CAÑODUYA
CAÑOGANDUL
CHAPARRITO
COROCORA
CRAVOSUR
CUPIAGUA
CUPIAGUA_S
CUSIANA
DELE
ELPALMAR
ENTRERIOS
FLORENA
GUAHIBOS
GUANAPALO
GUARILAQUE
GUARIMENA
JORDAN
LAFLORA
LAGLORIA
LAGLORIANORTE
LAPUNTA
ABEJAS
LIRIA
LOSTOROS
TROMPILLOS
MORICHAL
PALMARITO
PALO BLANCO
PARAVARE
PAUTO_S
RANCHOHERMOSO
REMACHESUR
RIO CHITAMENA
SANTIAGO
MENOR API
SARDINAS
SIRENAS
TIERRABLANCA
TOCARIA
TRINIDAD
VOLCANERA
0Km 25Km 50Km
FORELAND
Falhas de empurrão
Sistemas composicionais
Black oils
Gás e condensados
GOR (m
3
/m
3
)
0 - 80
80 - 311
311 - 569
569 - 2670
2670 - 17000
GOR (m
3
/m
3
)
0 - 80
80 - 311
311 - 569
569 - 2670
2670 - 17000
F
O
R
E
D
E
E
P
F
O
R
E
L
A
N
D
C
E
NT
R
A
L
F
O
R
E
L
A
N
D
L
E
S
T
E
Figura 5.10. Mapa que mostra a qualidade do petróleo na BLO. Três grandes sistemas de fluidos
podem ser separados com base no conteúdo de gás (GOR). Dentro de cada grupo, a densidade da
fase liquida aumenta no sentido sul (menor grau API).
5.2 Controles na composição do petróleo durante a gênese
A composição do petróleo, gerado numa rocha fonte, é controlada por dois fatores
principais: a natureza do precursor orgânico e o grau de transformação termal atingido
pelo querogênio. Segundo o conceito das fácies orgânicas (JONES, 1987) o ambiente
de sedimentação das rochas geradoras controla a abundância e a natureza do
material orgânico acumulado, enquanto que o grau de transformação termal depende
da história de temperatura e dos parâmetros cinéticos que descrevem a degradação
térmica do material orgânico.
Nos capítulos anteriores, foram estudadas as relações genéticas entre óleos, gases e
eventuais rochas geradoras, e determinou-se que o petróleo armazenado dentro da
BLO foi gerado por duas fácies orgânicas diferentes. A primeira fácies é formada por
matéria orgânica de origem marinha depositada em ambientes siliciclásticos ou
levemente carbonáticos. Esta fácies responde pelos óleos dos grupos genéticos
marinhos A e M respectivamente, reconhecidos em todas as acumulações exceto nos
campos localizados ao norte da faixa do foothill estudada. Neste trabalho propõe-se
que estas fácies façam parte do intervalo estratigráfico Cenomanano-Santoniano
(Formações Villeta-La Frontera-Chipaque) sedimentada a oeste da falha de
149
Guaicaramo. A outra fácies se relaciona com óleos leves e gases (grupo B) presentes
nos campos do foothill e no foredeep. Trata-se de material orgânico de maior afinidade
continental depositado em seqüências transicionais. Esta fácies orgânica encontra-se
na Formação Los Cuervos do Paleoceno e na formação Gachetá, equivalente
temporal da Formação Chipaque, mas sedimentada a leste da falha de Guaicaramo.
Posteriormente, usando exercícios de simulação, foi reconstruída a história de
temperaturas das rochas geradoras. No modelo chamado pré-Andino, foi simulado o
soterramento da Formação Chipaque na borda leste da CO. A história de temperatura
associada foi usada junto aos parâmetros cinéticos globais para estabelecer a taxa de
transformação termal das geradoras. A simulação termina 10 Ma atrás, tempo
estimado para o início do soerguimento Andino e a conseguinte interrupção dos
processos de transformação do querogênio na CO.
O modelo pós-Andino permite calcular as taxas de transformação termal para as
geradoras das formações Gachetá e Los Cuervos, presentes dentro dos limites da
BLO a leste do sistema de falhas de Guaicaramo. Embora esse modelo não tenha
permitido estabelecer uma temporalidade (timing) absoluta para os eventos de
geração, os resultados mostram que o processo aconteceu após o depósito das
molassas espessas da Formação Guayabo e dos pulsos de empilhamento tectônico
no footwall das falhas de Cusiana e Guaicaramo.
Vários modelos cinéticos descrevem a composição dos fluidos gerados em diferentes
níveis de transformação termal do querogênio (VANDENBROUCKE et al., 1999); tais
modelos agrupam os constituintes do petróleo em classes, considerando que o
metano (C
1
) e o etano (C
2
) representam espécies estáveis junto com o coque (dead
kerogen), enquanto que os outros constituintes são agrupados pela sua estabilidade
térmica, separando as estruturas aromáticas das estruturas saturadas nas faixas de
C
6
-C
13
e C
14+
, esta última incluindo o grupo das resinas e asfaltenos (NSO). Ainda que
estes modelos cinéticos consigam descrever detalhadamente a fase líquida, eles
definem grupos de compostos similares em suas propriedades físicas, impedindo a
determinação do comportamento de fases dos fluidos.
DI PRIMIO e SKEIE (2004) apresentaram a integração dos modelos cinéticos
composicionais com modelos PVT. A integração destas duas ferramentas de
simulação é possível graças ao esquema de descrição composicional adotado,
150
compatível com o nível de resolução usado na engenharia de reservatório, permitindo
predizer o comportamento dos fluidos diante das mudanças de P e T que ocorrem
durante a migração secundária e tornando possível a comparação direta da
composição e dos parâmetros de qualidade simulados (GOR, Psat, etc), com os
valores medidos nos fluidos naturais.
Embora modelos simples de dois componentes (gás- liquido), sejam suficientes para
predizer corretamente o GOR, o comportamento de fases dos fluidos só pode ser
determinado conhecendo a concentração relativa dos componentes menores. O
esquema de composição utilizado por DI PRIMIO e SKEIE (2004), compatível com as
formulações PVT, consiste de uma detalhada descrição da fase gasosa e de pelo
menos dois componentes na fase líquida (C
6
e C
7+
). Neste esquema, a composição
deve ser descrita com pelo menos sete componentes na fase gasosa, o
pseudocomponente C
6
, e a fração C
7+
que agrupa os compostos restantes com mais
de sete átomos de carbono. Porém, para conseguir melhores estimativas do grau API,
esses autores determinaram que a fração C
7+
deveria ser dividida em um maior
número de pseudocomponentes, incluindo alguns de alto peso molecular. Os modelos
cinéticos usados neste trabalho descrevem a composição do petróleo gerado usando
catorze componentes (Tabela 5.1), dos quais sete fazem parte da fase gasosa (C
1
, C
2,
C
3,
i-C
4,
n-C
4,
i-C
5
, n-C
5
) e os sete pseudocomponentes restantes (C
6,
C
1O
, C
20,
C
30,
C
40,
C
50,
e
C
60
) representam os compostos da fração líquida com seis ou mais átomos de
carbono (HORSFIELD e DI PRIMIO, 2006).
Nome MW [g/mol] Tc [C] Pc [MPa]
V
c [m^3/kmol]
A
centric Factor Rackett Factor
Metano 16.043 -82,59 4.599 0,0986 0,0115 0,28941
Etano 30,07 32,17 4.872 0,1455 0,0995 0,28128
Propano 44.096 96,68 4.248 0,2 0,1523 0,27664
i-Butano 58.123 134,99 3.648 0,2627 0,177 0,27569
n-Butano 58.123 151,97 3.796 0,255 0,2002 0,27331
i-Pentano 72,15 195,28 3.381 0,3058 0,2275 0,2705
n-Pentano 72,15 196,55 3,37 0,313 0,2515 0,26853
n-Hexano 86.177 234,45 3.025 0,371 0,3013 0,26355
PsC_C10 138 332,85 2.365 0,636 0,61 0,256
PsC_C20 271 463,85 1.564 1.174 0,932 0,226
PsC_C30 410 567,85 1.394 1.829 1.188 0,194
PsC_C40 550 660,85 1.343 25.399 1.338 0,18
PsC_C50 690 744,85 1.331 32.828 1.361 0,168
PsC_C60+ 875 853,85 1,34 4,34 1.166 0,157
Tabela 5.1. Pseudocomponentes usados na descrição dos fluidos e seus parâmetros nas EOS
(biblioteca do software Petromod).
Esta forma de representação permite levar em conta o efeito dos compostos voláteis,
principais responsáveis do comportamento de fases do petróleo, os quais não são
151
considerados em classificações geoquímicas onde os compostos são agrupados pela
estrutura molecular. Por exemplo, a proporção relativa de C
15+
saturados (normais, iso
e ciclo- parafinas), aromáticos e compostos NSO foi utilizada por TISSOT e WELTE
(1984) para propor uma classificação que divide os petróleos em seis classes:
parafínicos, naftênicos, parafinico-naftênicos, aromáticos-intermediários, aromáticos
asfálticos e aromático naftênicos. Embora essa classificação descreva bem a fase
líquida do petróleo, ela não separa fluidos com comportamentos de fase diferentes.
5.2.1 Composição do petróleo gerado pela fácies marinha
A composição do petróleo gerado pode ser simulada utilizando um modelo de n
reações de primeira ordem, paralelas, independentes e irreversíveis, onde a
velocidade de transformação do querogênio pode ser descrita mediante a formulação
de Arrhenius:
RT
E
Ae
dt
dx
−
=
onde A representa o fator de freqüência (em s
-1
), E corresponde à energia de ativação
(kcal/mol), R é a constante universal dos gases (0,001987kcal/molK) e T a
temperatura (K). O fator de freqüência (ou fator pré-exponencial) representa a
freqüência de choques entre as moléculas, e a energia de ativação a quantidade de
energia, necessária para que uma determinada reação ocorra.
Para calcular a composição do petróleo gerado pelas fácies marinhas da Formação
Chipaque, o precursor orgânico foi representado mediante os parâmetros cinéticos
calculados para as rochas marinhas do Kimmeridge Clay e disponíveis na biblioteca
do software Petromod (IES) enquanto que a taxa de aquecimento das rochas foi
tomada das histórias térmicas calibradas nas modelagens 1D e 3D.
A escolha do modelo cinético “IES_Kimmeridge_Clay-BH263” é baseada nas
similaridades geoquímicas e sedimentológicas encontradas entre as duas formações.
Tanto a Formação Chipaque (OREJUELA & BLANCO, 2004) quanto as rochas do
Kimmeridge Clay (TRIBOVILLARD et al., 1994) são geradoras com variações entre
fácies clásticas e carbonáticas, depositadas em ambientes marinhos, possuindo
152
material orgânico amorfo, baixo teor de enxofre (<1%, nas fácies clásticas) e índice de
hidrogênio na faixa de 350 a 400 mg HC/g COT.
Os parâmetros cinéticos da formação Kimmeridge mostram uma distribuição ampla
das energias de ativação (Figura 5.11). A maior porção do querogênio transforma-se
na energia de ativação de 55 Kcal/mol e os produtos são predominantemente
compostos da fase líquida (C
7+
). Utilizando os parâmetros cinéticos escolhidos e uma
taxa de aquecimento constante (2,5°C/ Ma), calculou-se a diminuição do potencial
gerador inicial. Na figura 5.12, observa-se que, para essa taxa de aquecimento, a
máxima produção de petróleo aconteceu 40 Ma após o começo do processo. Os
produtos majoritários são sempre os componentes da fase líquida dominados pelos
pseudocomponentes C
10
e C
20
.
A= 1.64e+28 Ma
-1
IH
o
= 369 mgHC/g COT
IES_Kimmeridge_Clay-BH263
Figura 5.11. Parâmetros cinéticos usados para simular a geração na Formação Chipaque. Modelo
disponível no software Petromod e calculado para amostras da formação Kimmeridge Clay.
As seqüências geradoras cretáceas depositaram-se há 80 Ma com temperaturas de
superfície em torno dos 30°C e atingiram temperaturas máximas de 200°C há 10 Ma,
153
quando começou o processo de soerguimento Andino. Essas histórias termais,
simuladas e calibradas nos diferentes modelos 1D e 3D, permitem sugerir uma taxa
media de aquecimento para as seqüências cretáceas de 2,5°C/Ma.
Foi aplicada a lei de Arrhenius utilizando a taxa média de aquecimento e os
parâmetros cinéticos escolhidos, e se calculou a quantidade de cada composto
produzido pela geradora, desde sua sedimentação até as etapas finais de
soterramento, anteriores ao soerguimento Andino (Figura 5.12). Nos modelos, as
rochas da Formação Chipaque começaram a expulsão do petróleo há 40 Ma atrás,
dentro de cozinhas de geração desenvolvidas na borda leste da CO (capítulo 4). Ao
final do depósito da Fm León (10 Ma), essas rochas tinham esgotado seu potencial
gerador e encerraram os processos de transformação devido aos primeiros pulsos do
soerguimento Andino.
3
00 350 400 450 500 550 600
Temperatura °K
Metano
Etano
Propano
i-butano
n-butano
i-pentano
n-pentano
hexano
C10
C20
C30
C40
C50
C60+
1,0
2,0
1,5
0,5
0
Potencial Inicial %
Final da sedimentação das geradoras
Soerguimento da Cordillera Oriental
80 60 40 20 0
Tempo (Ma)
Figura 5.12. Cálculo da transformação do querogênio utilizando os parâmetros cinéticos do
Kimmeridge Clay (Petromod) e uma taxa de aquecimento constante de 2,5 °C/Ma. O tempo se
relaciona com a evolução termal da Formação Chipaque na CO
154
Foi calculada a composição do petróleo expelido a diferentes taxas de transformação
(TR). No cálculo, feito para cada TR, assumiu-se que não houve craqueamento
secundário dentro das geradoras e que as rochas comportaram-se como um sistema
fechado.
A principal diferença na composição do petróleo observa-se no conteúdo de metano;
para TR menores que 30% o metano representa 20% da mistura em fração molar. Já
para valores de TR>80%, essa porcentagem do gás ultrapassa 30%. Nos níveis
intermediários de transformação, o metano representa cerca de 25% molar da
composição do petróleo expulso (Figura 5.13).
0
10
20
30
40
50
60
C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C10 C20 C30 C40 C50 C60+
Pseudocom
p
onentes
% Molar
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
TR %
Figura 5.13. Figura mostrando a porcentagem molar dos 14 componentes do petróleo expulso pela
Fm. Chipaque a diferentes taxas de transformação (TR).
Nas etapas finais de transformação, o incremento do metano é acompanhado por
pequenas quedas nos conteúdos do i-C
5
e dos psedocomponentes da fração líquida,
especialmente C
10
e C
20
.
155
Segundo o modelo pré-Andino, a Formação Chipaque expulsou o petróleo nas etapas
iniciais de transformação, a taxas de transformação de 30%, sendo um petróleo tipo
black oil, pobre em voláteis.
O comportamento de fase desse fluido é descrito pelo diagrama PT (Figura 5.14)
onde se observam as baixas pressões de saturação (<10 MPas) para temperatura de
superficie de 15°C, assim como pontos críticos deslocados para as altas temperaturas
(> 350°C). As razões GOR passam de 86 para 133 m
3
/m
3
com o aumento da taxa de
transformação de 30 para 90%
90% TR
30% TR
Figura 5.14. Diagrama PT mostrando o comportamento de fases do petróleo gerado pelas rochas
da Fm Chipaque. Note-se o aumento das pressões de saturação no petróleo mais evoluído
(TR=90%), como resposta aos maiores conteúdos de gás. Tomou-se como referencia a descrição
composicional de amostras do Kimmeridge Clay.
5.2.2 Composição do petróleo gerado pela fácies continental
Rochas imaturas das formações Los Cuervos e Gachetá foram analisadas e seus
parâmetros cinéticos determinados mediante a técnica MSSV (Di PRIMIO e
HORSFIELD, 2006). De acordo com as amostras analisadas, as duas formações
apresentam um comportamento cinético similar.
156
As duas amostras geraram fluidos sub-saturados nos níveis mais baixos de
transformação do querogênio. O conteúdo de gás seco gerado incrementa
rapidamente com a maturação, o que reflete um querogênio rico em compostos
aromáticos. Os fluidos gerados podem ser classificados como black-oils e somente
nos níveis mais altos de maturação chegam a representar óleos leves e saturados.
Os parâmetros cinéticos calculados para as duas formações (Figura 5.15) mostram
que a Formação Los Cuervos possui material orgânico levemente mais reativo do que
o precursor orgânico da Formação Gachetá. As reações acontecem a partir de valores
de energias de ativação de 50 kcal/mol na Formação Los Cuervos, enquanto que na
Formação Gachetá cerca do 70% das reações de transformação se concentram na
faixa de 53 a 55 Kcal/mol, para fatores de freqüência bastante próximos entre as duas
amostras.
A= 3.80671e+27 Ma
-1
IH
o
= 349 mgHC/g COTICP_Gachetá
A= 3.2829e+27 Ma
-1
IH
o
= 323 mgHC/g COTICP_Los Cuervos
Figura 5.15. Gráficos que mostram os parâmetros cinéticos composicionais determinados para as
duas rochas geradoras de óleos de afinidade continental.
A composição do petróleo gerado pelas duas formações é similar. Com baixas taxas
de transformação, o querogênio gera altas quantidades de líquidos (cerca de 60%
mol), representados nos pseudocomponentes majoritários C
10
, C
20
, C
30
e C
40
. O
metano é o gás predominante com frações molares em torno de 20%. Com o aumento
nos níveis de transformação termal, a porcentagem de metano atinge valores acima
de 40% mol e a concentração dos componentes da fase líquida decresce. Os maiores
teores de metano são produzidos pela Formação Los Cuervos nas etapas terminais de
transformação termal, ultrapassando 40% molar na mistura (Figura 5.16).
157
O aumento na concentração da fase gasosa dos fluidos expelidos a elevados graus de
maturação é acompanhado por mudanças no comportamento de fases (Figura 5.17) e
aumentos significativos nas pressões de saturação e nas razões GOR do petróleo
gerado.
0
10
20
30
40
50
60
n-C1 n-C2 n-C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 n-C6 C7-15 C16-25 C26-35 C36-45 C46-55 C56-80
Pseudocomponentes
% Molar
TR 10%
TR 30%
TR 50%
TR 70%
TR 90%
0
10
20
30
40
50
60
n-C1 n-C2 n-C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 n-C6 C7-15 C16-25 C26-35 C36-45 C46-55 C56-80
Pseudocomponentes
% Molar
TR 10%
TR 30%
TR 50%
TR 70%
TR 90%
Formação Los CuervosFormação Gachetá
Figura 5.16. Gráfico mostrando a porcentagem molar dos 14 componentes do petróleo expulso
pelas Fms Gachetá e Los Cuervos a diferentes taxas de transformação.
Na Formação Gachetá, a pressão de saturação passa de 6 para 13 MPa e a razão
GOR, de 83 para 150 m
3
/m
3
com o aumento na taxa de transformação. Já na formação
Los Cuervos, os fluidos expelidos mudam suas pressões de saturação de 9 para 18
Mpa e a GOR passa de 132 para 360 m
3
/m
3
.
30% TR
90% TR
30% TR
90% TR
Figura 5.17. Diagrama PT mostrando o comportamento de fases do petróleo gerado pelas rochas
das Formaçoes Gachetá (esquerda) e Los Cuervos (direita). Note-se o aumento das pressões de
saturação no petróleo mais evoluído (TR=90%) como resposta aos maiores conteúdos de gás.
Quando se compara a composição do petróleo gerado pelas diferentes fácies
orgânicas, em níveis iguais de TR (Figura 5.18), fica evidente a maior capacidade de
158
geração de líquidos (oil-prone) da fácies marinha contida na formação Chipaque. Ao
contrário, a Formação Los Cuervos mostra alta capacidade de geração de gás (gas
prone) quando atinge altos níveis de maturidade termica.
0
10
20
30
40
50
60
n-C1 n-C2 n-C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 n-C6 C10 C20 C30 C40 C50 C60+
Pseudocomponentes
% Molar
KC_10%
KC_90%
LC 10%
LC 90%
GCT_10%
GCT_90%
Figura 5.18. Gráfico que mostra as diferenças composicionais entre o petróleo gerado por
diferentes precursores orgânicos nas etapas incipientes (TR=30%) e tardias (TR=90%) de sua
evolução termal. KC: Kimmeridge Clay; LC :Fm. Los Cuervos: GCT: Fm Gachetá
As mudanças composicionais mais significativas, ligadas com a natureza e evolução
termal do precursor orgânico, ocorrem no teor de metano com variações de até 30%,
assim como na concentração dos pseudocomponentes C
10
e C
20
, com mudanças de
até 10 % molar.
Associado às mudanças composicionais, os óleos apresentam diferentes
comportamentos de fases (Figura 5.19). Os valores de GOR crescem com o grau de
evolução termal e são maiores nas fácies mais continentais do que nas fácies
marinhas, observando-se valores na faixa de 100 m
3
/m
3
na Formação Chipaque, até
valores próximos de 500 m
3
/m
3
nos fluidos gerados pela Formação Los Cuervos.
Na Figura 5.20 observa-se a composição dos óleos gerados e a composição de
alguns fluidos selecionados, representando o petróleo acumulado nos campos da
159
parte central da BLO. Fluidos naturais com teores de metano próximos a 90% molar
constituem sistemas de gás úmido e condensado. Conteúdos de metano na faixa de
30 a 50% molar caracterizam sistemas de óleos voláteis e black oils ricos em gás,
enquanto que conteúdos de metano abaixo de 30% molar são próprios de sistemas de
black oils com razões GOR muito baixas.
TR 90% Los Cuervos
TR 30% Los Cuervos
TR 90% Gachetá
TR 30% Gachetá
TR 90% Chipaque
TR 30% Chipaque
Figura 5.19. Diagrama PT dos fluidos gerados por diferentes precursores orgânicos a níveis
distintos de evolução termal. TR: Taxa de transformação
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7-C14 C15+
Pseudocomponentes
% Molar
SANTIAGO -2906-
R. HERMOSO -2749-
LA GLORIA -4226-
TOCARIA- 4376-
Volcanera 1 -5672-
KC-30%
KC-90%
LC-30%
LC-90%
GCHT-30%
GCHT 90%
Figura 5.20. Composição dos petróleos expelidos pelas geradoras
(simulados) e os petróleos naturais (medidos em provas PVT).
160
A queda no conteúdo de gás é compensada por aumentos nos teores de compostos
da fase líquida. Valores acima de 40% molar na fração mais pesada (C
15+
) são
observados em petróleos com líquidos densos (API<20°), enquanto que a fração
intermediária (C
10
) aumenta nos sistemas black-oil que possuem óleos de densidade
na faixa de 30°API.
O conteúdo de metano dos óleos gerados varia entre 20 e 50%, a concentração de C
10
está na faixa de 15 a 25% e o C
15+
não supera 20% da composição molar total da
mistura. A distribuição dos compostos nos petróleos gerados nas simulações é similar
à composição dos petróleos naturais, acumulados à oeste do foreland e nos campos
do foothill.
Porém, o conteúdo de gás dos fluidos gerados nas simulações é bem menor que o
teor de gás encontrado nos reservatórios que produzem condensados e gás úmido;
igualmente, os petróleos gerados na modelagem contêm menos da metade de líquidos
densos (C
15+
) do que os petróleos acumulados na parte sul e leste da bacia.
34
5
6
7
8
9
10
11
12
Cusiana 2A (4107) 2
Cupiagua 4B (4730) 3
B. Aires 1 (4368) 4
Volcanera-1 (5672) 1
R. Chitamena 1 (4542) 5
Cupiagua Exp3 (5000) 6
La Gloria (4226) 7
Cupiagua Exp1 (5116) 8
Rancho Hermoso (2749) 9
Caño Garza (2591) 10
Sirenas-1 (1524) 11
Santiago-6 (2949) 12
1
2
Figura 5.21. Diagramas PT que mostram o comportamento de fases dos óleos gerados (linhas
coloridas) e dos óleos naturais (linhas pretas).
Diferenças na composição dos óleos acumulados e os óleos gerados na simulação
indicam a presença ativa de processos de alteração que modificaram a composição
inicial do petróleo na migração ou durante a residência do petróleo no reservatório. As
161
características geoquímicas das amostras revelaram múltiplas evidências de
processos de biodegradação associadas com modificações significativas na qualidade
do petróleo. Não se descarta que a composição do petróleo na bacia possa estar
modificada também pelo craqueamento secundário do petróleo retido nas rochas
geradoras ou pela geração de metano tardio a partir do querogenio. As informações
geoquímicas disponíveis hoje não permiteram confirmar ou descartar a presencia
desses processos.
Mudanças na composição se refletem no comportamento de fases dos fluidos. A
composição calculada para os petróleos expelidos das geradoras corresponde a
líquidos de baixa saturação (Formação Chipaque) até atingir o domínio de óleos
saturados e voláteis nos estágios mais avançados de maturação termal das fácies
orgânicas de afinidade continental (Formações Gachetá e Los Cuervos).
O petróleo expulso nas primeiras etapas de evolução termal das geradoras é rico em
líquidos e apresenta pressões de saturação entre 5 e 10 MPa. A Formação Los
Cuervos pode gerar fluidos com pressões de saturação em torno de 20 MPa quando
submetida a altos níveis de maturação termal.
De acordo com os parâmetros cinéticos que caracterizam as rochas geradoras (Fms
Chipaque, Gachetá e los Cuervos) e as taxas de aquecimento calculadas na
modelagem, os petróleos expulsos e que carregaram posteriormente a BLO
classificam-se dentro dos fluidos black-oil e são similares em sua composição e nas
suas propriedades físicas a alguns dos fluidos naturais armazenados principalmente
na zona oeste do foreland e em reservatórios do foothill.
Fluidos enriquecidos em gás, com altas pressões de saturação e concentrados na
porção norte do foothill estudado, assim como fluidos compostos por óleos pesados e
com pressões de saturação abaixo de 2 MPa, devem ser considerados como produto
de processos de biodegradação e processos de mistura de óleos, entre fluidos com
diferente precursor e diferente grau de evolução termal. A buodegradação enriqueceu
a fase líquida em componentes pesados, enquanto que a mistura incrementa o
conteúdo molar da fração gasosa.
162
5.3 Efeito da migração sobre a composição do petróleo
Processos de separação, migração diferencial e fracionamento das fases são
causados pelas mudanças drásticas nas condições de pressão e temperatura que
acompanham a migração secundária dos fluidos. A migração pode atuar de forma
diferencial sobre petróleos geneticamente relacionados e de composição similar,
produzindo grupos de fluidos com características moleculares e propriedades físicas
diferentes.
AC3_Mirador
<
1
0
0
K
m
AC6_Mirador
AC57_Guadalupe
AC59_Guadalupe
>
1
5
0
K
m
Figura 5.22. Esquema que mostra a distribuição das acumulações e a distância das áreas de
geração, ao final do depósito da Formação León (10 Ma).
O modelo pré-Andino mostrou que o petróleo gerado na parte leste da CO migrou
lateralmente em mais de 200 km até estruturas pré-andinas localizadas dentro dos
limites da atual BLO, formando as primeiras acumulações de petróleo da bacia durante
o Oligoceno e o eo-Mioceno (Figura 5.22). A efetividade da Formação Guaduas como
selo regional permitiu que o petróleo ficasse confinado nas seqüências cretáceas,
migrando lateralmente através da Formação Guadalupe e preenchendo estruturas de
163
baixo relevo formadas antes do principal evento de deformação Andina. A leste do
atual sistema de falhas de Guaicaramo, a Formação Guaduas não foi sedimentada e a
ausência deste selo permitiu a passagem dos fluidos para seqüências terciárias,
primeiro migrando para a Formação Barco na zona oeste da BLO e depois formando
acumulações na formação Mirador, sobre a qual a unidade C8 da Formação
Carbonera atua como selo. As conseqüências da migração do petróleo sobre sua
composição e propriedades físicas foram avaliadas usando o software Petromod 3D. A
simulação do processo de migração feita com a opção híbrida (Darcy/flow path)
permite calcular as modificações na composição dos fluidos derivadas do fluxo
diferencial das fases e componentes do petróleo através do meio poroso. As
diferenças na velocidade de fluxo devem-se às diferenças nas propriedades físicas
dos componentes do fluido tais como: viscosidade, permeabilidade relativa e pressão
capilar (TUNCAY e ORTOLEVA, 2004; GEIGER et al., 2004).
Para avaliar o efeito da migração, determinou-se a composição das acumulações
formadas a diferentes distâncias das zonas de geração e comparou-se com a
composição do petróleo gerado pela Formação Chipaque. Foram escolhidas quatro
acumulações; as mais afastadas encontram-se na parte leste da bacia dentro da
Formação Mirador, as mais próximas localizam-se nas atuais zonas de foothill e CO,
dentro da Formação Guadalupe (Figura 5.22).
Uma vez comparadas as composições dos fluidos expulsos e do petróleo que formou
as primeiras acumulações (Figura 5.23), observou-se que as acumulações conservam
uma composição quase idêntica à dos fluidos expulsos nas etapas mais incipientes de
transformação termal das geradoras (30% TR). Somente na acumulação menos
afastada das cozinhas (AC59_Guadalupe), foram observados maiores conteúdos de
metano. Provavelmente, tais acumulações próximas das cozinhas foram preenchidas
por petróleo expulso em estágios mais avançados de evolução termal, sendo por isso
mais ricos na fase gasosa.
Pode-se afirmar que sob as condições específicas da modelagem, o processo de
migração não modifica significativamente a composição do petróleo. Sendo que no
modelo híbrido não ocorrem mudanças na composição do fluido, dentro das camadas
onde a migração e simulada por flow path. Dessa forma, na modelagem o petróleo que
preencheu os reservatórios e formou as primeiras acumulações na BLO, no Eo-
Mioceno, manteve a mesma composição do fluido expulso das geradoras. Os baixos
164
teores de gás observados dentro das acumulações modeladas sugerem que tais
estruturas tenham sido preenchidas com petróleo de baixa evolução termal (TR<30%).
Aparentemente, uma alta eficiência de expulsão das geradoras impede que aconteça
o processo de craqueamento secundário, ou esses baixos teores de gas sejam o
resultado do modelo cinético utilizado, o qual não simula a produção de gás tardío.
Embora através do uso de parâmetros geoquímicos tenha sido estabelecida uma
correlação genética entre a Fm. Chipaque e os óleos acumulados no foreland da BLO
(Capitulo 3), essa mesma similaridade não pode ser encontrada na composição dos
fluidos. Na Figura 5.24, observa-se a heterogeneidade na composição do petróleo
acumulado em vários campos do foreland e suas diferenças com a composição das
acumulações simuladas no modelo pré-Andino.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
n-C1 n-C2 n-C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 n-C6 C10 C20 C30 C40 C50 C60+
Pseudocomponentes
% Molar
Chipq_30%TR
Chipq_90%TR
AC3_Mirador
AC6_Mirador
AC56_Guadalp
AC59_Guadalup
Figura 5.23. Composição simulada do petróleo produzido pela Formação Chipaque e acumulado
em estruturas localizadas a diferentes distancias das zonas de geração. Para localização das
acumulações, ver figura 5.22
Aparentemente, os maiores conteúdos de metano devem-se à entrada de volumes
adicionais de gás durante processos de mistura de petróleos marinhos e continentais
nos reservatórios, enquanto que a perda do gás e as altas concentrações de C
15+
podem estar associadas a processos de segregação de fases e biodegradação
respectivamente. Tais processos de alteração modificaram significativamente a
165
composição dos fluidos naturais, alterando a composição inicial do petróleo expulso e
acumulado. Não se descarta a posibilidade de produção de gás tardio dentro das
geradoras. O sinal isotópico δ13C do metano e até 15 %
o mais leve que o sinal do
etano o que pode sugerir, além de processos de segregação, a produção de metano
mais evoluído e tardío, enquanto que as frações C2-C5 teriam sido produto do
craqueamento primário (Figura 3.26).
0
10
20
30
40
50
60
70
80
C1 C2 C3 I-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C10 C15+
Pseudocomponentes
% Mola
r
GUANAPALO -1856-
LA GLORIA -4226-
R. HERMOSO -2749-
SANTIAGO -2906-
SARDINAS -1837-
TOCARIA- 4376-
C GARZA
AC3_Mirador
AC56_Guadalp
Figura 5.24. Gráfico que mostra as diferenças entre a composição da carga (simulada) e a
composição dos óleos naturais.
O petróleo de afinidade continental, ligado geneticamente as fácies mais proximais do
intervalo Turoniano-Santoniano (Formação Gachetá) e Paleoceno (Formação Los
Cuervos), foi gerado na parte mais a oeste da bacia durante os últimos 10 Ma. O
modelo Pós-Andino mostrou que as formações Gachetá e Los Cuervos atingem
elevados graus de maturação térmica graças à sedimentação da formação Guayabo.
Mais de 2 km de molassas dessa formação foram depositadas em depocentros
gerados pela flexura da litosfera (foredeep) durante a migração da frente de
deformação Andina no sentido leste.
O petróleo gerado nesses depocentros, posteriormente deformados e soerguidos
pelos últimos pulsos de deformação Andina, teve diferentes caminhos de migração.
Segundo o modelo pós-Andino, antes do pulso final de deformação e a estruturação
166
do foothill, a migração aconteceu de forma lateral. O petróleo produzido na Formação
Gachetá entrou nos arenitos da Formação Guadalupe e migrou para leste, enquanto
que o petróleo gerado pela formação Los Cuervos migrou através dos reservatórios
das formações Barco e Mirador.
99%
81%
2%
6%
Figura 5.25. Gráfico que mostra a distribuição das acumulações formadas após a sedimentação da
Formação Guayabo. Os números em vermelho indicam a quantidade de petróleo de afinidade
continental misturado dentro de cada acumulação, e as setas indicam o sentido da migração.
O petróleo derivado das seqüências continentais acabou deslocando parcialmente aos
óleos de afinidade marinha que ocuparam, na época, as estruturas já formadas. O
processo também gerou uma mistura de óleos dentro das acumulações, sendo que
aquelas mais próximas das cozinhas de geração das formações Gachetá e Los
Cuervos, receberam maiores proporções do segundo pulso de carga. A tendência na
proporção da mistura, obtida com a modelagem (Figura 5.25), corrobora as
interpretações baseadas nos parâmetros moleculares e isotópicos de óleos e gases
(capítulo 3). A similaridade observada na composição do petróleo expulso e a do
petróleo que atingiu os reservatórios, ambas obtidas mediante a modelagem, sugere
que os processos de migração lateral não modificam significativamente a composição
do petróleo. Isso mais do que à eficiência dos reservatórios para o escoamento do
petróleo, devesse ao algoritmo usado na simulação do processo de migração (flow
path) (Figura 5.26).
167
0
10
20
30
40
50
60
n-C1 n-C2 n-C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 n-C6 C10 C20 C30 C40 C50 C60+
Pseudocomponentes
% Molar
TR 30%
TR 50%
TR 90%
Acumulação Modelada
Figura 5.26. Gráfico mostrando a composição do petróleo acumulado na modelagem e a
composição do petróleo expulso pelas formações Los Cuervos e Gachetá, a diferentes níveis de
transformação termal.
No domínio de foothill concentram-se as acumulações que, segundo as evidencias
geoquímicas, receberam petróleo gerado pelas fácies continentais. No entanto,
quando se compara a composição real do petróleo armazenado nesses campos com a
composição modelada das acumulações, observa-se que os fluidos naturais possuem
conteúdos de metano muito mais altos (Figura 5.27). Essas diferenças devem-se
provavelmente a processos de segregação de fases no reservatório, que não se
conseguiram simular corretamente e ligados a mecanismos tais como: mudanças na
geometria das camadas, perturbações nos regimes termais e de pressões ou
mudanças no comportamento permoporoso das rochas durante os pulsos finais da
deformação Andina. Não se pode descartar a evolução termal das geradoras como um
mecanismo capaz de gerar aumentos na concentração da fase gasosa, produzindo
volumes significativos de metano nas fases mais tardias de geração.
Na simulação utilizada (flow path), a migração não modifica significativamente a
composição do petróleo e a composição do petróleo não é modificada durante o
processo, inclusive até as estruturas localizadas na parte leste da bacia, afastadas a
mais do que 150 km das cozinhas de geração.
168
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7-C14 C15+
Pseudocomponentes
% Molar
Buenos aires 1 -4368-
Cupiagua 1 -3825-
cupiagua EXP1 -5116-
Cusiana 2A -4260-
Floreña C3 -4875-
Volcanera 1 -5672-
Acumulação Simulada
Figura 5.27. A composição da fração do petróleo produzida pelas fácies continentais e acumulada
como parte de misturas a distâncias variáveis da cozinha de geração é comparada com a
composição dos fluidos naturais acumulados no foothill.
Depois de ter simulado os processos de geração e migração, não foi possível
reproduzir a variabilidade observada na composição dos fluidos acumulados na BLO;
a composição simulada mostra-se bem diferente da composição dos fluidos naturais,
amostrados em campos da região. Por um lado, o petróleo acumulado em vários
reservatórios do Piedemonte possui teores de gás tão altos (metano >60% molar) que
mesmo fluidos expulsos pelas fácies continentais nos estágios mais avançados de
maturação não conseguem reproduzir a sua composição e, por outro lado, o petróleo
acumulado nos campos do foreland tem concentrações da fração C
15+
que superam,
em mais de 20% o teor dessa fração nos petróleos gerados pelas fácies marinhas.
Cabe resaltar que não há craqueamento secuendario ne produção de gás tardío nos
esquemas cinéticos usados pelo Petromod, e que por tanto esses processos não
podem ser descartados como posiveis responasveis pelos altos teores de gás
observados no foothill. Com a modelagem da gênese e migração foram obtidas
diferenças composicionais nos reservatórios, embora muito menores do que as
observadas nos campos da região. Isso sugere a modelagem desses dois processos
não é suficiente para explicar as mudanças na qualidade do petróleo. Outros
processos, tais como biodegradação, misturas e separação de fases no reservatório
ou a entrada no reservatório de volumes significativos de gás tardio; produzido a partir
169
de frações de petróleo ou de kerogênio nas etapas mais avançadas da evolução
termal das geradoras, foram mecanismos reconhecidos nos indicadores geoquímicos
e que se mostram como responsáveis mais prováveis pelas mudanças composicionais
observadas no petróleo da BLO.
Embora o efeito da gênese e migração sobre a composição do petróleo seja menor do
que a influência dos processos de alteração, na BLO reconhece-se uma forte
associação entre a composição final do petróleo e sua origem. O petróleo gerado
pelas fácies continentais está associado a maiores conteúdos de metano, enquanto
que fluidos, nos quais predomina a fase líquida relacionam-se ao petróleo gerado
pelas fácies distais da Formação Chipaque. Os processos de gênese e migração têm
uma influência de segunda ordem sobre a composição do petróleo na BLO, mas
acabam condicionando a história de transformação pós-genética e a intensidade
dessas alterações. A localização e evolução ao longo do tempo das cozinhas de
geração e sua relação com os processos de formação de estruturas determinam o
tempo de exposição do petróleo aos fenômenos de alteração e conseqüentemente à
intensidade das mudanças na sua composição.
5.4 Mudanças composicionais nos reservatórios
A simulação da composição do petróleo gerado e migrado, usando a caracterização
cinética das eventuais geradoras e sem levar em conta a produção de gás tardío ou
processos de craqueamento secundário, mostrou que nem as variações no tipo de
querogênio, nem diferenças no nível de maturação podem gerar uma variabilidade
composicional tão grande como a observada na BLO. Contudo, no estudo dos
parâmetros geoquímicos de óleos e gases, foram identificadas evidências de
biodegradação e mistura de petróleo, as quais podem explicar tais mudanças.
5.4.1 Biodegradação
No grupo de óleos classificado como de origem marinho é comum a presencia de
compostos desmetilados (Figura 5.28) considerados característicos de processos
avançados de biodegradação (PETERS et al., 2005). Tais compostos coexistem, em
algumas amostras, com n-parafinas revelando a mistura de petróleos acumulados em
diferentes pulsos de carga (Figura 5.29). Nos óleos de afinidade continental e sem
170
evidencias de misturas, não foram identificados os compostos desmetilados, ou seus
teores são baixos.
29-25Nor-hopano
Reservatório
Oligoceno
Campo
Rubiales
m/z 191
GC
UCM
Figura 5.28. Compostos desmetilados (C
29
-25 norhopano) produzidos durante a biodegradação de
óleos de origem marinha (Grupo A). O alto grau de biodegradação também se observa no
cromatograma de gases (acima) indicando a falta dos compostos saturados n- e iso alcanos e uma
UCM bem desenvolvida.
29-25Nor-hopano
n-parafinas leves
n-C20
m/z 191
GC
Reservatório
Cretáceo Superior
Campo
Cusiana
Pr
Fi
Figura 5.29. A coexistência de n-parafinas e desmetilados evidencia processos de mistura de
óleos, pelo menos dois pulsos de carga se misturaram nos reservatórios.
171
Os maiores teores de compostos desmetilados sempre se associam a petróleo de
características marinhas ou as misturas que o contêm. Alternativamente, sua ausência
ou baixa concentração nos óleos de afinidade continental e não misturados (Figuras
5.30 a e b) sugere que os processos de biodegradação aconteceram antes da
chegada desses últimos fluidos nos reservatórios.
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
0 5 10 15 20
Oleanano/Gammacerano
C29 25-Norhopano/C30 Hopano
Grupo A
Grupo B
Grupo M
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
0123456
Tric C28-C30/ (Ts +Tm )
C29 25-Norhopano/C30 Hopano
Grupo A
Grupo B
Grupo M
Continental
Biodegradação
Marinho
Figura 5.30 Relações entre parâmetros geoquímicos de origem e a concentração relativa do C
29
-25
norhopano, indicador de biodegradação.
O papel da biodegradação como um dos principais motores das mudanças
composicionais fica evidente na relação entre a intensidade do processo
(concentração dos compostos desmetilados) e o conteúdo da fração C
15+
polar (%
NSO) dos óleos (Figura 5.31). Sendo os compostos NSO os de maior densidade, sua
concentração tem como conseqüência direta, nas propriedades físicas dos fluidos, o
aumento no grau API dos óleos (Figura 5.31).
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
0 102030405060
% NSO (peso)
C29 25-Norhopano/C30 Hopano
Grupo A
Grupo B
Grupo M
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
0 1020304050
°API
C29 25-Norhopano/C30 Hopano
Grupo A
Grupo B
Grupo M
B
i
o
d
e
g
r
a
d
a
ç
ã
o
m
e
n
o
r
d
e
n
s
i
d
a
d
e
Figura 5.31. Os óleos marinhos registram a maior biodegradação, o processo causa concentração
das frações pesadas dos óleos e mudanças nas propriedades físicas dos óleos, neste caso
aumento da densidade.
172
A presença e concentração de compostos desmetilados provam a ação da
biodegradação dentro da BLO, enquanto que sua relação direta com o aumento da
fração pesada e a concomitante diminuição no grau API do petróleo sugerem que a
biodegradação é o principal modificador da composição global dos óleos e do grau API. A
biodegradaçào é um processo comum nos óleos de afinidade marinha e aumenta sua
intensidade regionalmente em direção ao sul da área de estudo, essencialmente
dentro da faixa geográfica localizada na parte oeste do foreland, paralela à direção das
falhas de empurrão (Figura 5.32). Contrariamente, a profundidade atual das
acumulações não apresenta uma relação direta com o grau de biodegradação do
petróleo. (Figura 5.33).
O processo de biodegradação ocorre na interface óleo/água (OWC) dos reservatórios,
a temperaturas menores do que 80°C, valor considerado como o limite térmico para a
ação dos microorganismos (AITKEN, et al., 2004; ADAMS. et al., 2006; WILHELMS et
al., 2001; LARTER et al., 2003). Porém, na BLO foram reconhecidas evidências de
biodegradação intensa em óleos acumulados a temperaturas que hoje ultrapassam os
100°C, e inversamente alguns óleos armazenados em reservatórios com temperaturas
menores que 80°C não apresentaram evidências significativas de alteração (Figura
5.33).
1100000 1150000 1200000 1250000 1300000 1350000
1000000
1050000
1100000
CANO DUYA
GUACAMAYO
CANO DE LA HERMOSA
SANTIAGO ESTE
SANTIAGO CENTRAL
LA GLORIA NORTE
MORICHAL
LOS TROMPILLOS
EL PALMAR
JUNCAL
VOLCANERA
CUPIAGUA
CUSIANA
DELE
LA GLORIA
FLORENA
SARDINAS
ENTRERIOS
LA PUNTA
GUARIMENA
GUARILAQUE
GUASAR
LA FLORA
CONCESION TRINIDAD
TIERRA BLANCA
TOCARIA
CRAVO ESTE
CRAVO SUR
BARQUERENA
REDONDO
CANO GARZA ESTE
CANO GARZA
PARAVARE
JORDAN
JORDAN NORTE
GUANAPALO
CANO GARZA NORTE
REMACHE SUR
CANO GANDUL
SIRENAS
PALMARITO
LOS TOROS
LAS ABEJAS
CHAPARRITO
COROCORA
2
49
41
1
1
95
118
145
161
49
36
3
1
38
13
5
2
3
5
19
32
26
1
5
0Km 25Km 50Km
FORELAND
Falhas de empurrão
F
O
R
E
D
EE
P
F
O
R
E
L
A
N
D
C
E
N
T
R
A
L
F
O
R
E
L
A
N
D
L
E
S
T
E
Figura 5.32. Mapa que mostra a concentração (ppm) de 25-norhopano no óleo total e sua relação
com as tendências regionais dos valores de API. A seta mostra a direção e a faixa geográfica onde
a biodegradação apresentou a maior intensidade.
173
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
OWC (mss)
API°
Marinhos Misturas Continentais
biodegradação
NORTE
SUL
Foreland leste
foothills
Foreland oeste
Figura 5.33. O gráfico mostra que não existe uma correlação direta entre a profundidade atual
doscontatos óleo/água (OWC) nos reservatórios e o grau API dos óleos (indicador da
biodegradação). Os óleos de afinidade continental não têm evidencias de biodegradação,
restringindo o processo de alteração aos óleos marinhos, do primeiro pulso de carga.
As mudanças no grau API dos óleos como resposta a processos de alteração, já
tinham sido identificadas em trabalhos anteriores, nos quais foram propostas as baixas
temperaturas dos reservatórios e a presença de fenômenos hidrodinâmicos (BACHU
et al., 1995; BERNARDO, 2004; BERNARDO et al., 2006) como os fatores que
controlam a intensidade e a distribuição do processo de biodegradação. No entanto, a
intensidade da biodegradação na BLO é independente da temperatura ou da
profundidade atuais dos reservatórios, e por tanto não é possível explicar o processo
como uma função exclusiva das condições atuais dos reservatório. Também não
existe, até hoje, um modelo de fluxos hidrodinâmicos que explique a influência de
águas meteóricas em reservatórios localizados a mais de 3.000 m de profundidade,
como no foothill, onde foram reconhecidos óleos com biodegradação intensa.
5.4.2 Modelo de biodegradação dos óleos na BLO
Se a biodegradação for assumida como um processo que ocorre uniformemente,
independentemente da velocidade de preenchimento dos reservatórios, é possível
calcular uma taxa mínima de perdas de compostos causadas por essa alteração
(LARTER et al., 2003). Assim, a concentração de um composto dentro do óleo, em um
tempo (t), pode-se expressar pela fórmula 5.1:
174
(5.1) A
t
= A
o
– K.t
onde Ao representa a concentração inicial (t=0) e K é a taxa de biodegradação média
para o reservatório.
A concentração variável dos compostos desmetilados revela diferenças significativas
no grau de alteração dos óleos. Concentrações menores do que 5 ppm no óleo total
apresentam-se principalmente nos óleos de afinidade continental sem indícios de
mistura e nos óleos de afinidade marinha depositados ao nordeste da área de estudo.
Nesse grupo de óleos pouco alterados, menos do que nível 6 na escala de
biodegradação de Peters & Moldowan (1993), os compostos saturados representam
entre 80% (óleos marinhos) e 90 % (óleos continentais) do peso total da fração C
15+
da
amostra enquanto que nos oleos com maior grau de alteração a concentração de
saturados da fração C
15+
diminui ate valores na faixa de 20 e 40% (Figura 5.34).
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
0 102030405060708090100
Saturados (%)
25-norhopano (ppm óleo total)
Teor de saturados nos
óleos não alterados
Figura 5.34. Diminuição dos compostos C
15+
saturados com a biodegradação. O aumento na
concentração dos compostos desmetilados indica níveis de alteração maiores do que o nível 6 na
escala de Peters & Moldowan (1993).
De acordo com esses dados, a concentração inicial possível da fração C
15+
de
saturados foi de 80% em peso para os óleos marinhos que preencheram a bacia. Se a
taxa de biodegradação decresce com o aumento na temperatura dos reservatórios, até
175
atingir um valor nulo aos 80°C (LARTER, et al 2003), é possível calcular taxas de
alteração médias, conhecendo a quantidade do composto perdido por causa da
alteração durante o tempo de residência do reservatório na “janela termal da
biodegradação”. Cálculos similares foram feitos por Behar et al. (2006)
As perdas do composto foram obtidas comparando-se a concentração inicial dos
saturados (80%) com sua concentração final nos óleos alterados. O tempo de
residência dos óleos na janela de biodegradação foi estimado com dados tirados das
simulações 1D e 3D. Sobre as curvas tempo vs temperatura dos reservatórios,
localizou-se a idade de preenchimento das estruturas de acordo com os modelos de
migração e se determinou o tempo durante o qual o petróleo permaneceu a
temperaturas menores do que 80°C em cada reservatório. (Figura 5.35).
Assumindo um evento simultâneo de carga dos reservatórios aos 15 Ma, os tempos de
residência do petróleo na “janela de biodegradação” variam entre 11 e 15 milhões de
anos (Ma). Os valores diminuem em direção a leste, onde as taxas de sedimentação
são menores e os reservatórios foram soterrados mais devagar.
OIL CHARGE
Biodegradation
Window
Figura 5.35. Determinação do tempo de residência dos óleos na janela de biodegradacão,
assumindo um evento de carga homogêneo na bacia aos 15 Ma.
Na Figura 5.36, observa-se como a taxa de alteração diminui com o tempo de
residência do óleo na janela de biodegradação. Porém, são identificadas duas
tendências no comportamento da alteração. Taxas maiores de biodegradação
associam-se com os campos da parte sul da área estudada onde os níveis de
alteração atingidos são também maiores, embora os tempos de residência dos óleos
sejam similares.
176
0,0E+00
5,0E-09
1,0E-08
1,5E-08
2,0E-08
2,5E-08
3,0E-08
3,5E-08
4,0E-08
8 9 10 11 12 13 14 15 16
Ma
Kg Sat/Kg Oil/anos
VLow
Low
Medium
High
Mixing
Figura 5.36. Mostra-se a variação da taxa de alteração com o tempo de residência dos óleos na
janela de biodegradação. A forma dos pontos indica o grau de alteração dos óleos segundo o
conteúdo de compostos desmetilados (ppm).
Considerando-se a hipótese de uma carga simultânea nas estruturas da região
estudada (15 Ma), as diferenças na taxa de biodegradação entre o norte e o sul,
devem ser explicadas em função de fatores tais como: a altura relativa da coluna de
óleo, diferenças nas áreas do contato óleo /água, mudanças na natureza ou
abundancia dos microorganismos responsáveis pela alteração do petróleo ou
disponibilidade de nutrientes. Dessa forma, a geometria do reservatório e a atividade
microbiológica seriam os fatores responsáveis das taxas de alteração maiores na parte
sul da região.
Além da hipótese de carga de petróleo simultânea dos reservatórios, existe a
possibilidade de que o petróleo tenha atingido as estruturas do norte com
posterioridade ao preenchimento dos campos do sul (Figura 5,37). O deslocamento
do processo de carga de petróleo do sul para o norte teria sido determinado pela
dinâmica da sedimentação das molassas e pelos diferentes pulsos de deformação
andinos ocorridos durante os últimos 10 Ma.
177
Biodegradation
Windows
Figura 5.37. A idade do preenchimento dos reservatórios (linhas verticais) é mais antiga ao
sudoeste, aumentando os tempos de residência do petróleo na “janela de biodegradação”.
Assumindo uma idade da carga de petróleo variável, o tempo de residência do
petróleo na “janela de biodegradação” seria cada vez menor na direção nordeste
sendo de 14 Ma ao sudoeste da região, entre 7 e 10 Ma para a parte central e menor
que 2 Ma no extremo mais nordeste da área estudada.
A Figura 5.38 mostra que a taxa de biodegradação diminui com o aumento do tempo
de residência dos óleos no reservatório, encontrando-se em geral taxas de alteração
levemente maiores nos reservatórios que possuem os óleos mais alterados (maiores
conteúdos de compostos desmetilados). A queda na taxa de alteração dos
reservatórios sugere que nas primeiras etapas a velocidade de alteração é maior
provocando as maiores perdas de hidrocarbonetos.
Assumindo tempos de preenchimento diferentes, foi definido um padrão de evolução
das taxas médias mínimas de alteração nos reservatórios da região, o que permite
estimar perdas no volume do petróleo conhecendo a evolução da temperatura dos
reservatórios. Dessa maneira propõe-se que o tempo de residência dos óleos na
“janela de biodegradação” seja o controle principal nas variações na composição dos
óleos biodegradados na BLO. Neste modelo asume-se que a geometria dos
reservatórios é a quantidade e eficiência das populações de microorganismos não
mudam significativamente dentro da bacia e por tanto não são os fatores principais
que controlaram as differenças na intensidade da alteração nas acumulações.
178
Seja qual for a hipótese usada para o cálculo do tempo de residência dos óleos abaixo
dos 80°C, as amostras dos campos da parte noroeste do foreland apresentaram taxas
de alteração muito menores do que aquelas dos reservatórios localizados na porção
sul da região.
SUL
NORTE
Mistura com óleos leves
0,0E+00
5,0E-09
1,0E-08
1,5E-08
2,0E-08
2,5E-08
3,0E-08
3,5E-08
4,0E-08
4,5E-08
5,0E-08
02468101214
Ma
Kg Sat/Kg Oil/anos
Muito baixo
Baixo
Intermediario
Alto
Muito baixo
Baixo
Intermediario
Alto
Nível de
biodegradação
Figura 5.38. Os reservatórios da parte sul foram preenchidos com os primeiros pulsos de carga de
petróleo, tendo ainda temperaturas muito baixas. Isto causou maiores taxas de biodegradação do
que na parte norte, onde os reservatórios foram preenchidos mais recentemente.
5.4.3 Mistura de óleos. Evidências e conseqüências nas propriedades
físicas do petróleo
A mistura de óleos foi reconhecida pela coexistência de n-parafinas leves com
indicadores moleculares de biodegradação severa (figura 5.29), mas também foi
identificada pela presença, no mesmo reservatório, de gases produzidos por
querogênio de natureza continental e óleos de origem marinha. A conseqüência
principal dessa mistura é a mudança no conteúdo de gás e, em segundo lugar,
alterações pequenas no grau API e na viscosidade dos fluidos no reservatório.
Por outro lado, a modelagem indicou que após o depósito da Formação Guayabo, as
geradoras de afinidade continental geraram petróleo na borda oeste da bacia; esses
179
fluidos preencheram os reservatórios mais próximos das cozinhas de geração, e
perdem importância volumétrica nos reservatórios mais afastados, a leste do foreland
(Figura 5.25). Como resultado do segundo pulso de carga de petróleo, os campos
com maiores conteúdos de gás são encontrados na parte oeste do foreland e no
foothill,
Di PRIMIO et al., (1998) sugeriu que as propriedades físicas, medidas nas provas
PVT, podem ser utilizadas como ferramentas para estabelecer correlações genéticas
entre petróleos. Propõe-se, por exemplo, que óleos gerados pela mesma rocha
aumentam seu conteúdo de gás e diminuem seu peso molecular e sua densidade
quando gerados a níveis mais avançados de transformação termal, e que a
quantidade de gás e da fração leve no petróleo está relacionada com o tipo de
querogênio.
O gráfico que relaciona a Psat com o fator de formação (Bo) foi usado por DI PRIMIO
(2002) para mostrar a decorrência da gênese e dos processos pós-genéticos nas
características físicas do petróleo. O autor propõe que óleos da mesma origem, mas
gerados em níveis de maturação crescentes, aparecerão alinhados no gráfico,
mostrando um sistemático aumento, tanto no Bo quanto na Psat. Da mesma forma, os
fluidos gerados por querogênios I e II se localizarão nos pontos de mais baixas
pressões de saturação (menores conteúdos de gás), Na medida em que a qualidade
do material orgânico diminui a querogênios de tipo III, os fluidos aumentam as
pressões de saturação.
Porém, na BLO, a Psat e o Bo são alterados significativamente por processos pós-
genéticos. A adição de gás aos óleos sub-saturados produz um deslocamento quase
vertical dos fluidos no gráfico, modificando a Psat sem alterar o Bo. Misturas de fluidos
podem gerar petróleos com propriedades físicas intermediárias, entre os dois end-
members, e os processos de biodegradação e lavagem por água podem alterar
severamente o Bo (Figura 5.39).
5.4.4 Modelo de mistura
A maioria dos campos onde foi reconhecido o processo de mistura localiza-se na parte
oeste da bacia, na região de foredeep e nos campos do sul do foothill. Nestas
acumulações, a mistura aconteceu depois de avançados processos de biodegradação
180
que tinham modificado a composição da carga original, fornecida pelas rochas do
Cretáceo. A alteração do petróleo nesses reservatórios é descrita pelas taxas de
biodegradação calculadas anteriormente.
0
10
20
30
40
50
1,0 1,5 2,0 2,5 3,0
Bo(m3/Sm3)
Psat (Mpas)
0
10
20
30
40
50
1,0 1,5 2,0 2,5 3,0
Bo(m3/Sm3)
Psat (Mpas)
Figura 5.39. Relação entre Psat e Bo para fluidos acumulados na zona estudada. A Psat aumenta
enquanto o Bo se mantém estável (padrão vertical), Esse comportamento sugere que, na BLO, as
propriedades físicas são controladas principalmente pelos processos pós-genéticos, mais do que
pela gênese do petróleo.
Para calcular a quantidade de óleo que atingiu os reservatórios no segundo evento de
carga e estimar a proporção das diferentes frações de hidrocarbonetos na mistura
usou-se a seguinte metodologia:
De acordo com o modelo de soterramento e a localização do campo na bacia,
estimou-se o tempo de residência do reservatório dentro da “janela de biodegradação”.
Com esse tempo e o grau de alteração, calculado com base nos parâmetros
geoquímicos, foi determinada a taxa de alteração média do óleo nesse reservatório e,
em conseqüência, a quantidade da fração saturada perdida durante o processo de
biodegradação.
Conhecendo-se as perdas pela biodegradação calculou-se a concentração de
saturados ao final do processo. Essa concentração foi comparada com a concentração
medida e a diferença encontrada corresponde ao total de saturados fornecidos pelo
segundo evento de carga.
181
Considerando que a concentração inicial de saturados, medida em óleos não
biodegradados do grupo B (afinidade continental), é de 85% na fração C
15+
, a
quantidade de óleo que atingiu o reservatório pode ser calculada.
Por exemplo, se tomamos uma das amostras da região noroeste da área de estudo,
pertencente a um dos campos onde se reconheceram processos de mistura e
biodegradação, podemos calcular o efeito dos dois processos na concentração dos
saturados (Figura 5.40). Neste caso, assume-se que o valor da taxa de
biodegradação, bem abaixo do valor mínimo calculado para campos com similares
tempos de residência, foi provocado pela entrada de saturados no reservatório como
parte de óleos de pulsos mais recentes. A mistura com óleos não alterados aumenta a
concentração final da fração de saturados no petróleo, diminuindo o efeito causado
originalmente pela biodegradação.
0,0E+00
2,0E-08
4,0E-08
6,0E-08
8,0E-08
1,0E-07
02468101214
Ma
Kg Sat/Kg Oil/anos
0,0E+00
2,0E-08
4,0E-08
6,0E-08
8,0E-08
1,0E-07
02468101214
Ma
Kg Sat/Kg Oil/anos
Figura 5.40. Modificação no padrão de perda de saturados (biodegradação) pelos processos de
mistura. A grandeza do deslocamento permite estimar as proporções de cada fluido nas misturas.
Campos com igual tempo de residência (7 Ma) e similares parâmetros geoquímicos de
biodegradação têm, para a região, taxas médias de biodegradação de 3,5 * 10
-8
kg
182
Sat/ kg óleo / ano. Usando esses valores na equação 5.1 e estimando At, para uma
concentração inicial de saturados de 80%, obtemos:
At= 0,8 kg sat/kg oleo - (3,5 *10
-8
kg sat/ kg óleo / ano * 7.000.000 anos)
At = 0,555 kg sat/kg óleo
A concentração dos saturados neste campo deveria ter valores na faixa de 55% após
a ação da biodegradação, porém o valor medido foi de 73%. Acredita-se que a maior
proporção de saturados foi fornecida pelos óleos do segundo pulso de carga, os quais
têm concentrações de saturados na faixa de 85%.
Para que a mistura de dois óleos A e B, com concentrações iniciais de saturados
iguais a 55 e 85% respectivamente, tenha uma concentração final de 73%, precisa-se
que a relação em peso dos óleos originais seja:
1 kg Mistura
(73% Sat)
= 0,4 kg óleo B
(55% Sat)
+ 0,6 kg de óleo A
(85% Sat)
Esta proporção demonstra que na parte oeste da bacia, o aporte de óleos continentais
foi significativo em termos volumétricos, modificando a composição do petróleo no
foreland e nos campos do foothill. Essas mudanças composicionais se refletem em
maiores valores do grau API pela entrada de compostos saturados de baixa
densidade, mas também se evidenciam no aumento significativo no conteúdo de gás,
elevando exponencialmente os valores de GOR.
5.4.5 Abrangência geográfica dos processos pós-genéticos
Dois processos de alteração foram reconhecidos na BLO como os responsáveis
principais pelas modificações na qualidade do petróleo. O primeiro dos processos é a
biodegradação que agiu nos óleos marinhos, gerados por rochas do Cretáceo
Superior, e o segundo é o processo de mistura, que permite achar no mesmo campo
óleos biodegradados misturados com óleos leves produzidos por fácies mais proximais
do Cretáceo ou do Terciário durante os últimos 5 milhões de anos.
183
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
C1 C2 C3 I-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C10 C15+
Pseudocomponentes
% Molar
AC3_Mirador
R. HERMOSO -2749-
C GARZA
SARDINAS -1837-
GUANAPALO -1856-
Óleos biodegradados
(sul do foreland)
Composição
Simulada.
Carga simulada
Figura 5.41. Composição do petróleo no setor leste do foreland e suas diferenças com a
composição simulada da carga.
A biodegradação foi identificada na maioria dos óleos acumulados no foreland e nos
campos da parte sul do foothill. A presença e a abundância relativa de alguns
indicadores geoquímicos indica que esse processo foi mais intenso na parte sul da
região, o que se traduz em menores concentrações de compostos saturados e o
concomitante aumento na densidade dos óleos. Composicionalmente, a
biodegradação gera uma maior concentração dos compostos C
15+
nos óleos
biodegradadados, chegando a ter diferenças de até 20% com a concentração dessa
fração nos óleos menos alterados da parte norte (Figura 5.41).
O processo de mistura é o principal responsável pelas mudanças na razão gás/óleo. O
petróleo gerado pelas fácies continentais do neo-Cretáceo e Terciário, gerado de
forma tardia nos depocentros da Formação Guayabo e no footwall dos principais
cavalgamentos, atinge reservatórios preenchidos com óleos marinhos, a maioria deles
em estados avançados de biodegradação, gerando anomalias no comportamento
geoquímico (coexistência de hopanos desmetilados e n-parafinas) e a aparição de
sistemas composicionais de fluidos ou capas de gás acima de colunas de óleos
pesados.
184
A oeste do foreland, os campos apresentaram valores de API entre 35° (Campo
Tocaria) e 15° no campo La Gloria, as profundidades dos reservatórios são maiores
que 2800 m e os óleos acumulados no setor são considerados como misturas de
fluidos marinhos e continentais.
As diferenças no API associam-se com maiores concentrações da fração C
15
+ no
petróleo biodegradado, Na Figura 5.42, que compara os fluidos naturais e a
composição simulada da carga, observa-se que no petróleo do norte (Campo Tocaria)
a concentração do pseudocomponente C
10
é 10% maior do que a concentração da
fração C
15
+, mantendo uma relação similar à composição da carga original. Ao
contrário, nos óleos biodegradados do sul (Campos Santiago e La Gloria) a
concentração da fração C
15
+ supera em mais do que 30% o teor do
pseudocomponente C
10
.
Porém, as diferenças composicionais não se limitam à fração líquida, a concentração
dos gases também muda mostrando uma relação direta com a profundidade da
acumulação. No petróleo acumulado nos campos Tocaria e La Gloria, a profundidades
maiores do que 4000 m, observa-se um enriquecimento no conteúdo de gás,
especialmente no conteúdo de metano, com respeito ao teor de gás do fluido
inicialmente acumulado (simulado). Nos reservatórios mais rasos do campo Santiago
(2000 m), o conteúdo de gás é ainda menor do que a concentração inicial.
A variação na concentração dos componentes da fase líquida relaciona-se diretamente
com a biodegradação, mantendo a tendência de aumento do nível de alteração no
sentido sul, enquanto que as mudanças na fase gasosa se associam com entrada de
volumes adicionais de gás nos reservatórios mais profundos e com a possivel perda
dessa fração nos reservatórios mais rasos. A presença de indicadores geoquímicos de
biodegradação no petróleo acumulado nos campos do foothill, hoje fora da janela de
biodegradação, sugere que a alteração ocorreu com antecedência ao soterramento
dos reservatórios, atuando sobre um primeiro pulso de carga. Por outro lado, a
presença de parafinas leves dentro desses mesmos reservatórios sugere que um
segundo pulso de carga de petróleo ficou protegido da biodegradação por ter chegado
em reservatórios com temperaturas maiores do que 80°C.
185
0
10
20
30
40
50
60
70
80
C1 C2 C3 I-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C10 C15+
Pseudocomponentes
% Molar
TOCARIA- 4376-
LA GLORIA -4226-
SANTIAGO -2906-
AC3_Mirador
AC56_Guadalp
Composição simulada
da carga
Figura 5.42. Composição do petróleo no setor oeste do foreland (foredeep) e suas diferenças com
a composição simulada da carga.
5.4.6 Outros processos de alteração
Na bacia, o conteúdo de argilas diminui na direção leste, dentro dos ambientes de
sedimentação mais proximais. Esta mudança nas fácies litológicas melhora a
qualidade dos reservatórios, mas causa diminuição na capacidade selante das
capeadoras. Quando se compara a composição dos óleos pouco alterados com a
original da carga (simulada) observa-se que os fluidos perderam a maior parte da fase
gasosa (Figura 5.42). Dado que na modelagem não foram observados fenômenos de
separação das fases durante a migração, propõe-se que a perda dos gases ocorreu
nos reservatórios devido à menor eficiência dos selos, no setor leste da bacia.
186
6. CONCLUSÕES, APLICAÇÕES EXPLORATÓRIAS E
SUGESTÕES
A classificação do petróleo em três grupos genéticos, ou famílias, e sua correlação
geoquímica com três tipos de fácies geradoras diferentes, constitui a idéia fundamental
deste trabalho. Baseado nesta classificação, os processos de geração e migração do
petróleo foram modelados na parte central da bacia dos “Llanos Orientales”, e se
reconstruiu a mudança da composição e das propriedades físicas do petróleo desde
sua gênese até sua condição atual nos reservatórios. Os resultados destes modelos e
simulações têm um impacto significativo no entendimento dos sistemas petrolíferos e
na quantificação dos principais fatores de risco exploratório na bacia.
Apesar das múltiplas classificações propostas, os estudos geoquímicos anteriores
reconheceram dois grandes grupos de hidrocarbonetos na região, o primeiro de
afinidade marinha e associado comumente com rochas do Cretáceo, o segundo grupo
de afinidade continental, e usualmente relacionado com rochas geradoras de idade
Terciária. As altas razões oleanano/hopano observadas em óleos da região do foothill
foram utilizadas, por vários autores, como uma evidência geoquímica forte da
contribuição de geradoras Terciárias.
Contrariamente a tais hipóteses, este trabalho considera que, a pesae dos óleos terem
sido fornecidos por diferentes fácies orgânicas, tais fácies não pertencem a intervalos
estratigráficos diferentes, mas correspondem a variações laterais nos ambientes de
sedimentação dentro do intervalo Cenomaniano-Santoniano (Figura 6.1). Foram
identificadas três famílias de óleos, as famílias M e A de origem marinha, sendo que o
grupo M foi produzido por fácies sedimentadas em ambientes mais anóxicos e restritos
do que as fácies geradoras do grupo A. A terceira família, grupo B, trata-se de óleos
produzidos por material orgânico de natureza continental, acumulado em ambientes
deltaicos ou estuarinos.
Os óleos de afinidade continental (Família B) correlacionaram-se com os produtos da
hidropirólise de rochas imaturas da Formação Gachetá, enquanto que os óleos
marinhos (Familias M e A) foram correlacionados positivamente com óleos das bacias
do Putumayo (GONÇALVES, 2002) e do Valle Superior del Magdalena (RAMÓN,
1998), cujas geradoras são as fácies marinhas das formações Villeta e La Frontera
187
(correlações óleo-óleo e óleo-rocha geradora). Análises isotópicas dos gases e dos n-
alcanos dos óleos permitiram corroborar tais interpretações.
Encontrou-se também uma relação direta entre a abundância relativa de oleanano e o
nível de biodegradação das amostras, sugerindo que o teor de oleanano aumenta pela
maior resistência deste composto diante da biodegradação, e não como resultado do
maior aporte de material orgânico de idade Terciária.
As hipóteses sobre a origem dos óleos e gases mudaram significativamente o
entendimento dos sistemas petrolíferos. Na BLO, nos modelos usados até hoje, a
geração ocorria de forma local e as rochas terciárias eram consideradas as geradoras
dos maiores volumes de petróleo (MARTÍNEZ, 2006). No modelo proposto neste
estudo, a maior quantidade do petróleo é produzida por rochas cretáceas, primeiro
desde cozinhas de geração localizadas na Cordillera Oriental e depois desde cozinhas
locais desenvolvidas após os eventos de deformação Andina nas áreas de foothill e
foredeep.
O motor da geração pré-andina foram os altos fluxos térmicos do final da fase rift do
eo-Cretáceo e as taxas de sedimentação estáveis durante o período de subsidência
térmica do neo-Cretaceo. Para os pulsos de geração pós-Andinos, a principal causa
da evolução termal das geradoras foram as altas taxas de sedimentação das molasas
do neo-Mioceno e o empilhamento tectônico de blocos estruturais na frente da
deformação (foothill).
Com a ajuda da modelagem em três dimensões (3D), foi possível determinar as
idades de geração. Observou-se um padrão geral de deslocamento temporal das
cozinhas no sentido leste. As primeiras áreas de geração desenvolveram-se na
Cordillera Oriental entre o Eoceno e começo do Mioceno, enquanto que os pulsos
finais de geração aconteceram nas áreas mais soterradas da bacia dos Llanos
Orientales (setor oeste) durante os últimos 5 Ma.
188
Figura 6.1. Variação lateral das fácies geradoras do intervalo Cenomaniano – Santoniano e sua relação com os óleos acumulados na
BLO. Modificado de COOPER et al. (1995) e VILLAMIL (1998).
189
O deslocamento das cozinhas causa mudanças no tipo de rocha geradora ativa ao
longo do tempo, as fácies mais distais (Formações La Frontera e Chipaque) foram as
primeiras em entrar na fase de geração, e as fácies proximais (Formação Gachetá)
geraram óleos e gases somente após o soerguimento Andino (Figura 6.2).
Sedimentação
Geração
WE
Cordillera Oriental BLO
Figura 6.2. Esquema que mostra a idade de sedimentação das geradoras e dos eventos de
geração. As áreas de geração se deslocaram da “Cordillera Oriental” para a bacia dos “Llanos
Orientales” (BLO) por causa do soerguimento andino e da evolução estrutural da bacia de
“foreland”.
A proposta dos dois eventos principais de geração separados no tempo pelos pulsos
de deformação Andina e no espaço pelo deslocamento a leste da frente de
deformação supõe também dois mecanismos diferentes de migração.
A correlação proposta neste trabalho entre os óleos marinhos (grupos A e M) e as
fácies distais das geradoras cretácicas supõe que as cozinhas de geração se
localizaram na atual Cordillera Oriental e que o petróleo migrou lateralmente até as
estruturas pré-andinas da BLO através dos reservatórios do neo-Cretáceo. O
soerguimento Andino impos o limite temporal do primeiro pulso de carga na BLO
,interrompendo o processo de geração nessas cozinhas.
Com o soerguimento andino, a concomitante sedimentação de molassas e o
empilhamento tectônico de blocos estruturais, apareceram cozinhas de geração locais
nas áreas onde a Formação Gachetá atinge maiores profundidades de soterramento
dentro da BLO (foothill e foredeep). O intenso fraturamento e falhamento associados à
intensa deformação do foothill permitiram a migração vertical dos fluidos gerados,
desde as cozinhas locais até as armadilhas formadas simultaneamente nos
reservatórios mais rasos.
A localização e sincronismo das cozinhas de geração e as características das rochas
geradoras (riqueza orgânica tipo de querogênio e maturação termal) controlaram o
tempo de preenchimento das armadilhas e a qualidade da carga. De modo geral a
190
frente de migração do petróleo marinho (Famílias M e A) avança no sentido leste,
preenchendo estruturas na CO ao final do Paleógeno e estruturas do foreland durante
o eo-Mioceno (Figura 6.3).
Cordillera Oriental ( Fm. Guadalupe)
Foothill (Fm. Guadalupe)
Foreland (Fm Guadalupe)
Foothill (Fms Mirador e Barco)
Foreland (Fm Mirador)
Foreland (Fm Carbonera)
Domínio estrutural e
reservatórios principais
Figura 6.3. Carta mostrando a idade de preenchimento das estruturas controlada pela posição
geográfica das cozinhas de geração. Os quadros verdes indicam a chegada do óleo marinho e os
quadros marrom indicam a chegada do segundo pulso de carga formado pelos óleos e gases de
origem continental.
Os experimentos de hidropirólise mostraram que, além das diferenças geoquímicas,
existem mudanças significativas entre a composição do petróleo produzido pelas
fácies marinhas e os fluidos expulsos pelas geradoras continentais. Os parâmetros
cinéticos calculados sobre rochas imaturas foram utilizados para a modelagem da
geração do petróleo. Os resultados dessa modelagem mostraram que as fácies
marinhas (formações Chipaque e La Frontera) geraram petróleo dentro da “janela de
óleo”, com una proporção baixa de gases, enquanto que as fácies continentais
(Formação Gachetá) expulsaram petróleo, enriquecido na fração gasosa, nas etapas
senis da janela de óleo ou no começo da “janela de gás” (Figura 6.4).
No entanto, observou-se que alguns óleos que atingiram estágios de biodegradação
severa (abundancia relativa de 25-norhopano) apresentam valores de grau API altos
(>30
o
). Esse comportamento se explica pela mistura de óleos pesados, produto da
biodegradação, com petróleos leves produzidos pelas fácies continentais. Ao nível dos
campos, essas misturas constituem a explicação mais plausível para os
comportamentos anômalos nos sistemas de fluidos, tais como gradientes verticais na
composição do petróleo e níveis de gás associados com camadas de óleos pesados
dentro do mesmo reservatório.
191
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
n-C1 n-C2 n-C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 n-C6 C10 C20 C30 C40 C50 C60+
Pseudocomponentes
% Molar
Chipaque (30% TR)
Gachetá (90% TR)
Figura 6.4. Cálculo da composição do petróleo expulso pelas geradoras, segundo os parâmetros
cinéticos determinados pela pirólise de rochas imaturas. Observam-se diferenças significativas na
quantidade relativa de gás produzido.
Na região, o principal controle da GOR é a porcentagem de óleo continental que
compôs as misturas. Os maiores valores de GOR (acima de 7.000 m
3
gás /m
3
de óleo)
foram observados nos reservatórios preenchidos somente com petróleo de origem
continental, gerado em avançados estágios de evolução termal. Estes campos
possuem sistemas de gás e condensados.
Nas acumulações onde se identificou o processo de mistura, o conteúdo de gás é
controlado pela distância de migração do petróleo continental. A GOR diminui na
medida em que os campos se afastam das cozinhas de geração da família genética B.
Nos campos deste grupo, observaram-se sistemas de fluidos com gradiente
composicional, mudando desde sistemas de black oil, na base, até gás no topo dos
reservatórios.
Alem das baixas concentrações iniciais de gás que caracterizaram o petróleo marinho
(famílias A e M), na região leste da bacia e nos reservatórios mais rasos foram
observadas perdas da fração gasosa e um sinal isotópico mais pesado do metano,
sugerindo processos de segregação isotópica e molecular dos fluidos durante a
192
migração ou uma menor eficiência das rochas selo. Estes campos contêm fluidos de
tipo black oil, com GOR < 50 m
3
gás /m
3
de óleo (Figura 6.5).
Petróleo de origem
continental
Familia B
Mistura com predomínio de
óleos continentais
Gradiente regional
dos reservatórios
30 °C
Mistura com predomínio
de óleos marinhos
Óleo marinho
(Familia A)
Óleo marinho
biodegradado
Familia M
Figura 6.5. Mudanças no comportamento de fases dos fluidos, controladas pela concentração da
fração gasosa (GOR) no petróleo.
A hipótese de um evento de carga pré-Andino supõe que o petróleo foi acumulado em
reservatórios rasos e dentro de estruturas formadas nos Llanos Orientais antes da
orogenia Andina (últimos 5 Ma). Esse mecanismo de acumulação explica a presença
de óleos biodegradados identificados em reservatórios que hoje atingem mais do que
4 km de profundidade e temperaturas acima dos 120°C.
A biodegradação é um processo que se espalhou em toda a região, mas foi mais
severo na parte sul, onde os óleos permaneceram mais tempo dentro da “janela de
biodegradação” (Figura 6.6).
O segundo evento de carga se concentrou na parte oeste da região (foothill e
foredeep) e é o responsável pelo maior conteúdo de gás nos campos dessa área. Na
maioria dos campos, o segundo pulso de carga se misturou com óleos marinhos
acumulados antes da deformação Andina.
193
Carga simulada
0
10
20
30
40
50
60
C
1
C
2
C
3
I-C
4
n-C
4
i-C
5
n-C
5
C
6
C
10
C
15+
Pseudocomponentes
% Molar
Composição original
simulada
SARDINAS -1837-
GUANAPALO -1856-
Óleos biodegradados
(sul do foreland)
Óleo marinho
não alterado
Figura 6.6. Mudanças na composição inicial da carga causadas pela perda de voláteis durante a
migração e o aumento na fração C
15+
provocado pelos processos de biodegradação.
Apresenta-se a distribuição geográfica das famílias de petróleos e dos processos que
afetaram a qualidade do petróleo (Figura 6.7) como uma ferramenta para predisser as
características dos fluidos eventualmente acumulados nas áreas de interes
exploratório da BLO.
M
i
s
t
u
r
a
B
i
o
d
e
g
r
a
d
a
ç
ã
o
Petróleo Marinho
Petróleo Continental
Petróleo Marinho
Petróleo Continental
Figura 6.7. Mapa mostrando a distribuição das famílias de petróleos e a abrangência dos
processos de alteração do petróleo.
194
Para aprimorar o conhecimento dos sistemas petrolíferos e comprobar as hipotesis
propostas neste trabalho se sugere continuar a pequisa sobre:
• Características do intervalo Cenomaniano Santoniano na CO, onde se acredita
que foram desenvolvidas as cozinhas de geração de petróleo principais.
Precisa-se a quantificação dos volumenes expulsos e das variações na
qualidade do petróleo, associasdas com as mudanças de fácies nesse intervalo
estratigráfico.
• Modelos de biodegradação e mistura que identifiquem os principais porocessos
e quantifiquem corretamente as alterações causadas na composição e nas
características geoquímicas dos óleos. Esses modelos devem tornar-se
ferramentas de exploração, que levem em conta as particularidades da bacia.
• Novos modelos 3D de geração e migração do petróleo, construídos com base
em versões diferentes da evolução estrutural da bacia. Comparar os
resuldados desses exercícios com o modelo proposto neste trabalho e formular
novas hipóteses.
195
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211
ANEXO 1.
RESUMOS DOS DADOS GEOQUÍMICOS DE ÓLEOS.
212
213
214
215
216
217
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