bacia potiguar

BACIA POTIGUARLocalização

BACIA POTIGUARGeneralidades

• Área: 119.300 km2

–Emersa: 33.200 km2;–Submersa: 86.100 km2

• Origem:–Formada a partir do fraturamento do super-

Continente Gondwana, que resultou numRift Neocomiano NE-SW, coberto porsedimentos neocretáceos e terciários.

• Limites–Emersa: embasamento a sul, leste e oeste.–Submersa: Alto de Fortaleza a oeste e Alto

de Touros, a leste.

BACIA POTIGUARArcabouço Estrutural

BACIA POTIGUARPrincipais Feições Estruturais

ARACATIPLATFORM

CARAÚNA

PESCADAARABAIANA

UBARANAAGULHA

ARATUM

AREIA B RANCA HIN

GE

CE

AR

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EASTPLATFORM

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FP

PL

GMR

SCR

MACA

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H

25 Km0

FZB

BOA VISTA HIGH

BOA VISTA HIGH

GROSS

OS LOW

FSJ

BAL

PX

LPXLOR

ALC

BACIA POTIGUARCarta Estratigráfica

RIFT

clástica

TRANSICIONAL

DRIFT

carbonática

clástica

*vulcânicas

Araripe & Feijó, 1994

BACIA POTIGUARLocalização seção geológica

Modif. de Petrobras

AÇUALAGAMARPENDÊNCIA

BACIA POTIGUARSeção Geológica Esquemática - Emersa

Fonte: Petrobras

AA A’A’

BACIA POTIGUAR

Início exploração

•(em terra): 1956

•(no mar): 1972

– 1a descoberta no mar – Campo de Ubarana: 1973

– 1a descoberta em terra – Campo de Mossoró: 1979

Histórico

BACIA POTIGUARPoços exploratórios

Poços exploratórios - Bacia Potiguar-Terra

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

19

56

19

73

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19

80

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19

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19

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19

99

20

00

Ano

Nº P

oços

.

BACIA POTIGUAREsforço Exploratório em Terra

• Linhas sísmicas (até mar/2003): 2D: 28.350 km 3D: 3.948 km2

• Poços perfurados (até mar/2003): Total de poços perfurados: 5.503

Exploratórios: 740 Explotatórios: 4.606 Especiais: 157

(Dados disponíveis no BDEP)

BACIA POTIGUARResultados exploratórios

• Produção acumulada (dez/2002)-Óleo: 87 MM m3 (547,23 MM bbl)

-Gás: 14,899 BB m3 (526,1 bcf)

• Reserva provada (dez/2002):-Óleo: 52 MM m3 (327,08 MM bbl)

-Gás: 18,918 BB m3 (667,994 bcf)

• Volume in place (dez/2002):- Óleo: 833 MM m3 (5,239 BB bbl)

- Gás: 66,461 BB m3 (2,346 tcf)

• Campos de óleo e gás: 56

BACIA POTIGUARSistema Petrolífero

• Geração: Fm. Pendência e Fm. Alagamar

• Reservatórios: Arenitos flúvio-deltaicos e turbiditos

• Selos: Folhelhos sobrepostos ou intercalados, e calcilutitos

• Trapas: Estratigráficas, estruturais ou mistas

• Migração: Planos de falhas ou contato direto gerador-reservatórios


• Seqüência Rift (Fm. Pendência):

Base: - Início: Barremiano Topo: - Início: Paleoceno

• Seqüência Transicional (Fm. Alagamar):

Início: Paleoceno-Oligoceno

Geração


Carta de Eventos

• Sistemas principais:

Pendência (!) +

Alagamar - Açu (!)

Modif. de DPC e Assoc., 2000


DPC e Assoc., 2000Rodrigues e Santos, 1986

COT = 4%COT = 4%

MO = Tipo IMO = Tipo I Ex. de campos: Ex. de campos:

Serraria Serraria

UpanemaUpanema

Potencial Gerador:Potencial Gerador:35 kg HC/35 kg HC/tontonInd. Ind. HidrHidr.:100 a.:100 a700mg HC/g COT700mg HC/g COT

Seqüência Rift-Fm. Pendência

• Perfil geoquímico


DPC e Assoc., 2000

Seq. Transicional-Fm. Alagamar COT até 6%COT até 6%

MO=AmorfaMO=Amorfa

Tipos I-IITipos I-II

Ex. de campos:Ex. de campos:UbaranaUbaranaCanto do AmaroCanto do Amaro

Potencial Gerador:Potencial Gerador:40 kg HC/40 kg HC/tontonInd.Ind. Hidr Hidr.:100 a.:100 a600 mg HC/g COT600 mg HC/g COT

Modif. de Trindade et al., 1992

• Perfil geoquímico

BACIA POTIGUARExemplo de biodegradação

Geração/AcumulaçãoSeqüência Rift

Geração Rift eTransicional.

Acumulação Drift

GeraçãoTransicional.

Acumulação Drift

• Análise de óleos

Rodrigues, 1983

BACIA POTIGUARCampos de óleo e Gás

Limite de migraçãodo óleo Alagamar

Fonte: Petrobras


Qualidade das Rochas Reservatórios

• Seqüência Rift (Fm. Pendência): ô = 18-24% K médio=75mD (até 4.000mD)

• Seqüência Transic. (Fm. Alagamar): ô = 12-24% K médio = 50mD

• Seqüência Drift (Fm. Açu): ô = 19-25%(até 30%) K=200-3.400mD

BACIA POTIGUARDistribuição Relativa do Óleo

• Seqüência Rift (Fm. Pendência) - 10%

• Seqüência Transic. (Fm. Alagamar) - 5%

• Seqüência Drift (Fm. Açu) - 85%

BACIA POTIGUARPrincipais Campos

• Canto do Amaro

• Estreito

• Alto do Rodrigues

• Faz. Pocinho

• Faz. Belém

(em volume de óleo + gás equivalente in place)

BACIA POTIGUARModelos de plays

Modif. de Matos et al., 1987

Seção esquemática transversal aoRift com situação dos principais

campos na Fm. Pendência

BACIA POTIGUARPrincipais Tipos de Plays

Sistema Rift

Ex. Campo de SerrariaModif. de Bertani et al., 1989

BACIA POTIGUARPrincipais Tipos de Plays

Sistemas Transicional e Drift

Ex.: Campos de Canto do Amaro e Ponta do MelModif. de Bertani et al., 1989

Migração

BACIA POTIGUARSetores em Licitação

SPOT-T3

SPOT-T2

SPOT-T4

SPOT-T5

Área (km²):

SPOT-T2:1.900

SPOT-T3:2.286

SPOT-T4:4.540

SPOT-T5:1.256

Poços explor.:

SPOT-T2:142

SPOT-T3:168

SPOT-T4:231

SPOT-T5:109

BACIA POTIGUARPacote de dados

SPOT-T3

SPOT-T2

SPOT-T4

SPOT-T5

Sísmica 2De poços

BACIA POTIGUAR

SPOT-T3

SPOT-T2

SPOT-T4

SPOT-T5

Pacote de dados

Sísmica 3D

BACIA POTIGUARPacote de dados

Poços

Cota BDEP SPOT-T3

SPOT-T2

SPOT-T4

SPOT-T5

BACIA POTIGUARSísmica

0220-0216

0220-0216


0226-0250

0220-0037


0225-0214

BACIA POTIGUAREstatísticas

• Segunda maior produção de óleo

• Maior produção de óleo em terra atualmente

• Alto índice de óleo recuperável descoberto:4.190 m3 (26.340 bbl)/km2

ou16.750 m3 (105.400 bbl)/km2

(considerando-se apenas área do graben principal)

Estágio de exploração semimaduro!

BACIA POTIGUARPrograma exploratório mínimo

Valores em Unidades de Trabalho (UTs)

Poço exploratório: 1000

Sísmica 2D (UT/Km): 10

Sísmica 3D (UT/Km²): 50

Métodos Potenciais: 10

Geoquímica: 10

Profundidade mínima: Fm. Açu

Garantia financeira no primeiro período:(US$/UTx1000)

Período exploratórioduração

1 ano *2o

1 ano1o

* Compromisso de perfuração de 1 poço

bacia potiguar

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