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Comunicações Geológicas (2014) 101, Especial II, 743-746
IX CNG/2º CoGePLiP, Porto 2014
ISSN: 0873-948X; e-ISSN: 1647-581X
Aplicação do método de Normalização do Tório para identificação de eventuais anomalias de hidrocarbonetos em unidades carboníferas da Zona Sul-Portuguesa Application of Thorium-Normalized method to identify any hydrocarbons anomalies in South Portuguese Zone Carboniferous units G. A. Barberes1*, R. Pena dos Reis1, N. Pimentel2, P. E. Fonseca2, M. Azevedo3
Artigo Curto Short Article
. © 2014 LNEG – Laboratório Nacional de Geologia e Energia IP
Resumo: Um método radiométrico, para a localização de infiltrações e percolações de hidrocarbonetos, em armadilhas estratigráficas e estruturais, é baseado no princípio de que urânio (238U), potássio (40K) e tório (232Th) ocorrem naturalmente e as suas concentrações são modificadas se há uma subida de bolhas de gás (principalmente metano) microscópicas até a superfície. Este método foi aplicado em três unidades turbidíticas, da denominada Zona Sul Portuguesa, a fim de identificarmos eventuais anomalias de hidrocarbonetos auxiliando assim o início da prospecção e posterior exploração de eventuais depósitos de shale gas em Portugal. Palavras-chave: Zona Sul Portuguesa, Shale gas, Normalização do tório, Radiação gama, Carbonífero. Abstract: A radiometric method for locating hydrocarbons seepage in structural and stratigraphic traps, is based on the principle that uranium (238U), potassium (40K) and thorium (232Th) naturally occurring concentrations are modified if there is a rise of microscopic bubbles of gas (especially methane) to the surface. This method was applied in three turbiditic units, in the South Portuguese Zone (SPZ), in order to identify any hydrocarbons anomalies thus aiding the beginning of the prospecting and after exploration of possible shale gas deposits in Portugal. Keywords: South Portuguese Zone, Shale gas, Thorium-normalized, Gamma radiation, Carboniferous. 1 Departamento de Ciências da Terra e Centro de Geociências, Faculdade de Ciências e Tecnologia, Universidade de Coimbra. Largo Marquês de Pombal, 3000-272 Coimbra, Portugal. 2 Departamento de Geologia e CeGUL-Centro de Geologia Univ. Lisboa. Campo Grande, 1749-016 Lisboa, Portugal. 3 ALS Petrophysics, Unit 1A/1B Henley Park, Normandy, Guildford, Surrey GU3 2DX, United Kingdom. * Autor correspondente / Corresponding author:
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potencialmente possível a partir de shales do Paleozóico, rochas potencialmente geradoras de hidrocarbonetos, que afloram em algumas regiões do país. Muitos nuclídeos radioativos de longa duração ocorrem na natureza. De particular interesse, para a indústria do petróleo são os de 40K, 238U e 232Th. Em várias quantidades, são todos encontrados em formações subterrâneas e como constituintes de potenciais rochas geradoras/reservatório (Fertl, 1979). Um método de prospecção/exploração de hidrocarbonetos, utilizando dados de espectrometria de raios gama de superfície e aéreos, foi desenvolvido por Saunders et al. (1993), em armadilhas estratigráficas e estruturais. Variáveis litológicas e ambientais, anteriormente problemáticas, são suprimidas pela correção das leituras do 40K e do 238U utilizando o processo de normalização do tório (método onde os valores de 40K e 238 U são “calibrados” pelos valores de 232Th). O 40K normalizado mostra baixas concentrações características, acima de depósitos petrolíferos (Saunders et al., 1993). Deste modo, esta técnica também foi aplicada, a fim de localizar potenciais anomalias de hidrocarbonetos (passo seguinte à normalização do tório, descrito na metodologia) nas formações supracitadas. Este trabalho tem como objetivo contribuir para o início da prospecção de potenciais depósitos de shale gas nas Formações de Mértola, Mira e Brejeira, Zona Sul Portuguesa (ZSP), nos Distritos de Beja e Faro. 2. Enquadramento geológico
1. Introdução Portugal não tem reservas exploráveis de gás natural, dependendo, portanto, de importações daquele hidrocarboneto para atender todas as suas necessidades domésticas. A exploração de potenciais reservas de gás, em território nacional, significaria uma nova etapa da produção de energia no país, sendo tal produção
A região estudada localiza-se no sector mais meridional da cadeia pré-mesozoica designada como a Zona Sul Portuguesa – ZSP (Lotze, 1945; Oliveira et al., 1979; Ribeiro et al., 2007) onde ocorrem rochas do Paleozóico superior por vezes muito deformadas e de grau metamórfico significativo (anquizona podendo atingir no máximo a fácies da prehnite-pumpleite), e outras tectonometamorficamente praticamente indeformadas.
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O Paleozóico superior representa uma etapa basicamente compressiva (ainda que não exclusivamente) na evolução geológica do território português, resultante da orogenia hercínica. A ZSP regista esse contexto que tem a ver em boa parte, com a relação ZOM (Zona da Ossa Morena)/ZSP (Schermerhorn et al., 1987; Oliveira et al., 2013). O Grupo Flysch do Baixo Alentejo (GFBA) é uma sequência essencialmente turbidítica, progradante para sudoeste, composta por três unidades litoestratigráficas (da base para o topo): Formações de Mértola, Mira e Brejeira (Oliveira, 1983). As três formações pendem para sudoste, mais ou menos paralelas à Faixa Piritosa Ibérica - FPI e à fronteira da ZOM/ZSP. A idade das formações do GFBA é considerada Viseano superior, topo do Serpukhoviano inferior-Bashkiriano médio e Bashkiriano médioMoscoviano superior, respectivamente; do pendor e vergência regional para sudoeste resultam também idades cada vez mais recente no mesmo sentido (Oliveira, 1983). 3. Metodologia A recolha de dados para o presente trabalho foi feita em duas campanhas de campo distintas onde, para além das medições de radiação gama, foram colhidas amostras para análises laboratoriais (reflectância da vitrinite e carbono orgânico total-COT), sendo os pontos de amostragem e medição georeferenciados. Na primeira campanha foram colhidas 8 amostras, todas da Formação da Brejeira. Na segunda campanha foram colhidas 31 amostras, agora divididas entre as Formações de Mértola (5 amostras), Mira (10 amostras) e Brejeira (16 amostras). Para fazermos as leituras de radiação gama, com valores mais exatos, a superfície de contacto do aparelho Gamma Surveyor II (1024 canais e 30 MeV – 3 MeV de energia) com a rocha era devidamente limpa, para evitar a contaminação do afloramento com materiais, ou particulas, provenientes de outros níveis. Segundo Fertl (1979) a espectrometria de raios gama pode ter alguns significados geológicos, e dentre eles a correlação da razão Th/K com a cristalinidade da ilite e reflectância da vitrinite, são os mais interessantes no que diz respeito à estimativa de maturação das formações. Os dados de maturação orgânica (reflectância da vitrinite equivalente, calculada segundo Schoenherr et al., 2007) das amostras (5 amostras da Formação Brejeira) colhidas neste trabalho foram projetados num gráfico xy, junto com a razão Th/K para os respetivos pontos. Verificou-se uma aparente relação inversa entre os dados. A partir desta etapa, foi possível estimar o valor, através da equação da reta, para todas as outras amostras (Barberes, 2013). O método radiométrico para a localização de infiltrações de hidrocarbonetos é baseado, segundo Saunders et al. (1993), no princípio de que 238U, 40K e 232Th ocorrem naturalmente e as concentrações são modificadas se há ascenção de bolhas microscópicas de gás (principalmente metano) por meio de uma rede interligada de fendas, diaclases, microfracturas e até planos de estratificação.
Quando as bolhas alcançam a superfície do lençol freático os gases entram nos materiais intersticiais, onde podem ser amostrados e detetados por cromatografia gasosa sensível, e, em seguida, escapam para a atmosfera, onde podem ser detectados por espectrometria aérea de micro-ondas (Saunders et al., 1993). O 40K, solúvel em água, pode migrar para longe do local de concentração dos hidrocarbonetos. O sulfureto de hidrogénio (H2S) não tem nenhum efeito sobre o 40K, mas pode precipitar dióxido de U, resultando na acumulação de 238 U na proximidade das infiltrações de hidrocarboneto (Hem, 1992). Ocorrências de H2S estão constantemente ligadas aos depósitos de petróleo e gás natural. Dentre os mecanismos descritos na literatura para geração do H2S nos campos de petróleo e gás natural destacam-se o mecanismo bacteriano e o termoquímico associado à oxidação de hidrocarbonetos e à decomposição térmica de matéria orgânica rica em compostos sulfetados (Mainier & Viola, 2005). Como resultado, em climas húmidos e na presença de hidrocarbonetos, o 238U, a poucos centímetros do topo do horizonte topográfico, pode ser lixiviado para longe (Saunders et al., 1993), já em climas secos, pode acumular-se. No entanto, o 40K irá diminuir em qualquer condição, devido à lixiviação. Por sua vez, o 232Th não é afetado pela ação química ou lixiviação. Se os hidrocarbonetos não se encontram presentes, as concentrações naturais de 238U, 40K e 232Th não sofrem alterações significativas (Saunders et al., 1993). Um dos modelos mais bem-sucedidos para identificar anomalias radiométricas relacionadas com infiltrações de hidrocarbonetos foi proposto por Saunders et al. (1987). A relação é baseada na observação de que o 40K diminui mais em campos de petróleo e o 238U geralmente aumenta (Saunders et al., 1987). O 232Th é considerado fortemente “retido” nas rochas e não é afetado pela ascensão de hidrocarbonetos. Com estes pressupostos, Saunders et al. (1987) definiram o 40K “ideal” e 238U “ideal” (normalização do tório) como: Ki = (Kav/Thav) X Ths Ui = (Uav/Thav) X Ths em que o “s” refere-se ao valor medido ou amostrado, “i” é o valor ideal, e “av” é o valor médio sobre a área de investigação, geralmente cinco vezes maior do que o tamanho da anomalia prevista. Isto pode dar uma área de investigação de vários quilómetros quadrados. A diferença entre os valores medidos e os idealizados é então calculada (Saunders et al., 1987): KD = (Ks-Ki)/Ks UD = (Us-Ui)/Us Na presença de hidrocarbonetos, KD diminui e UD geralmente aumenta. Para capitalizar essas duas relações, Saunders et al. (1987) definiram uma nova quantidade, chamado DRAD. DRAD = UD – KD ou
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DRAD = ((Us/Uav)-(Ks/Kav))/(Ths/Thav) Anomalias de hidrocarbonetos são caracterizadas por valores positivos de DRAD (Saunders et al., 1987). 4. Resultados A maior parte dos trabalhos realizados, aplicando a técnica de normalização do tório (Saunders et al., 1993; El-Sadek 2002), basearam-se em gama espectrometria aérea, para cobrir grandes áreas. Para além disso, as medições eram feitas em campos ativos produtores de petróleo e/ou gás, a fim de analisar a fiabilidade dos valores de DRAD na identificação das anomalias de hidrocarbonetos. Alguns autores aplicaram esta técnica também em poços (Al-Alfy et al., 2013), para verificar se os valores DRAD eram compatíveis com os níveis geradores ou reservatórios (Barberes, 2013). Portugal não possui produção de hidrocarbonetos em território nacional e a maior parte dos poços feitos onshore não inclui dados de radiação gama. Portanto, as medições de radiação gama utilizadas neste trabalho foram comparadas, essencialmente, com os valores de maturação (reflectância da vitrinite e cristalinidade da ilite) e COT (carbono orgânico total), a fim de se encontrarem padrões no comportamento dos três principais elementos (Th, U e K) e anomalias radiométricas significativas (DRAD) (Barberes, 2013), sendo os dados apresentados na tabela 1. Das 39 amostras analisadas, 20 delas apontaram anomalias positivas (valores positivos de DRAD) e 19 apontaram anomalias negativas (valores negativos de
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DRAD) (Tabela 1). A Formação de Mértola foi a única que apresentou valores negativos (60%) em maior número que os positivos. As Formações de Mira e Brejeira apresentaram 50% e 54% dos valores de DRAD positivos, respetivamente (Tabela 1). Os dados de COT e de maturação foram projetados num gráfico xy (Fig. 1), classificando-os quanto à positividade ou negatividade apresentadas pelas anomalias radiométricas. Numa análise geral, pode-se verificar alguma relação entre as três variáveis, porém, conforme dito anteriormente, a ausência de regiões produtoras impede que se saiba se isso, de fato, possui alguma relevância (Barberes, 2013). Um histograma simples mostra que os valores positivos de DRAD estão associados a valores de COT mais elevados (maiores ou iguais a 0,8 wt%) (Fig. 2). 5. Conclusões Os resultados aqui apresentados são embrionários, no que diz respeito a uma campanha exploratória e necessitam de uma maior amostragem para se construírem mapas cada vez mais fiáveis de anomalias de hidrocarbonetos para a ZSP. Os resultados também se mostraram bastante animadores, do ponto de vista exploratório, já que foram obtidas anomalias positivas em mais de metade dos níveis analisados. É importante ressaltar que os trabalhos que fizeram uso desta metodologia, em campos ativos de exploração petrolífera, encontraram, em média, anomalias positivas em 70 a 80% dos campos atualmente produtores.
Tabela 1. Tabela dos valores de Th, U e K, medidos em afloramento, utilizados para o cálculo do DRAD (Saunders et al., 1993). Table 1. Table of Th, U and K, measured in outcrop, values used to calculate the DRAD (Saunders et al., 1993).
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Fig. 1. Projeção dos valores de VR (analisados e estimados) e COT (analisados), classificados conforme a positividade ou negatividade do valor DRAD. Fig. 1. Projection of the VR values (analyzed and estimated) and TOC (analyzed), classified according to positive or negative value of DRAD.
Fig. 2. Histograma dos valores de COT, classificados consoantes os valores DRAD, positivos e negativos. Nota-se uma maior relação entre os maiores valores de COT e valores positivos de DRAD. Fig. 2. Histogram of TOC values, classified according to the positive and negative values of DRAD. Note a greater relationship between the highest values of TOC and positive values of DRAD.
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