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A sequência carbonática, albiana e marinha das bacias marginais brasileiras sobrepõe evaporitos, utilizando-se de uma morfologia de plataforma como a atual.
A bacia do São Francisco tem sido alvo exploratório de gás e, embora tenha sido fortemente afetada pelos eventos compressivos do período Brasiliano, durante sua evolução tectono-sedimentar, passou por estágios rifte, antepaís e sinéclise, do paleoproterozoico ao permocarbonífero, em cinturões de dobramentos, tais como o Araçuaí.
Muitas feições compressivas em bacias marginais podem ser atribuídas a grandes escorregamentos de sedimentos do talude, já no período Cretáceo Superior e(ou) Terciário, e não relacionadas diretamente a esforços tectônicos.
As principais bacias sedimentares brasileiras responsáveis pelas atuais reservas de hidrocarbonetos, em torno de 14 bilhões de barris, são: Campos, Espírito Santo, Potiguar, Solimões, Recôncavo e, atualmente, Santos, que inicia a sua produção no pré-sal. As idades desses reservatórios variam do período Paleozoico ao Terciário.
A Formação Sergi, na bacia do Recôncavo (Bahia), é uma unidade litoestratigráfica, sendo, portanto, geocronologicamente da idade Dom João, do Período Jurássico, e geocronometricamente está entre 145 e 150 Ma.
Turbiditos, vales encaixados ou incisos na plataforma e onlap marinho são típicos de tratos de sistemas transgressivos.
O método de estudo do preenchimento das bacias sedimentares, conhecido como estratigrafia de sequências, é eficaz em sequências deposicionais de ambientes transicionais que estejam orientadas de acordo com o mergulho, funcionando eficazmente também no strike deposicional.
As unidades litodêmicas, tais como diques e soleiras de diabásio, auxiliaram na geração de hidrocarbonetos da bacia do Solimões.
A granulometria e a seleção dos grãos, mesmo em calcários, controlam fortemente a qualidade dos reservatórios. Por esse motivo, desde que haja seleção muito boa, a porosidade é idêntica em arenitos de granulometria diferente.
Halita, carnalita e gipsita são rochas evaporíticas monominerálicas, assim como os diamictitos, constituindo excelentes selantes de hidrocarbonetos.
Os arenitos com porosidades intragranulares são bons reservatórios, pois possuem altas permeabilidades.
Os melhores reservatórios de petróleo são os arenitos, os calcários e os argilosos, exceto quando estão cimentados.
Independentemente de serem fraturados naturalmente ou não, os reservatórios possuem maior vazão de petróleo em poços verticais, pois as fraturas são, também, geralmente, verticais/subverticais.
O petróleo das bacias cretáceas/marginais brasileiras foi gerado essencialmente na fase rifte, quando já se acumulava matéria orgânica essencialmente de origem marinha.
O hidrocarboneto gerado, antes de se alojar no reservatório, passa obrigatoriamente pela migração primária, mas não necessariamente pela migração secundária.
A geração de hidrocarbonetos passa pelos estágios de diagênese da matéria orgânica, termogênese e catagênese. Entre estes estágios há a geração de gás biogênico.
As estruturas de falhas em flor positiva são típicas de bacia pull-apart, e estão presentes na região onde ocorrem esforços transtensivos.
As bacias marginais brasileiras passaram por duas grandes fases de subsidência: a primeira, a fase rifte, chamada subsidência termal, e a segunda, a fase marinha, denominada subsidência mecânica.
A geologia do petróleo é uma área que cuida somente das rochas, pois fluidos como óleo, condensado e gás são de competência da engenharia química.
As bacias do tipo antepaís (foreland) apresentam sequências sedimentares em que os reservatórios e selantes podem ser atravessados várias vezes pelo mesmo poço.