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1D and 2D modeling of thermal evolution of organic matter in the north and central sectors of Lusitanian Basin, Portugal | Modelagem 1D e 2D da evolução térmica da matéria orgânica nos sectores norte e central da Bacia Lusitânica, Portugal

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1D and 2D modeling of thermal evolution of organic matter in the north and central sectors of Lusitanian Basin, Portugal | Modelagem 1D e 2D da evolução térmica da matéria orgânica nos sectores norte e central da Bacia Lusitânica, Portugal

Abstract and Figures

The present work intends to present information about the thermal evolution of organic matter present in the geologic formations belonging to the Lusitanian Basin. For this evaluation the PetroMod software from IES Schlumberger (1D and 2D) has been applied. Three wells (one in the North and two in the Central sector) and three interpreted seismic lines (in the vicinity of the wells) were modeled, 1D and 2D respectively. The wells choice was based on the quality of the data from wells report (source: DPEP and Project Atlantis), as well as the absence of unconformities and major faults. The Lusitanian Basin was initiated during a late Triassic rifting phase and belongs to a family of periatlantic basins (e.g. Jeanne d’Arc Basin, Scotia Basin). It is located on the Portuguese part of the Western Iberia margin and was developed during the Mesozoic. After the end of the Cretaceous, the western border of the Iberian Plate suffered a compressive deformation that led to a progressive inversion of the central axis of the basin, uplifting and bringing to the surface the units deposited during the Mesozoic (Pena dos Reis & Pimentel, 2010). There are probably several petroleum systems recognized in Lusitanian Basin, from Paleozoic to Cenozoic, however only Mesozoic systems will be considered (Source: DPEP; BEICIP, 1996; Spigolon et al., 2010). The formations with better properties to act as reservoirs in the Lusitanian Basin are Corálico do Amaral and Lourinhã Formation. The most successful seals should be the limestones from Brenha Group, Montejunto Formation plus the basal level of Abadia Formation and the Taveiro Formation. The main Mesozoic source rocks are the Lower Brenha Group (Vale das Fontes), Coimbra Formation (Água de Madeiros) and Cabaços/Vale Verde Formation. For a simplified reading the Vale das Fontes and the Água de Madeiros Formations are included in one, the “Lower Source Rocks”, and the Cabaços/Vale Verde Formation in the “Upper Source Rocks”. From these the “Lower Source Rocks” represent the most important source rock in the basin. In the Lusitanian Basin the traps are mainly stratigraphic, although some structural traps can be recognized. The 1D models were based upon well data while 2D models depend on the authors interpretation of seismic lines. The boundaries conditions that can be defined are PWD (paleo-water depth), SWIT (sediment-water interface temperature) and HF (Heat Flow). The first two were equal in all models, but HF was different. On the Northern sector only one rift stage occurred, increasing the HF, but on the Central sector two magmatic events occurred, inducing high temperatures for a longer period of time. The periods of erosion have impact on the modeling results, so they are also considered on the models. These periods are different in the northern and central sectors, as well as the amounts of sediment loss in each one of the models. The outputs of each model (Fig. 06, 07 and 08) allowed an interesting approach to the evolution of the basin, showing that northern sector and central sector have different histories. In the north the subsidence and the thermal evolution was slow and progressive through time. The central sector is characterized by a fast subsidence which, associated to the high HF, caused a quick increase in the thermal maturation. Two different systems are working separately in the Lusitanian Basin, one in Lower Jurassic at the North, fed by the “Lower Source Rocks”, and another in Upper Jurasic at the Central sector, fed by the “Upper Source Rocks”. Further work will be done in the near future, applying this methodology to a more representative number of wells, covering all the basin extent. A 2D model in a regional seismic line shall also be done, in order to visualize the different maturity stages in one section.
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187
resumo
O presente trabalho consiste na apresentação e
discussão dos resultados da modelagem da evolução
térmica da matéria orgânica em três locais da Bacia
Lusitânica (Portugal). Para isto, realizou-se uma análise
descritiva das principais formações presentes na bacia,
dando ênfase àquelas que são mais propícias à geração
de hidrocarbonetos. A modelagem foi reali zada no
software PetroMod da IES Schlumberger, tanto em 1D
quanto em 2D. Foram modelados três poços, um no sec-
tor norte e dois no sector central da bacia. Os modelos
2D foram baseados em três linhas sísmicas interpretadas
nas proximidades desses poços. Este estudo permitiu
uma melhor percepção da evolução térmica da bacia e
a verificação da existência de dois sistemas petrolíferos
distintos: um no Jurássico Inferior e outro no Jurássico
Superior, activos nos sectores norte e central da bacia,
respectivamente. Estes sistemas são alimentados por
níveis do Gerador Inferior (formações Água de Madeiros
e Vale das Fontes) do Jurássico Inferior e pelos níveis do
Gerador Superior (Formação Cabaços/Vale Verde) do
Jurássico Superior, encontrando-se ambos na janela de
geração de óleo.
Palavras-chave: Bacia Lusitânica | modelagem térmica | sistemas petrolíferos |
rochas geradoras
Modelagem 1D e 2D da evolução térmica da
matéria orgânica nos sectores norte e central
da Bacia Lusitânica, Portugal
1D and 2D modeling of thermal evolution of organic matter in the north and central sectors of Lusitanian Basin, Portugal
Bernardo de Almeida Teixeira | Nuno Lamas Pimentel | Rui Paulo Bento Pena dos Reis
188
abstract
The following work consists in the modeling of
thermal evolution of organic matter in three places
of the Lusitanian Basin (Portugal). To this end, a
descriptive analysis of the main formations in the
Lusitanian Basin was done, emphasizing the ones
which are more favorable towards the generation of
hydrocarbons. The modeling was carried out using
IES Schlumberger’s PetroMod, both in 1D and 2D. For
the first stage, three wells were modeled, one in the
northern sector of the basin and two in the central
sector. The 2D models are based on three interpreted
seismic lines close to the wells. This study allowed
a better understanding of the thermal evolution in
the basin and the verification of the existence of two
distinct petroleum systems: one in the Lower Jurassic
and another in the Upper Jurassic, active in the north
and in the central section of the basin, respectively.
These systems are sourced by the Lower Source Rocks
(Água de Madeiros and Vale das Fontes formations)
in the Lower Jurassic and by the Upper Source Rocks
(Cabaços/Vale Verde formations) in the Upper Jurassic,
both in the oil generation window.
(Expanded abstract available at the end of the paper).
Keywords: Lusitanian Basin | thermal modeling | petroleum systems | source rocks
introdução
Este trabalho visa apresentar informações relativas
ao grau de evolução térmica da matéria orgânica
presente em diversos intervalos estratigráficos na
Bacia Lusitânica.
Para a realização desta avaliação foi utilizado o
software PetroMod da IES Schlumberger (1D e 2D).
Este software permite simular a evolução da bacia ao
longo do tempo, prevendo o nível de maturação das
rochas e o timing de geração dos hidrocarbonetos.
Sabendo quais as rochas com potencial de geração de
petróleo, é possível reproduzir sua evolução a partir de
uma história de tempo-temperatura conhecida, bem
como o seu actual estado de maturação. O timing
de geração de petróleo possui especial importância,
uma vez que se os outros elementos que compõem
o sistema petrolífero não estiverem presentes nesse
momento (sincronismo), não haverá acumulação de
hidrocarbonetos.
O objectivo fundamental deste estudo é a análise
da evolução térmica na Bacia Lusitânica, dando ênfase
às formações que apresentam potencial para geração
de petróleo (rochas geradoras). O foco deste trabalho
é o intervalo Mesozoico, não sendo considerados os
sistemas petrolíferos relacionados ao Paleozoico e
ao Cenozoico.
métodos
Para a realização da modelagem foi necessário,
numa primeira fase, seleccionar três poços para
executar a modelagem 1D, a par de três linhas sís-
micas nas proximidades desses poços, para execu-
tar os modelos 2D. Neste processo, optou-se por
escolher um poço no sector norte da bacia e dois
poços no sector central. A escolha dos poços foi
realizada tendo em conta a qualidade da informa-
ção contida nos relatórios de poço (Fonte: DPEP),
assim como a ausência de descontinuidades e de
falhas significativas.
Após a selecção dos poços, recorreu-se aos
relatórios de forma a realizar uma coluna litoestra-
tigráfica para cada um dos poços. Esta coluna, com
informações sobre a base e topo das formações,
foi introduzida no PetroMod 1D, assim como as
idades de deposição de cada uma das formações,
189
as litologias e os eventos erosivos. Para além disso,
definiu-se a função desempenhada por cada uma
das formações no sistema petrolífero (rocha gera-
dora, selo e reservatório). Nas formações selec-
cionadas como rochas geradores, introduziu-se o
valor médio de COT (Carbono Orgânico Total) e de
IH (Índice de Hidrogênio), assim como o modelo
cinético para cada uma das rochas geradoras de
acordo com o tipo de querogênio. As condições de
contorno que podem ser definidas para cada modelo
são: o fluxo de calor (HF), a temperatura de interface
água-sedimento (SWIT) e a paleobatimetria (PWD).
Nos modelos 2D, utilizaram-se as linhas sísmicas
ou esquemas das mesmas, construindo os modelos
por cima da interpretação das linhas. Aqui foi
possível definir diferentes fácies em uma mesma
unidade, tal como definir diferentes espessuras de
sedimentos erodidos na mesma descontinuidade
ou definir períodos de movimentação de falhas,
entre outras. As definições do sistema petrolífero
e da geoquímica das rochas geradoras para o 2D
é semelhante ao utilizado no 1D, tal como as con-
dições de contorno.
localização e breve
contexto geológico
A Bacia Lusitânica começou a formar-se durante
uma fase de rifte no Triássico Superior e pertence
a uma família de bacias periatlânticas (ex: Bacia de
Jeanne d’Arc e Bacia de Scotia). Está localizada na
margem oeste da Península Ibérica (fig. 1) e desen-
volveu-se durante o Mesozoico.
Com um alongamento dominante NNE-SSW,
a Bacia Lusitânica tem uma extensão de cerca de
225km e uma largura de 70km, delimitada pelo
Maciço Hespérico a oriente e a oeste pelo horst das
Berlengas, ambos constituídos por rochas de idade
Paleozoica (Ribeiro et al., 1979). A gênese desta bacia
encontra-se intimamente relacionada à evolução do
sector norte do Atlântico, por afastamento entre os
continentes norte-americano e euro-asiático, com
sedimentação espessa sobre os terrenos Variscos,
controlada pelas lineações e direcções de fracturação
do ciclo anterior (Kullberg, 2000).
Figura 1
Localização e mapa geológico
da Bacia Lusitânica com a
localiza ção dos poços e linhas
sísmicas selecionadas.
Figura 1
Lusitanian Basin location and
geological map with selected
wells and seismic lines.
190
São identificadas cinco fases de enchimento prin-
cipais no registro sedimentar mesozoico da Bacia
Lusitânica: Triássico Superior – Caloviano, Oxfordiano
Berriasiano, Valanginiano – Aptiano Inferior, Aptiano
Superior – Campaniano Inferior, Campaniano Supe-
rior – Maastritchiano (Cunha e Pena dos Reis, 1993).
Após o fim do Cretáceo, o bordo oeste da placa
Ibérica sofreu uma fase de deformação compres-
siva que conduziu à progressiva inversão da bacia,
levantando-a e trazendo para a superfície as unidades
depositadas durante o Mesozoico (Pena dos Reis e
Pimentel, 2010a).
A evolução da Bacia Lusitânica pode ser dividida
em quatro fases geodinâmicas distintas: i) um primeiro
rifte oeste-Tethyano; ii) um segundo rifte atlântico;
iii) break-up Norte Atlântico em três segmentos dia-
crônicos e iv) inversão tectônica da bacia e uplift da
maioria das áreas (Pena dos Reis e Pimentel, 2010a).
litoestratigrafia
A informação litológica apresentada neste capí-
tulo (fig. 2) foi retirada de Martins e Moita (2010)
e adaptada ao quadro litoestratigráfico de Reis e
Pimentel (2010a).
A Formação Dagorda depositou-se durante o
Triássico Superior até o Hetangiano, em um ambiente
de depressão intracontinental com início de invasão
marinha rasa (sabkhas e lagunas peritidais), podendo
conter fácies de ambiente marinho aberto. Esta
formação é constituída por argilitos e margas com
diversas colorações, calcários margosos/dolomíticos,
gesso e sal. Quando possível, distinguem-se as fácies
margosas das dolomíticas.
A Formação de Coimbra depositou-se durante o
Sinemuriano e é composta por calcários compactos,
calcários dolomíticos e sideríticos, margas e gesso.
A deposição desta formação representa o início da
influência marinha em ambiente de rampa carbona-
tada restrita. Conforme acontece na Formação da
Dagorda, é usual a distinção entre dois membros:
Coimbra calcário e Coimbra dolomítico (Ribeiro et
al., 1979).
O Grupo Brenha depositou-se entre o Sinemuriano
Superior e o Caloviano em ambiente marinho profundo
e de rampa carbonatada. Este grupo é caracterizado
por calcários micríticos com colorações escuras
(negros/cinzentos), passando gradualmente para
margas e folhetos ricos em matéria orgânica. Comu-
mente, subdivide-se este grupo em Brenha Inferior
(mais argiloso e com maior potencial para a geração
de petróleo) e Brenha Superior (mais carbonatado e
pobre em matéria orgânica).
Do Aaleniano até o Caloviano, foi depositada a
Formação de Candeeiros em um ambiente de rampa
interna com passagem a plataforma instável progra-
dante. Esta formação é caracterizada por calcários
oolíticos, bioclásticos e peloidais, intercalados com
dolomitos. São igualmente comuns os calcários mar-
gosos, oncolíticos e com birdeyes e os calcários rasos
com marcas de exposição aérea, a par de calcários
brechoides de debris-flows em setores mais profundos
da bacia. Com difícil distinção e por serem, em parte,
equivalentes laterais, as rochas das formações de
Brenha e de Candeeiros surgem por vezes indicadas
como “Brenha + Candeeiros”.
A Formação Cabaços é datada do Oxfordiano
Superior e é caracterizada por calcários ricos em bi-
valves e calcários betuminosos, depositados em um
ambiente margino-marinho. O seu equivalente late-
ral no sector norte é a Formação de Vale Verde, no
entanto, por vezes, são distinguidas as duas em uma
mesma secção. Os elevados teores de hidrogênio
de alguns níveis confere-lhes potencial gerador de
petróleo (BEICIP, 1996).
Ainda durante o Oxfordiano Superior, iniciou-se a
deposição da Formação de Montejunto, tendo como
litologias dominantes calcários cinzentos, calcários
oolíticos com corais e calcários fossilíferos. A parte
inferior foi depositada em ambiente marinho pouco
profundo até um ambiente de laguna salobra. A parte
superior evolui de um ambiente de rampa para um
ambiente de rampa profunda (tipicamente marinho)
com marcas significativas de instabilidade tectônica
nos níveis superiores. Por vezes, distingue-se um
membro calcário pós-Montejunto, conhecido como
Membro de Tojeira.
A Formação de Abadia depositou-se durante o
Kimeridgiano em um ambiente de turbiditos proxi-
mais a leque submarino. Esta formação é constituída
predominantemente por margas, contendo ainda
arenitos, conglomerados e calcários. A tecto desta
formação, é possível distinguir localmente um mem-
bro estritamente arenoso conhecido como Membro
Arenoso pós-Abadia.
Também durante o Kimeridgiano, depositou-se o
Corálico do Amaral em um ambiente de plataforma
rasa agitada e pouco profunda. Esta formação é com-
posta por calcários oolíticos, margosos com colorações
191
cinzento claras com intercalações finas de arenitos
quartzosos, oo-oncolíticos, margo-carbonatados e de
biostromas de algas e corais. Assim como na Formação
de Abadia, por vezes surge um membro estritamente
arenoso (Membro pós-Amaral).
A Formação de Alcobaça foi depositada durante o
Kimeridgiano e é constituída por uma alternância de
margas laminadas, calcários e escassos arenitos. Esta
formação é tida como equivalente lateral da Forma-
ção de Abadia no sector norte da bacia. O ambiente
de deposição desta formação varia desde marinho a
lagunar/lacustre e fluvial.
Durante o intervalo Titoniano – Berriasiano,
depositou-se a Formação Lourinhã. Esta é composta
predominantemente por sedimentos siliciclásticos
continentais, fluvio-deltaicos, com calcretos, podendo
existir finas intercalações de níveis marginais marinhos,
por vezes carbonatados e bioclásticos.
Nos poços analisados não existe representação
da totalidade das unidades cretácicas. No entanto,
em áreas significativas da bacia, a sedimentação
cretácica atingiu algumas centenas de metros, com
sedimentação essencialmente fluvial e costeira.
No Cretáceo, também ocorreram importantes
etapas de soerguimento e erosão (Santos et al.,
2010), aspecto que foi tentativamente abordado
na modelagem efectuada. Além disso, a evolução
cenozoica incluiu etapas de sedimentação e soer-
guimento não consideradas neste trabalho.
sistemas petrolíferos
Uma vez que o principal objectivo deste trabalho
se relaciona às rochas geradoras, o restante dos ele-
mentos constituintes dos sistemas petrolíferos são
apresentados de forma sucinta.
A ocorrência de acumulações de petróleo em
subsuperfície, bem como a presença de exsudações
e impregnações de óleo em superfície, indicam a
existência de sistemas petrolíferos ativos na bacia
(Fonte: DPEP). A boa correlação óleo-rocha geradora
sugere pelo menos dois sistemas: um do Jurássico
Inferior e outro relacionado ao Jurássico Superior
(BEICIP, 1996; Spigolon et al., 2010). Contudo, um
provável sistema petrolífero hipotético pode estar
relacionado a rochas do Paleozoico (Uphoff, 2005).
Neste trabalho serão considerados os sistemas
petrolíferos Mesozoicos.
No que diz respeito às rochas geradoras, várias
podem ser consideradas como bons geradores,
mesmo que seja em algum nível mais rico em ma-
téria orgânica. Desta forma, é necessário avaliar os
melhores geradores em uma perspectiva mais global,
sendo as melhores rochas geradoras: Formação de
Coimbra (Água de Madeiros), Brenha Inferior (Vale
das Fontes) e Formação Cabaços/Vale Verde (Pena
dos Reis e Pimentel, 2010b) (figs. 3 e 4). De forma a
permitir uma leitura mais simples, serão considerados
dois intervalos geradores: Gerador Inferior, composto
pela Formação Coimbra (Água de Madeiros) e Brenha
Inferior (Vale das Fontes); Gerador Superior, com-
posto pela Formação Cabaços/Vale Verde.
Figura 2
Quadro simplicado da lito -
estratigraa adoptada neste
trabalho (rochas gera doras
com círculo negro).
Figure 2
Simplified adopted
lithostratigraphy (source
rocks w ith black circles).
192
Desta visualização dos dados é possível seleccionar
o Gerador Inferior como o melhor gerador, com uma
espessura total até 215m para geração, valores de HI
significativos para a geração de petróleo e um quero-
gêno de tipo I/II/III.
Os reservatórios apresentam diferentes caracte-
rísticas, desde calcários fracturados até pacotes are-
nosos (Pena dos Reis e Pimentel, 2010b). Em termos
de porosidade primária as formações que podem
ser consideradas como melhores reservatórios são o
Corálico do Amaral e a Formação da Lourinhã (ib idem).
No que diz respeito às formações que podem actuar
como selos as hipóteses são várias, sendo necessário
um maior cuidado ao avaliar a sua integridade. Os selos
mais fiáveis no Mesozoico serão os carbonatos do Grupo
Brenha e da Formação Montejunto, juntamente com a
parte inferior da Formação Abadia e a Formação Taveiro
(Pena dos Reis e Pimentel, 2010b).
As armadilhas presentes na Bacia Lusitânica são
essencialmente estratigráficas, no entanto, a presença
da Formação Dagorda (sal) aumenta a possibilidade
de formação de armadilhas estruturais (Pena dos Reis
e Pimentel, 2010b). Assim, até o final do Cretáceo,
quando ocorreu um importante episódio de inversão
da bacia, os processos halocinéticos que promoveram a
ascensão da Formação Dagorda poderiam ter formado
diversas armadilhas estruturais.
modelagem térmica
Para a avaliação do grau de maturação das prin-
cipais rochas geradoras na Bacia Lusitânica, foram
realizados dois tipos de modelos: 1D e 2D. A mode-
lagem 1D foi realizada em três poços, enquanto a
modelagem 2D foi executada em três linhas sísmicas
interpretadas nas proximidades dos poços (fig. 5).
dados de entrada
Os três poços escolhidos para a modelagem 1D
foram Cp-1, Sb-1 e Vm-1. A profundidade de cada
formação foi retirada do Relatório de Poço (Fonte:
DPEP) e introduzida no PetroMod. Quanto à mo-
delagem 2D, foram utilizadas três linhas sísmicas
previamente interpretadas na bibliografia (Ar 10-80,
H e UTP 81-01), realizando-se os modelos por cima
dessas interpretações.
A litoestratigrafia adaptada em cada um dos
poços pode ser vista na figura 5, bem como as
linhas sísmicas de que se partiu para a construção
dos modelos 2D. As linhas Ar 10-80 e H foram
interpretadas por Carvalho et al. (2005) e a linha
UTP 81-01 por Lopes (1993). Note-se que provavel-
mente existiu um pacote cretácico indiferenciado
sobreposto à Formação Lourinhã, assim como do
Terciário, que teriam sido posteriormente erodidos
durante o período de inversão e soerguimento da
Bacia Lusitânica.
Os períodos erosivos cretácicos, tão importantes e
influentes no resultado da modelagem, foram quanti-
ficados por Santos et al. (2010) a partir da análise da
cartografia publicada na escala 1:50.000, identificação
das descontinuidades existentes na Bacia Lusitânica e da
modelagem das espessuras erodidas por soerguimento
coevo. Para a modelagem em Petromod, foram retirados
dos mapas de Santos et al. (2010) valores interpolados
para os locais dos poços e das linhas sísmicas.
Quanto aos valores de erosão para o Jurássico
Superior e para o Cretáceo Superior, estes foram
Formação Espessura
(m)
TOC
(%)
HI
(mg HC/g)
S2
(mg HC/g)
Tipo
Querógeno
Cabaços 20 - 110 0 - 21,99 80 - 664 0 - 73,4 I/II/III "Gerador Superior"
Brenha 140 - 190 0 - 22,8 40 - 483 0 - 34,4 II/III
"Gerador Inferior"
Coimbra 5 - 25 0 - 9,89 70 - 697 0 - 52,0 I/II
Figura 3
Características geoquímicas
das principais rochas gera-
doras (Fonte: BEICI P).
Figure 3
Geochemistry characteris-
tics of the main source rocks
(Source: BEICIP).
Figura 4
Comparação geoquímica das
principais rochas geradoras
(valores médios, retirados da
Figura 3).
Figure 4
Geochemical comparison of
selected formations (mean
values, withdrawn from
Figure 3).
193
determinados a partir da espessura das sequências
em falta nos registos dos poços (hiatos estratigráficos),
estimada com base em mapas de isópacas (Atlantis,
2010). As idades dos períodos erosivos estão cons-
trangidas pelas unidades presentes ou ausentes nos
poços, sendo comuns as fases erosivas do Jurássico
Superior e do Cretáceo Superior, as quais podem ser
visualizadas como descontinuidades à escala da bacia
(Reis e Pimentel, 2010a).
condições de contorno
Para definir a paleobatimetria (PWD) (fig. 6),
levou-se em conta o ambiente deposicional de cada
uma das formações, sendo possível assumir as respec-
tivas profundidades de deposição, representadas na
escala vertical em metros. Após o Cretáceo, não foram
identificadas formações nos poços, no entanto, con-
siderando um regime de deposição essencialmente
continental, a profundidade adotada foi zero.
O parâmetro SWIT (fig. 6) é baseado na paleolatitude
da região em estudo. O software PetroMod possui uma
ferramenta automática que permite calcular a tempe-
ratura de interface, introduzindo a latitude actual que
se encontra a bacia, influenciado pelo modelo adotada
para a paleobatimetria. A escala vertical deste parâmetro
é a temperatura em graus Célsius.
A tendência do fluxo de calor (HF) (fig. 6) ao longo
do tempo não é de fácil definição, uma vez que os
dados bibliográficos disponíveis sobre este parâmetro
na Bacia Lusitânica são escassos. Desta forma,
assumiu-se um aumento do HF durante o Jurássico
Superior devido aos eventos de rifteamento, recor-
rendo-se a uma ferramenta incorporada no PetroMod
que auxilia a criar este efeito, considerando o valor
de estiramento crustal (𝛽) e o tempo de duração de
cada fase de rifte. No sector norte da bacia ocorre
unicamente esta fase rifte, enquanto no sector central
ocorreram dois eventos magmáticos (Martins et al.,
2010), adicionando-se dois pequenos picos de calor
ao modelo de HF nesse sector.
Figura 5
Litoestratigraa assumida
para cada um dos poços
modelados em 1D e linhas
sísmicas utilizadas para a
modelagem 2D.
Figure 5
Lithostratigraphy assumed
for each well modeled in 1D
and seismic lines used in the
2D modeling.
194
calibração térmica e parâmetros cinéticos
Para a calibração térmica dos modelos foram
utilizados dados de reflectância da vitrinita (fonte:
BEICIP, 1996). Na figura 7, visualiza-se a curva teórica
de maturação obtida para cada um dos modelos e a
sua relação com os dados de reflectância da vitrinita
de cada poço. Como é possível verificar, a curva de
maturação encontra-se sempre bastante ajustada
em relação aos intervalos de reflectância da vitrinita.
Os modelos cinéticos adotados foram criados por
Pepper e Corvi (1995). Estes modelos baseiam-se
essencialmente no ambiente deposicional e na idade
estratigráfica das rochas geradoras. Estes modelos
cinéticos são recomendados quando não se tem a
certeza de que tipo de modelo utilizar e, sobretu-
do, em áreas de baixo conhecimento geoquímico.
Devido à variabilidade de querogêno existente nos
grupos de rochas geradoras, optou-se por utilizar
uma cinética referente ao tipo II, já que este se en-
contra presente em todos os intervalos geradores
considerados.
Poço Vermoil -1 e linha
sísmica UTP 81-01
Neste poço, não são diferenciadas as uni-
dades de Brenha e de Candeeiros nos relatórios
de poço, sendo tratados como um grupo único
(Brenha+Candeeiros). Os depósitos cretácicos
acima da Formação Lourinhã não se encontram
diferenciados e são tratados conjuntamente como
um grupo arenítico e argiloso.
O ponto de partida para a modelagem 2D foi o
esquema realizado por Lopes (1993) para a linha sís-
mica UTP 81-01, tendo-se construído o modelo com
base nos horizontes interpretados.
Para estes modelos, foram considerados três
períodos erosivos: 159-158 Ma, 145-140 Ma e 72-0
Ma, representando respectivamente 50m, 285m
e 200m de perda devido à erosão. O modelo de
HF utilizado foi aquele com um só pico de calor
devido ao rifte.
Figura 6
Condições de Contorno assu-
midas nos modelos, de cima
para baixo: P WD, SWI T, HF sec-
tor norte e HF sec tor central.
Figure 6
Boundary Conditions ad-
opted in th e models , from
top to bottom: PWD, SWIT,
north er sector HF and cen-
tral sec tor HF.
195
É possível verificar que o início da geração de hi-
drocarbonetos se encontra relacionado ao incremento
do fluxo de calor (fig. 8). Pode visualizar-se que a fase
de gás úmido é atingida nas formações inferiores.
No entanto, a principal unidade geradora (Gerador
Inferior) encontra-se na janela principal a tardia de
geração de óleo. A taxa de transformação mostra que
o Gerador Inferior continua a gerar hidrocarbonetos,
não tendo esgotado todo o seu potencial máximo de
geração (fig. 8).
Na modelagem da linha sísmica, é possível
observar o efeito causado pela presença de um
diápiro de sal no modelo. Uma vez que o sal é um
bom condutor de calor, ocorre um efeito de pull
up causado pelo diápiro (fig. 8). Desta forma, as
janelas de óleo e de gás aparecem mais elevadas
nas proximidades do diápiro de sal que em qual-
quer outra parte do modelo. Devido a este efeito,
o estágio da sobrematuração é atingido nas regiões
subjacentes ao diápiro.
Poço Campelos-1 e
linha sísmica H
As descrições dos relatórios de poço mostram
uma subdivisão entre Brenha Inferior e Superior,
bem como uma subdivisão entre Formação Dagorda
dolomítica e margosa.
A modelagem 2D foi realizada sobre a linha sís-
mica H, previamente interpretada por Carvalho et al.
(2005), aproveitando-se assim a sua subdivisão em
horizontes para a realização do modelo.
Os períodos erosivos tiveram lugar entre 159-158
Ma, 115-112 Ma e 72-0 Ma, sendo erodidos 125m,
100m e 200m respectivamente. O modelo de HF uti-
lizado para estes modelos foi aquele com três picos
de calor: um inicial, devido ao rifte Jurássico e os dois
subsequentes, devido ao magmatismo Cretácico.
No modelo de temperatura é visível o efeito do HF
(fig. 9), especialmente relacionado à ocorrência dos
picos de HF devido ao magmatismo, uma vez que o
pico de rifte se encontra mascarado pela deposição
das unidades, principalmente da Formação Abadia e
Formação Lourinhã, cujas espessuras atingem 800m.
No que diz respeito à geração, não é óbvio se esta é
desencadeada pela deposição e consequente carga da
Formação Abadia ou se é induzida pelo aumento do
fluxo de calor. Muito provavelmente, uma mistura das
duas opções representa o que se passou na realidade.
Pode ainda verificar-se que o Gerador Inferior en-
trou na janela de gás úmido, ao passo que o Gerador
Superior se encontra na transição entre a janela do óleo
e a janela do gás (fig. 9). O Gerador Inferior atingiu mais
de 96% de taxa de transformação da matéria orgâ-
nica, enquanto o Gerador Superior produziu cerca de
78% a 90% dos hidrocarbonetos que poderia gerar.
Figura 7
Curva de maturação obtida
para cada um dos modelos e
sua relação com os dados de
reec tância da vitrinita em
cada poço.
Figure 7
Maturation curve obtained
for each model and it s rela-
tion with v itrinit e reflactance
data for each well.
196
Jurassic
Lower Jurassic Middle Jurassic Upper Jurassic
Cretaceous
Lower Cretaceous Upper Cretaceous
Paleogene
Paleocene Eocene Oligocene
Neogene
Miocene
Lourinhã
Alcobaça
Montejunto
Brenha + Candeeiros
Cabaços
Vale Verde
Coimbra cal
Coimbra dol
Dagorda
100 50 0150200
170.47
162.83
155.20
147.57
139.93
132.30
124.67
117.03
109.40
101.76
94.13
86.50
78.86
71.23
63.60
55.96
48.33
40.69
33.06
25.43
17.79
Temperature [°C]
Temperature, Vermoil
Temperature [ºC]
Time [Ma]
Jurassic
Lower Jurassic Middle Jurassic Upper Jurassic
Cretaceous
Lower Cretaceous Upper Cretaceous
Paleogene
Paleocene Eocene Oligocene
Neogene
Miocene
100
Time [Ma]
50 0
150200
Sweeney&Burnham(1990)_EASY%Ro [%Ro]
Overmature >4
Dry Gas (2-4)
Wet Gas (1.3-2)
Late Oil (1.0-1.3)
Main Oil (0.7-1.0)
Early Oil (0.55-0.7)
Immature (0.25-0.55)
Sweenwy&Burnham(1990)_EASY%Ro, Vermoil
Lourinhã
Alcobaça
Montejunto
Brenha + Candeeiros
Cabaços
Vale Verde
Coimbra cal
Coimbra dol
Dagorda
Sweeney&Burnham(1990)_EASY%Ro [%Ro]
Jurassic
Lower Jurassic Middle Jurassic Upper Jurassic
Cretaceous
Lower Cretaceous Upper Cretaceous
Paleogene
Paleocene Eocene Oligocene
Neogene
Miocene
100
Time [Ma]
50 0
150200
27.41
31.98
36.55
41.11
45.68
50.25
54.82
59.39
86.80
91.37
82.23
77.66
73.09
68.52
63.96
22.84
18.27
13.70
9.14
4.57
0.00
TR_Pepper&Corvi(1995)_TII(B), Vermoil
Lourinhã
Alcobaça
Montejunto
Brenha + Candeeiros
Cabaços
Vale Verde
Coimbra cal
Coimbra dol
Dagorda
TR_Pepper&Corvi(1995)_TII(B) [%]TR_Pepper&Corvi(1995)_TII(B) [%]
Figura 8
Modelação do poço Vm-1
(à esquerda) e da linha UT P
81-01 (à direita).
Poço Vm-1, de cima pa ra baixo:
a) Modelo de Temperatura ,
mostrando o aumento de tem-
peratura induzido pelo pico de
uxo de calor considerado;
b) Modelo de Maturação, onde
é possível veric ar a entrada
nas janelas de matura ção du-
rante o Jurássico Superior;
c) Modelo de Taxa de
Transformação, podendo veri-
car-se a evolução da transfor-
mação da matéria orgânica ao
longo do te mpo.
Linha UTP 81-01, de cima
para baixo:
a) Modelo de Temperatura aos
112 Ma, podendo ver-se a sua
evolução em profundidade;
b) Modelo de Maturação,
vericando- se a posição das
janelas de maturação na
actualidade;
c) Modelo de Taxa de Trans-
formação, onde se pode
vericar a evolução das taxas
em profundidade.
Figure 8
Modeling for well Vm-1 (on
the left) and for the line UTP
81-01 (on the right).
Well Vm-1, from top to bottom:
a) Temperature model, showing
the increase in temperature
induced by heat flow peak;
b) Maturation model, showing
the entrance of the sediments
in oil maturation windows
during Late Jurassic;
c) Transformation Ratio
models, showing the evolu-
tion of organic matter matu-
ration through time.
Line UTP 81- 01, from top to
bottom:
a) Temperature model at
112 Ma, showing its evolu-
tion in dept h;
b) Maturation model, showing
de actual position of the matu-
ration windows;
c) Transformation Ratio model,
showing the attained rates of
transformation in depth.
a
b
c
197
Boa Viagem + Fi
112 Ma
Cabaços + Mont
Candeeiros
Coimbra + Brent
Soco
Dagorda
100 50
0 1000 2000 40003000 5000 70006000 11000 120008000 9000 10000
(m)
Boa Viagem + Fi
Calcários
Miocénico
0 Ma
Cabaços + Mont
Candeeiros
Coimbra + Brent
Soco
Dagorda
0 1000 2000 40003000 5000 70006000 110008000 9000 10000
(m)
Boa Viagem + Fi
Calcários
Miocénico
0 Ma
Cabaços + Mont
Candeeiros
Coimbra + Brent
Soco
Dagorda
0 1000 2000 40003000 5000 70006000 110008000 9000 10000
(m)
198
JurassicTri.
Lower JurassicU Tri. Middle Jurassic Upper Jurassic
Cretaceous
Lower Cretaceous Upper Cretaceous
Paleogene
Paleocene Eocene Oligocene
Neogene
Miocene
Lourinhã
Tojeira
Abadia
Montejunto
Membro Arenoso
Membro pós Amaral
Cabaços
Brenha Superior
Brenha Inferior
Coimbra dolomítico
Dagorda dol
Dagorda margas
100 50 0150200
3000
2000
1000
0
215.64
205.75
195.85
185.96
176.07
166.18
156.29
146.39
136.50
126.61
116.72
106.82
96.93
87.04
77.15
67.25
57.36
47.47
37.58
27.68
17.79
Temperature, Campelos
Temperature [ºC]
Time [Ma]
Depth Subsea [m]
JurassicTri.
Lower JurassicU Tri. Middle Jurassic Upper Jurassic
Cretaceous
Lower Cretaceous Upper Cretaceous
Paleogene
Paleocene Eocene Oligocene
Neogene
Miocene
Lourinhã
Tojeira
Abadia
Montejunto
Membro Arenoso
Membro pós Amaral
Cabaços
Brenha Superior
Brenha Inferior
Coimbra dolomítico
Dagorda dol
Dagorda margas
100 50 0150200
3000
2000
1000
0
Sweeney&Burnham(1990)_EASY%Ro, Campelos
Sweeney&Burnham(1990)_EASY%Ro [%Ro]
Time [Ma]
Depth Subsea [m]
Overmature >4
Dry Gas (2-4)
Wet Gas (1.3-2)
Late Oil (1.0-1.3)
Main Oil (0.7-1.0)
Early Oil (0.55-0.7)
Immature (0.25-0.55)
JurassicTri.
Lower JurassicU Tri. Middle Jurassic Upper Jurassic
Cretaceous
Lower Cretaceous Upper Cretaceous
Paleogene
Paleocene Eocene Oligocene
Neogene
Miocene
Lourinhã
Tojeira
Abadia
Montejunto
Membro Arenoso
Membro pós Amaral
Cabaços
Brenha Superior
Brenha Inferior
Coimbra dolomítico
Dagorda dol
Dagorda margas
100 50 0150200
3000
2000
1000
0
98.47
93.55
88.63
83.70
78.78
73.86
68.93
64.01
59.08
54.16
49.24
44.31
39.39
34.47
29.54
24.62
19.69
14.77
9.85
4.92
0.00
TR_Pepper&Corvi(1995)_TII(B), Campelos
TR_Pepper&Corvi(1995)_TII(B) [%]
Time [Ma]
Depth Subsea [m]
Figura 9
Modelação do poço Cp-1 (à es-
querda) e da linha H (à direita).
Poço Cp-1, de cima para baixo:
a) Modelo de Temperatura ,
mostrando o aumento de
temperatura induzido pelos
três picos de uxo de calor
considerado;
b) Modelo de Maturação, onde
é possível veric ar a entrada
nas janelas de matura ção du-
rante o Jurássico Superior;
c) Modelo de Taxa de
Transformação, podendo
vericar-se a evolução da
transformação da matéria
orgâ nica ao longo do tempo.
Linha H, de cima para baixo:
a) Modelo de Temperatura ,
podendo ver-se a sua evo-
lução em profundidade;
b) Modelo de Maturação,
vericando- se a posição das
janelas de maturação na
actualidade;
c) Modelo de Taxa de Trans-
formação, onde se pode
vericar a evolução das taxas
em profundidade.
Figure 9
Modeling for well Cp -1 (on
the left) and for the line
H (on the right). Well Cp-1,
from top to bottom:
a) Temperature model,
showing the increase in tem-
perature induced by heat
flow peaks;
b) Maturation model, showing
the entrance of the sediments
in oil maturation windows
during Late Jurassic;
c) Transformation Ratio
models, showing the evolu-
tion of organic matter matu-
ration through time.
Line H, fr om top to bottom:
a) Temperature model, showing
its evolu tion in depth;
b) Maturation model, showing
de actual position of the matu-
ration windows;
c) Transformation Ratio model,
showing the attained rates of
transformation in depth.
a
b
c
199
0 Ma
0 1000 2000 40003000 5000 70006000 8000 9000 10000
(m)
Lourinhã
Montejunto
Brenha
Candeeiros
Cabaços
Abadia
Coimbra
Dagorda
0 Ma
0 1000 2000 40003000 5000 70006000 8000 9000 10000
(m)
Lourinhã
Montejunto
Brenha
Candeeiros
Cabaços
Abadia
Coimbra
Dagorda
0 Ma
0 1000 2000 40003000 5000 70006000 8000 9000 10000
(m)
Lourinhã
Montejunto
Brenha
Candeeiros
Cabaços
Abadia
Coimbra
Dagorda
200
JurassicTriassic
Lower JurassicU Tri. Middle Jurassic Upper Jurassic
Cretaceous
Lower Cretaceous Upper Cretaceous
Paleogene
Paleocene Eocene Oligocene
Neogene
Miocene
Amaral
Tojeira
Montejunto
Abadia
Cabaços
Brenha Superior
Brenha Inferior
Coimbra
Dagorda
Soco
100 50 0150200
184.57
176.23
167.89
159.55
151.21
142.87
134.54
126.20
117.86
109.52
101.18
92.84
84.50
76.16
67.83
59.49
51.15
42.81
34.47
26.13
17.79
Temperature, Sobral
Temperature [ºC]
Time [Ma]
JurassicTriassic
Lower JurassicU Tri. Middle Jurassic Upper Jurassic
Cretaceous
Lower Cretaceous Upper Cretaceous
Paleogene
Paleocene Eocene Oligocene
Neogene
Miocene
Amaral
Tojeira
Montejunto
Abadia
Cabaços
Brenha Superior
Brenha Inferior
Coimbra
Dagorda
Soco
100 50 0150200
Sweeney&Burnham(1990)_EASY%Ro, Sobral
Time [Ma]
Sweeney&Burnham(1990)_EASY%Ro [%Ro]
Overmature >4
Dry Gas (2-4)
Wet Gas (1.3-2)
Late Oil (1.0-1.3)
Main Oil (0.7-1.0)
Early Oil (0.55-0.7)
Immature (0.25-0.55)
JurassicTriassic
Lower JurassicU Tri. Middle Jurassic Upper Jurassic
Cretaceous
Lower Cretaceous Upper Cretaceous
Paleogene
Paleocene Eocene Oligocene
Neogene
Miocene
Amaral
Tojeira
Montejunto
Abadia
Cabaços
Brenha Superior
Brenha Inferior
Coimbra
Dagorda
Soco
100 50 0150200
94.64
89.91
85.18
80.45
75.72
70.98
66.25
61.52
56.79
52.05
47.32
42.59
37.86
33.13
28.39
23.66
18.93
14.20
9.46
4.73
0.00
TR_Pepper&Corvi(1995)_TII(B), Sobral
TR_Pepper&Corvi(1995)_TII(B) [%]
Time [Ma]
TR_Pepper&Corvi(1995)_TII(B) [%]
Figura 10
Modelação do poço Sb-1
(à esquerda) e da linha Ar
10-8 0 (à direita).
Poço Sb-1, de cima para baixo:
a) Modelo de Temperatura ,
mostrando o aumento de
temperatura induzido pelos
três picos de uxo de calor
considerado;
b) Modelo de Maturação, onde
é possível veric ar a entrada
nas janelas de matura ção du-
rante o Jurássico Superior;
c) Modelo de Taxa de
Transformação, podendo
vericar-se a evolução da
transformação da matéria or-
gânica ao longo do tempo.
Linha Ar 10 -80 , de cima
para baixo:
a) Modelo de Temperatura ,
podendo ver-se a sua evolu-
ção em profundidade;
b) Modelo de Maturação,
vericando- se a posição das
janelas de maturação na
actualidade;
c) Modelo de Taxa de Trans-
formação, onde se pode
vericar a evolução das taxas
em profundidade.
Fig ure 10
Modeling for well Sb -1 (on
the left) and for the line Ar
10-8 0 (on the right).
Well Sb-1, from top to
bottom:
a) Temperature model,
showing the increase in
temperature induced by
heat flow peaks;
b) Maturation model, showing
the entrance of the sediments
in oil maturation windows
during Late Jurassic;
c) Transformation Ratio
models, showing the evolu-
tion of organic matter matu-
ration through time.
Line Ar 10-80 , from top to
bottom:
a) Temperature model, showing
its evolu tion in depth;
b) Maturation model, showing
de actual position of the matu-
ration windows;
c) Transformation Ratio model,
showing the attained rates of
transformation in depth.
a
b
c
201
140 Ma
0 1000 2000 40003000 5000 70006000 8000 9000 10000
(m)
Lourinhã
Montejunto
Brenha
Soco
Cabaços
Abadia
Coimbra
Dagorda
0 Ma
0 1000 2000 40003000 5000 70006000 8000 9000 10000
(m)
Lourinhã
Montejunto
Brenha
Soco
Cabaços
Abadia
Dagorda
0 Ma
0 1000 2000 40003000 5000 70006000 8000 9000 10000
(m)
Lourinhã
Montejunto
Brenha
Soco
Cabaços
Abadia
Dagorda
Coimbra
202
Poço Sobral-1 e linha sísmica Ar10-80
Este poço tem o seu início na Formação da
Lourinhã e atinge o embasamento. Os relatórios
de poço indicam uma subdivisão entre Brenha
Superior e Brenha Inferior, assim como a existência
de duas unidades calcárias: Membro de Tojeira e
Corálico do Amaral.
Para a modelagem 2D foi utilizada a linha sísmica
(Ar10-80), interpretada por Carvalho et al. (2005),
sendo sua interpretação a base para a construção
do modelo.
As fases erosivas consideradas ocorreram nos
intervalos 159-158 Ma, 115-112 Ma e 72-0 Ma,
tendo erodido 425m, 50m e 200m de sedimento
respectivamente.
Tal como nos modelos de Campelos, utilizou-se
aqui o modelo de fluxo de calor com três picos (um
de rifte Jurássico e dois de magmatismo Cretácico).
Novamente os três picos do HF são bem visíveis
no modelo de temperatura do poço. O modelo de
geração mostra que tanto o Gerador Inferior como
o Gerador Superior se encontram na janela de óleo.
O pico de calor devido à fase rifte jurássica parece ter
sido o responsável pelo início da geração de hidrocar-
bonetos. Porém, a rápida deposição da Formação de
Abadia também pode ter contribuído para este início
de geração. Pode verificar-se no modelo de geração o
ligeiro efeito provocado pelos dois picos de HF pós-rifte
na geração (fig. 10).
As taxas mais baixas de transformação da matéria
orgânica relativas ao Gerador Superior mostram que
ainda há potencial para geração de petróleo, enquanto
o Gerador Inferior atingiu elevadas taxas de transfor-
mação (fig. 10).
conclusões
A realização deste estudo possibilitou uma melhor
compreensão da evolução térmica da matéria orgâ-
nica na Bacia Lusitânica.
É perceptível que no sector norte da Bacia
Lusitânica a evolução térmica e a subsidência
desenrolaram-se de forma progressiva e contínua
ao longo do tempo, não obstante a ocorrência de
períodos de erosão.
Ao contrário, o sector central apresenta uma his-
tória deveras complexa. A subsidência ocorreu mais
rapidamente, muito provavelmente devido à deposi-
ção de uma grande quantidade de sedimentos entre o
Kimeridgiano e o Berriasiano. Associando ainda o ele-
vado fluxo de calor devido à fase de rifte, encontra-se
a explicação para a rápida evolução da maturação apre-
sentada neste sector da bacia.
Assim, no sector norte da Bacia Lusitânica, a
principal formação a funcionar como rocha geradora
de hidrocarbonetos teria sido o Gerador Inferior, já
que o Gerador Superior não atingiu as condições
necessárias para iniciar a geração. No sector central
da Bacia Lusitânica, o Gerador Inferior ultrapassou
a janela de óleo, devido à rápida subsidência pela
qual o Gerador Superior desempenha o papel de
principal gerador, encontrando-se na janela de óleo.
Desta forma, pode concluir-se acerca da existência de
pelo menos dois sistemas petrolíferos a funcionarem
de modo distinto em sectores diferentes da Bacia
Lusitânica. Estes argumentos são comprovados no
campo, onde é possível identificar exsudações de
petróleo, cujos estudos geoquímicos de correlação
óleo-rocha corroboram esta interpretação (BEICIP,
1996; Spigolon et al., 2010).
Como trabalho futuro neste âmbito, deve-se
procurar aplicar esta metodologia a um maior
número de poços representativos de toda a extensão
da bacia, tentando correlacionar as diferentes sub-
bacias existentes em cada etapa evolutiva com as
distintas fases de maturação da Bacia Lusitânica.
Será igualmente interessante aplicar a modelagem
2D a linhas sísmicas regionais, de forma a visualizar
os diferentes estágios de maturação em uma
mesma secção.
agradecimentos
Este trabalho foi financiado pela FCT (Fundação
para a Ciência e Tecnologia, Portugal) no âmbito
de uma Bolsa de Integração na Investigação (BII)
atribuída ao primeiro autor e sob orientação do
segundo autor, tendo o mesmo sido desenvolvido
no Centro de Geologia da Faculdade de Ciências
da Universidade de Lisboa. Agradece-se também
à Divisão de Prospecção e Exploração de Petróleo
(DPEP, Portugal) pela cedência dos dados dos três
poços utilizados neste trabalho. Agradece-se ao
revisor anônimo pelas críticas construtivas que
ajudaram na melhoria deste trabalho.
203
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gration in carbonate fractures of Cabaços Formation,
Lusitanian Basin. In: CENTRAL AND NORTH ATLANTIC
CONJUGATE MARGINS CONFERENCE, 2., 2010,
Lisboa. Expanded Abstracts… Lisboa, 2010. v. 3,
p. 274-278. Disponível em: <http://metododirecto.
pt/CM2010/index.php/vol/article/viewFile/181/29>.
Acesso em: 2010.
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expanded abstract
The present work intends to present information
about the thermal evolution of organic matter present
in the geologic formations belonging to the Lusitanian
Basin. To this end, IES Schlumberger’s PetroMod (1D
and 2D) was used. Three wells (one in the north and
two in the central sector) and three interpreted seis-
mic lines (in the vicinity of the wells) were modeled,
1D and 2D respectively. The wells choice was based
on the quality of the data from wells report (source:
DPEP and Project Atlantis), as well as the absence of
unconformities and major faults.
The Lusitanian Basin was initiated during a late
Triassic rifting phase and belongs to a family of periat-
lantic basins (e.g. Jeanne d’Arc Basin, Scotia Basin). It is
located on the Portuguese part of the western Iberia
margin and was developed during the Mesozoic. After
the end of the Cretaceous, the western border of the
Iberian Plate suffered a compressive deformation that
led to a progressive inversion of the central axis of the
basin, uplifting and bringing to the surface the units
deposited during the Mesozoic (Pena dos Reis and
Pimentel, 2010). Probably, there are several petroleum
systems recognized in Lusitanian Basin from Paleozoic
to Cenozoic, however, only Mesozoic systems will be
considered (Source: DPEP; BEICIP, 1996; Spigolon et
al., 2010). The formations with better properties to act
as reservoirs in the Lusitanian Basin are the Corálico
do Amaral and Lourinhã Formations. The most suc-
cessful seals should be the limestones from the Brenha
Group, Montejunto Formation plus the basal level of
Abadia Formation and the Taveiro Formation. The
main Mesozoic source rocks are the Lower Brenha
Group (Vale das Fontes), Coimbra Formation (Água
de Madeiros) and Cabaços/Vale Verde Formation.
For a simplified reading, the Vale das Fontes and the
Água de Madeiros formations are included in one,
the “Lower Source Rocks”, and the Cabaços/Vale
Verde Formation in the “Upper Source Rocks”. From
these the “Lower Source Rocks” represent the most
important source rock in the basin. In the Lusitanian
Basin, the traps are mainly stratigraphic, although
some structural traps can be recognized.
The 1D models were based on well data while
2D models depended on the authors’ interpreta-
tion of seismic lines. The boundaries conditions that
can be defined are PWD (paleo-water depth), SWIT
(sediment-water interface temperature) and HF (Heat
Flow). The first two were equal in all models, but HF
was different. On the northern sector only one rift
stage occurred, increasing the HF, but on the central
sector two magmatic events occurred, inducing high
temperatures for a longer period of time. The periods
of erosion impacts on the modeling results, so, they
are also considered on the models. These periods
are different in the northern and central sectors, as
well as the amounts of sediment loss in each model.
The outputs of each model (figs. 6, 7 and 8)
allowed an interesting approach to the evolution of
the basin, showing that northern sector and central
sector have different histories. In the north, the sub-
sidence and the thermal evolution were slow and
progressive throughout time. The central sector is
characterized by a fast subsidence which, associ-
ated with the high HF, caused a quick increase in
the thermal maturation. Two different systems are
working separately in the Lusitanian Basin, one in
Lower Jurassic at the north, fed by the “Lower Source
Rocks”, and another in Upper Jurassic in the central
sector, fed by the “Upper Source Rocks”.
Further work will be done in the near future,
applying this methodology to a more representa-
tive em umber of wells, covering the full extension
of the basin. A 2D model in a regional seismic line
shall also be done in order to visualize the different
maturity stages in one section.
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autores
Bernardo de Almeida Teixeira
Universidade de Lisboa
Faculdade de Ciências
Centro de Geologia
bernardoalmeidafcul@gmail.com
Bernardo de Almeida Teixeira é licenciado pela
Faculdade de Ciências da Universidade de Lisboa no
ano de 2010. Bolsista de Integração na Investigação
(BII) pela FCT (Fundação para a Ciência e Tecnologia)
no Centro de Geologia da mesma Universidade.
Atualmente desenvolve uma dissertação de mes-
trado sobre modelagem de subsidência, evolução
térmica e maturação de intervalos geradores do
Jurássico na Bacia Lusitânica.
Nuno Lamas Pimentel
Universidade de Lisboa
Faculdade de Ciências
Departamento de Geologia
Pimentel@fc.ul.pt
Nuno Lamas Pimentel é nascido em Lisboa em 1963.
Obteve a Graduação em Geologia e Doutorado em
Estrati grafi a e Sedimentologia pela Universidade de
Lisboa em 1997, sendo docente desta universidade
desde 1987. Colaborou em diversos projetos de
pesquisa na área sedimentar em Portugal e no Brasil
desde 2000. Foi membro coordenador do Projeto
Atlantis (2007-2010) e actualmente do Projeto
Sagres, ambos para o Centro de Pesquisas da
Petrobras. Co-organizou a “II Conjugate Margins
Conference, Lisbon-2010” e diversos Cursos de Campo
na Bacia Lusitânica para a Petrobras a partir de 2006.
Rui Paulo Bento Pena dos Reis
Universidade de Coimbra
Faculdade de Ciências
Departamento de Ciências da Terra
penareis@dct.uc.pt
Rui Paulo Bento Pena dos Reis nasceu em
Assentis-Torres Novas em 15 de junho de 1952. Pela
Universidade de Coimbra licenciou-se em Geologia
em 1976, doutorou-se em Estratigrafi a em 1984 e
fez a agregação em 2001. Desde 1977 lecciona e
desde 1984 supervisiona projetos de mestrado, de
doutoramento e de pós-doutoramento em Estrati-
grafi a, Sedimentologia e Geologia de Petróleo no
Departamento de Ciências da Terra da Faculdade de
Ciências e Tecnologia da Universidade de Coimbra.
Especialista em estratigrafi a e análise de bacias, é
autor ou coautor de um grande número de capítulos
de livros e artigos científi cos, fundamentalmente
relacionados à Estratigrafi a de Sequências e Aná-
lise de Sistemas Petrolíferos em Bacias Atlânticas.
Desde 1992, coordena projectos exploratórios de
I&D com a indústria.
... A modelação baseou-se em dados de espessuras e idades para cada unidade sismo-estratigráfica, definindo assim o empilhamento e soterramento das unidades sedimentares em geral e das unidades com potencial gerador em particular. A partir destas colunas foi efectuado o backstripping, atendendo a factores como a paleobatimetria, compactação, densidades, etc., permitindo calcular a subsidência tectónica e os factores de estiramento (Beta) associados a cada fase (Teixeira et al., 2011Teixeira et al., , 2012b). Com base nas fases de rifting e valores de Beta identificados, abordou-se a modelação da maturação térmica dos dois potenciais geradores Jurássicos. ...
Article
Full-text available
This paper addresses the modeling of thermal maturation of two potential source-rock units of the Lusitanian Basin, Lower Jurassic and Upper Jurassic, also interpreted in the Peniche Basin. Ten wells in Lusitanian basin and 15 pseudo- wells in the Peniche basin have been analyzed and modeled with PetroMod software. Pseudo - wells were built based on the interpretation of seismostratigraphic units, identified in 28 regional seismic lines, by correlation with the onshore units. The modeling indicates maturation conditions of both source-rocks for oil in both basins, with the possibility of gas generation in the most subsiding sectors. Maturation in the Peniche Basin appears to be more extensive and also more recent, as a result of its outermost position in the geodynamic context of the opening of the North Atlantic Ocean. © 2014 LNEG – Laboratório Nacional de Geologia e Energia IP.
Article
Full-text available
Modern basin analysis uses kinetic models to predict the extent of petroleum generation within potential source rocks. The global kinetic model presented here assigns kinetic parameters based on gross depositional environment and stratigraphic age; this is useful in areas of low geochemical knowledge, including exploration frontiers. Five kerogen kinetic organofacies, each characterized by a specific organic matter input and early diagenetic overprint, can broadly be related to sedimentary facies/age associations, even using seismic sequence stratigraphy alone: A, aquatic, marine, siliceous or carbonate/evaporite, any age; B, aquatic, marine, siliciclastic, any age; C, aquatic, non-marine, lacustrine, Phanerozoic; D/E, terrigenous, non-marine, ever-wet, coastal, Mesozoic and younger; and F, terrigenous, non-marine, coastal, late Palaeozoic and younger. Routine pyrolysis data allow partitioning of organic carbon in the immature source rock into four initial components: oil, oil-generative, gas-generative and inert. Separate kinetic parameters for the oil- and gas-generative fractions allow computation of the evolving concentration and composition of the products. It was assumed that the activation energy distributions for each fraction were normally distributed. Non-linear regression of large, combined laboratory and field data sets, varying by up to 12 orders of magnitude in heating rate, established optimum values for the required ten (5 × 2) kinetic parameter sets (A, Emean, σE). Differences in kinetic parameters can be reconciled with known chemical properties, although our knowledge base is still inadequate to construct kinetic models from first principles. Mean activation energies governing oil generation increase systematically in the order A-F, causing a corresponding increase in generation temperature. At a reference heating rate (2°C Ma−1), the oil generation ‘window’ (10–90% oil generative kerogen degraded) increases from ca. 95–135°C to 145–175°C. Organofacies C has the tightest energy distribution and narrowest oil generation window. The gas generation ‘window’ ranges from ca. 105–155°C to 175–220°C. Thermal stress results from a combination of temperature and time: an order of magnitude increase (decrease) in heating rate elevates (depresses) reaction temperatures by ca. 15°C; heating rates in subsiding sedimentary basins can vary by two orders of magnitude. Dramatic differences in generation temperature can result if the heating rate and organofacies effects compound. Thus, global oil and gas generation temperature thresholds constitute blunt instruments with which to screen the petroleum potential of sedimentary basins. Because unexpelled oil provides a potential feedstock for oil to gas cracking in the source rock, quantitative models of petroleum generation become really useful only when coupled with models of oil-gas cracking and expulsion. For example, the frequently observed association between gas provinces and coals cannot be explained solely by their generation behaviour.
Article
The study discusses the Jurassic structural and sedimentary evolution of the Arruda and Lower Tagus sub-basins, located in the central and southern part of the Lusitanian Basin of Portugal. In the last five decades, thousands of kilometres of 2D seismic reflection lines were acquired for oil exploration. Reprocessing and reinterpretation of over 700 km from the study area was carried out. After the seismic to well ties based on well logs, VSP analysis, synthetic seismograms, revised petrological analysis and stratigraphic reinterpretation of the wells, nine key seismic/geologic horizons were mapped and depth converted. Reinterpretation of the seismic profiles was carried out using outcrop data and reprocessed aeromagnetic and gravimetric data of the study area that was integrated in a GIS environment. Several aspects of the tectonic and sedimentary evolution of the study area were enlightened. From the Triassic until the Late Jurassic, two rift phases were recognised, in agreement with data from other parts of the Lusitanian Basin. The initial rifting phase in the Triassic continued until the Callovian, with three prominent tectonic pulses: a first in the Late Triassic, a second in the Hettangian and a third from the Sinemurian onwards. The latter episode lasted until the Callovian in the Arruda sub-basin, and at least until the Bathonian, in the Lower Tagus sub-basin. During the Middle Jurassic, the Arruda sub-basin evolved to a NW-deepening carbonate ramp. The Lower Tagus sub-basin constituted a platform since the Early Jurassic, limited in the east by the Setúbal-Pinhal Novo fault and in the west, by the Cadafais fault. The third rifting episode occurred in the Late Oxfordian–Early Kimmeridgian, producing a major N–S fault system already recognised by several authors, and another important NW–SE and NE–SW fault systems post-dating the former.
The Cretaceous uncoformity-bounded sequences (Upper Aptian, Lower Campanian and Upper Campanian, Maastrichtian?) in the Lousã, Pombal region. Tethyan and Boreal Cretaceous
  • P P Cunha
  • Pena Dos
  • R Reis
CUNHA, P. P.; PENA DOS REIS, R. The Cretaceous uncoformity-bounded sequences (Upper Aptian, Lower Campanian and Upper Campanian, Maastrichtian?) in the Lousã, Pombal region. Tethyan and Boreal Cretaceous, p. 5-18, 1993. Field Trip Guide, GENERAL MEETING, 1., 1993. IGCP project, n. 362.
Ensaio de interpretação sísmica e modelação gravimétrica. 1993. 120 f. Dissertação (Mestrado
  • F C S C Lopes
LOPES, F. C. S. C. Estrutura Salífera de Monte Real. Ensaio de interpretação sísmica e modelação gravimétrica. 1993. 120 f. Dissertação (Mestrado) -Universidade de Lisboa, Portugal, 1993.
  • R Pena Dos Reis
  • N Pimentel
  • Field-Trip
  • Guidebook
PENA DOS REIS, R.; PIMENTEL, N. Field-Trip Guidebook, Lusitanian Basin (Portugal). In: CENTRAL AND NORTH ATLANTIC CONJUGATE MARGINS CONFERENCE, 2., 2010, Lisboa. Anais... Lisboa, 2010a. 59 p.