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X. Recursos Minerais Energéticos: Petróleo 565

em pacotes com até 250 m de espessura, lateralmenteconfinados pela intensa estruturação da área, que define umasérie de blocos com contatos óleo-água individualizados. Trata-se de reservatórios de boa porosidade (27% a 30%) e elevadapermeabilidade.

Campo de Marlim

O Campo de Marlim foi descoberto em 1985 pelo pioneiro 1-RJS-219A, perfurado em lâmina d’água de 835 m (Fig. X.30).Esse poço testou uma anomalia de amplitude sísmica que serevelaria como um leque arenoso de mar baixo de idadeoligocênica, com cerca de 150 km2 de área e espessura de 73m, saturado por óleo de 19o API e situado entre as cotasbatimétricas de 500 e 1.100 m. A trapa é eminentementeestratigráfica no sentido oeste, norte e sul, dada pelo pinchout dos reservatórios contra os folhelhos que envolvem o depó-sito arenoso; para leste, a acumulação termina contra umafalha normal lístrica, interpretada como sendo o duto peloqual o petróleo ascendeu a partir da rocha geradora, situadana Formação Lagoa Feia (Tinoco e Corá, 1991). Como Complexode Marlim denomina-se o campo propriamente dito e asacumulações adjacentes (Marlim Leste e Marlim Sul), em similarcontexto estratigráfico e estrutural, no conjunto alcançandouma área de 380 km2 e encerrando volume de óleo in place daordem de 14 bilhões de barris (Tigre et al. 1990), e é a maioracumulação petrolífera já encontrada em território brasileiro.

O reservatório Marlim consiste em uma série de lobossubmarinos coalescentes, não-confinados, resultando em vastocorpo arenoso maciço e relativamente homogêneo, degranulometria média a fina e porosidade da ordem de 25%,com espessura média de 47 m, praticamente inconsolidados.O reservatório do Campo de Marlim abriga petróleo dedensidade entre 17o e 21o API, biodegradado. Nas porçõesoeste e noroeste do campo, aparecem depósitos de geometriaalongada que registram as fácies arenosas ligadas a canaisalimentadores dos lobos distais.

As fácies que constituem o reservatório de Marlim são:arenito fino a médio, maciço; interlaminados síltico-arenoso-argiloso, bioturbado; e arenitos muito finos com ripples,interpretados como sendo depósitos originados pela ação decorrentes de contorno em águas profundas que retrabalhamos espessos corpos turbidíticos (Guardado et al. 1989).

A análise composicional dos arenitos de Marlim revelouuma composição arcosiana, com cerca de 30% de feldspatos,principalmente potássicos. É baixa a taxa de alteração dessesminerais quando comparados a outros reservatórios terciáriosda bacia, o que reduz a presença de caulinita e outros argilo-minerais que, potencialmente, prejudicam o fluxo durante aprodução. A condição de alta friabilidade desses reservatóriosacarreta baixa recuperação dos testemunhos coletados nocampo, dificultando medições das condições petrofísicas. Aomesmo tempo, a natureza friável da rocha favorece a produçãode sólidos juntamente com o petróleo, fazendo-se necessárias

Figura X.30 – Seção sísmica de reflexão no Campo de Marlim, Bacia deCampos (mod. de Candido e Corá, 1990)

Figure X.30 – Seismic reflexion section of Marlim Field, Campos Basin(mod. from Candido and Cora, 1990)

Parte IV – Recursos Minerais Industriais e Energéticos566

Figura X.31 – Seção geológica ilustrativa dos diversos reservatóriossaturados de petróleo no Campo de Albacora, Bacia de Campos (mod.de Candido e Corá, 1990)

medidas especiais de contenção de areia nos poçosprodutores.

A reserva de óleo em Marlim é de 1,7 bilhão de barris(Bruhn et al. 1996); em 2002, o campo alcançou a vazãomédia diária da ordem de 500.000 barris, que corresponde aseu pico de produção planejado.

Campo de Albacora

Ocorrida em 1984, a descoberta do Campo de Albacora (Fig.X.31) foi a primeira entre os “super-gigantes” de água profundada Bacia de Campos, o que abriu para a exploração vastafronteira até então intocada. O poço pioneiro, o 1-RJS-297,foi perfurado em lâmina d’água de 293 m e constatou umaseção arenosa constituída por seis corpos turbidíticosempilhados, com idades entre o albo-cenomaniano e omioceno, situados a profundidades entre 2.300 e 3.300 mabaixo do nível do mar. Os arenitos produtores constatadospelo pioneiro estendem-se lateralmente, para águas profundas,a distâncias variáveis para cada nível, sendo que o reservatóriodo Mioceno, o mais amplo, avança até a lâmina d’água de2.000 m.

O campo ocupa uma área de 235 km2, com uma espessuraacumulada das diversas zonas portadoras de óleo da ordemde 117 m. A porosidade é muito variável, sendo em média de17% nos arenitos mais antigos e de 30% nos turbiditos do

mioceno. O maior volume de óleo da jazida encontra-setrapeado em reservatórios de idade oligocênica. Já osreservatórios do mioceno guardam vasta capa de gás.

A densidade do óleo aumenta no sentido dos reservatóriosmais jovens, sendo de 30o API nos do albo-cenomaniano e de17o API nos do mioceno (Candido e Corá, 1990). O volume deóleo in place em Albacora é da ordem de 4,5 bilhões de barris(Tigre et al. 1990).

O Campo de Albacora ocupa o ápice de um anticlinalorientado a SW–NE, estruturando a seção do cretáceo superiore do terciário. O pacote albiano é afetado também por umsistema de falhas normais N–S, algumas delas delimitando ecompartimentando a acumulação para as areias dessa idade.Em sua deposição, os corpos turbidíticos de Albacora foramfortemente condicionados pela tectônica salina; com seu fluxopara leste, a saída dos evaporitos deixou inúmeras depressõesno substrato, que definiram sítios preferenciais à captaçãodos fluxos arenosos.

Os reservatórios oligocênicos de Albacora constituemsistema de leques turbidíticos de mar baixo, com elementoscanalizados na porção noroeste do campo e lobos nas demaisáreas (Candido, 1991). As fácies reconhecidas para osreservatórios dessa idade são: arenito fino a médio; arenitomédio a grosso; lamito seixoso; e conglomerado. Diamictitose lamitos deformados representam depósitos de taludeassociados aos reservatórios arenosos turbidíticos. Depósitos

Figure X.31 – Geological section illustrating several reservoirs saturatedwith oil at Albacora Field, Campos Basin (mod. from Candido and Cora,1990)


de contornitos e de margas hemipelágicas também ocorrem,sendo as últimas os melhores marcos estratigráficos paracorrelação (Souza Cruz et al. 1986).

Para os depósitos de idade albo-cenomaniana,predominam fácies de arenito maciço com cimento calcífero;interlaminado arenito-folhelho-calcilutito; e marga bioturbada.Compreendem um complexo sistema turbidítico em que seamalgamaram doze corpos arenosos individuais (Bruhn et al.1998). A cimentação calcífera, que aumenta de intensidadecom a profundidade, propicia a formação de concreções comgeometria lenticular que, associadas às intercalações defolhelho, representam barreiras de permeabilidade com impactosobre os mecanismos de fluxo durante a fase de produção.

Campo de Garoupa

Esta foi a primeira acumulação comercial descoberta naBacia de Campos, feito alcançado com a perfuração dopoço 1-RJS-9A, em 1974. Garoupa (Fig. X.32) localiza-se acerca de 80 km a SE do Cabo de São Tomé, em cota batimétricade 125 m. O campo tem uma área de 16 km2 e produz petróleocom densidade entre 29o e 32o API de reservatórios carbonáticosalbianos da Formação Macaé, que ocorrem a uma profundidadeem torno de 3.100 m.

Os reservatórios do campo, com uma coluna de óleo de145 m, têm porosidades de 17% a 22% (Tigre, 1988) e estãoestruturados em anticlinal limitado por falhas normais lístricasa leste e a oeste; os mergulhos estruturais ao nível dosreservatórios, nos flancos da feição dômica, são da ordem de3o a 7o. A componente estratigráfica da acumulação é dadapelo acunhamento das fácies porosas de calcarenitos ecalcirruditos de alta energia, que gradam lateralmente acalcilutitos (Baumgarten, 1989). As rochas de granulometriamais grossa desenvolveram-se em função da evolução de umalto halocinético local durante o basculamento regional pós-Aptiano da bacia para leste.

Na zona produtora de Garoupa, quatro fácies principaissão reconhecidas: grainstone poroso, grainstone cimentado,wackestone/packstone e grainstone bioturbado, cimentado(Guimarães et al. 1998). Reservatórios efetivos localizam-sena primeira delas, sendo que as demais representam rochassubmetidas a fenômenos de cimentação freática e debioturbação durante episódios de exposição subaérea.

O espaço poroso dos carbonatos Macaé exibe elementosde macroporosidade e microporosidade; a primeira ébasicamente intergranular, mas também móldica e vugularpor dissolução. Microporosidade é observada na matriz, nosgrãos e no cimento, sendo predominante na zona de transição.

Figura X.32 – Seção geológica esquemática ilustrando a configuraçãoestrutural-estratigráfica do Campo de Garoupa, Bacia de Campos

Figure X.32 – Schematic geological section illustrating the stratigraphic-structural configuration of Garoupa Field, Campos Basin


Figura X.33 – Seção geológica regional na porção sul da Bacia deCampos, mostrando o contexto estrutural e estratigráfico do Campode Badejo (mod. de Tigre, 1988)

O reservatório em Garoupa inclui espessa zona de transiçãoóleo-água, correspondente a um terço da coluna total dehidrocarbonetos do campo. O contato óleo-água encontra-seligeiramente inclinado para nordeste, como conseqüência dainteração entre fenômenos diagenéticos e a migração dopetróleo de leste para oeste dentro do campo.

As reservas de óleo e de gás associado no reservatórioMacaé de Garoupa são de 58 milhões de barris e 1,6 bilhão dem3 (Baumgarten et al. 1982).

Campo de Badejo

Descoberto em 1975 pelo pioneiro 1-RJS-13, o Campo de Badejo(Fig. X.33) situa-se na culminância estrutural de umproeminente horst ao nível do embasamento, o Alto de Badejo,que se desenvolve em uma direção SW–NE a cerca de 70 kmda costa, em área de lâmina d’água próxima aos 100 m. Estajazida caracteriza-se pela produção de petróleo de 27o API apartir de coquinas da Formação Lagoa Feia e de 33o API embasaltos fraturados da Formação Cabiúnas. Os volumes deóleo in situ em cada um desses horizontes estratigráficos sãode, respectivamente, 76 e 35 milhões de barris (Baumgartenet al. 1986).

As coquinas exibem um padrão de porosidade bastanteheterogêneo, com valores da ordem de 10% a 15%; aporosidade é basicamente móldica e vugular, por dissolução

secundária das carapaças. Recristalização por fenômenosdiagenéticos produziu cimentação por calcita e sílica,comprometendo as qualidades permo-porosas dessas rochas.As coquinas ocorrem em vários horizontes, com espessurasde até 150 m, intercaladas a arenitos líticos e folhelhos. Elassão constituídas basicamente por carapaças de pelecípodes,bastante retrabalhadas, com matriz terrígena. Aparecem níveisde oóides talco-estivensíticos, margas com leitos de ostracodese arenitos bioturbados.

O basalto, reservatório não-convencional produtor emBadejo por meio de fraturas, é de características tholeiíticase exibe abundantes vesículas preenchidas por zeolitas, local-mente tendo textura brechóide. A remoção das zeolitas pordissolução secundária, favorecida pela presença das fraturas,gerou porosidade vugular adicional a essa seção. As fraturassão localmente preenchidas por calcita; o maior óbice no queconcerne à produção a partir destas rochas é o caráter descon-tínuo das redes de fraturas, cuja ocorrência é de difícil predição.

A idade radiométrica dos basaltos Cabiúnas, obtida pormeio do método K-Ar, está na faixa 120–130 Ma (Pimentel eGomes, 1982). Estudos dessa unidade identificaram ciclos queincluem um pacote basal de lava diferenciada durante suaconsolidação; uma seção brechóide, indicativa de atividadepiroclástica ou fragmentação da lava sotoposta; um pacotetufáceo muito alterado; e, culminando cada ciclo, aparecemarenitos argilosos inter-traps.

Figure X.33 – Regional geological section of the southern portion ofCampos Basin showing the structural and stratigraphic framework ofBadejo Field (mod. from Tigre, 1988)


Figura X.34 – Mapa da Bacia de Santos, com os campos de petróleojá descobertos

Bacia de Santos

A Bacia de Santos (Fig. X.34) tem orientação geral SW–NE egeometria côncava, abrangendo cerca de 200.000 km2 dosudeste brasileiro. A norte é limitada pelo Arco de Cabo Frio ea sul pela Plataforma de Florianópolis, ambas sendo feiçõesque se posicionam na terminação de lineamentos oceânicosexpressivos (Cainelli e Mohriak, 1998). No sentido oeste, aBacia de Santos é limitada pela Serra do Mar, uma feiçãofisiográfica que confina a bacia marginal ao domínio oceânico.A espessura total máxima do pacote neocomiano a recenteque a preenche é estimada em cerca de 11.000 m.

Os primeiros levantamentos geofísicos na bacia datam de1968 e em 1970 foi perfurado o primeiro poço. Até hoje foramdescobertos 6 campos na Bacia, dos quais cinco em reservatórioscarbonáticos albianos e um em rochas siliciclásticas doneocretáceo.

Sistema Petrolífero Itajaí Açu–Guarujá

As rochas pelíticas (folhelhos calcíferos e margas) da FormaçãoItajaí Açu, de idade cenomaniana-turoniana, são os geradores

do petróleo para esse sistema petrolífero (Fig. X.35). Taisrochas contêm querogênio do tipo II e teor de carbono orgânicode até 5%, ocorrendo com espessura máxima de 150 m. Amigração foi por superfícies de discordância. Os reservatóriossão calcarenitos porosos albianos da Formação Guarujá,estruturados em amplos anticlinais associados à halocinese.Exemplificam essa condição os campos de Caravela, Estrelado Mar, Tubarão e Coral, na porção sul da bacia.

Esse sistema gerador também alimentou rochassiliciclásticas neocretácicas; tal é o caso no Campo de Merluza,onde turbiditos santonianos e arenitos maastrichtianos deplataforma foram saturados por gás, tendo a migração a partirdas rochas geradoras ocorrido por falhas lístricas.

Campo de Caravela

O Campo de Caravela situa-se na porção sul da Bacia deSantos, em lâmina d’água de 195 m. A acumulação, descobertapelo pioneiro 1-BSS-64, ocorre em ampla feição dômica comeixo N–S, de origem halocinética, cortada por falhamentostambém nessa orientação, estruturando a seção de carbonatosalbianos da Formação Guarujá que constituem os reservatórios

Figure X.34 – Map of Santos Basin indicating the elements of oilsystem acting on the area


Figura X.35 – Carta estratigráfica da Bacia de Santos, com indicaçãodos elementos do sistema petrolífero atuante na área (mod. de Milanie Thomaz Filho, 2000)

Figure X.35 – Stratigraphic map of Santos Basin indicating the elementsof oil system acting on the area (mod. from Milani and Thomaz Filho,2000)

do campo. O óleo, com densidades entre 38o e 45o API, saturagrainstones oolíticos e oncolíticos situados a 4.900 m, asmaiores profundidades de que se obtém produção petrolíferahoje em dia no Brasil. Ao tempo da descoberta, a reserva deóleo e condensado no Campo de Caravela foi estimada em109 milhões de barris, e a de gás natural em 2,5 bilhões de m3

(Moraes et al. 1994).O gás associado a essa jazida inclui 38 ppm de H2S,

impondo a aplicação de normas ligadas à segurançaoperacional, pois existe potencial para severa corrosão deequipamentos e eventuais vazamentos associados, com osconseqüentes riscos à vida humana no ambiente de trabalho.

Os reservatórios eo-mesoalbianos em Caravela,correspondentes à Formação Guarujá Inferior, caracterizam-se por importante compartimentalização vertical (Fig. X.36),associada a uma boa continuidade lateral, o que condicionacomplexos arranjos de fluidos que influem notavelmente nosmecanismos de fluxo e, conseqüentemente, no gerenciamentoda produção. As rochas-reservatório são calcarenitos oolíticosde barras de plataforma intercalados a calcarenitos peloidaisdepositados em ambiente de menor energia. As porosidadeschegam a 24%, e as permeabilidades são da ordem de atéalguns Darcies, valores anômalos para a grande profundidadeem questão.

Campo de Merluza

Descoberto pelo pioneiro 1-SPS-11, em 1979, o Campo deMerluza (Fig. X.37) materializa a singular história de sucessoda campanha exploratória executada por companhiascontratantes com cláusula de risco, condição vigente no Paísentre o final dos anos 70 e meados dos 80. O contrato emquestão foi operado pelo consórcio Pecten–Marathon–Shell; adescoberta deu-se a 140 km da costa do Estado de São Paulo,em área com lâmina d’água entre 120 e 140 m. A estruturaperfurada tem forma dômica alongada a N–S, área de 29 km2

e relevo de 160 m, tendo gênese relacionada à intensahalocinese que caracterizou a evolução da Bacia de Santos.As reservas de Merluza somam 7 bilhões de m3 de gás e cercade 10 milhões de barris de condensado (Jinno e Lamas, 1990).

A acumulação ocorre em dois níveis estratigráficosdistintos: em arenitos de plataforma marinha rasa da porçãobasal da Formação Juréia, de idade maastrichtiana, e emarenitos turbidíticos santonianos da Formação Itajaí Açu –Membro Ilhabela (Rodrigues et al. 1991).

Os arenitos turbidíticos de Merluza são maciços, comgradação normal e exibem espessas franjas diagenéticas declorita; são caracterizados por porosidade dominantementeintergranular primária, da ordem de 20%. Já os arenitos Juréia,posicionados acima dos turbiditos e deles separados por umaseção pelítica com cerca de 200 m de espessura, representamdepósitos de ilha de barreira e exibem cimentação quartzo-feldspática, que resulta em porosidades entre 13% e 15%.A presença de um aqüífero ativo ao longo do flanco oeste daestrutura contribui para o mecanismo de produção do campo.

Bacia do Paraná

A Bacia do Paraná (Fig. X.38) situa-se no centro e sul doBrasil, onde cobre mais de 1.000.000 de km2, estendendo-seaos vizinhos Paraguai, Uruguai e Argentina, onde ocupa outros400.000 km2. A sinéclise exibe formato oval, com eixo maiororientado a NNE–SSW, sendo que dois terços de sua área são


Figura X.36 – Seção geológica de detalhe do Campo de Caravela,Bacia de Santos, ilustrando a distribuição de fácies reservatório noscarbonatos albianos da Formação Guarujá

Figura X.37 – Seção de correlação estratigráfica baseada em poçosno Campo de Merluza, Bacia de Santos, mostrando a distribuição dearenitos saturados de gás (mod. de Jinno e Lamas, 1990)

Figure X.36 – Geological section of detail of Caravela Field, SantosBasin, illustrating the distribution of facies reservoirs in the Albiancarbonates of the Guarujá formation

Figure X.37 – Section of stratigraphic correlation based on wells atMerluza Field, Santos Basin, showing the distribution of gas-saturatedsandstones (mod. from Jinno and Lamas, 1990)


Figura X.38 – Mapa ilustrativo da faixa de ocorrência da Formação Irati em superfície,no flanco leste–sul da Bacia do Paraná

Figure X.38 – Map illustrating the occurring strip of Irati Formation on surface, atsoutheastern portion of Paraná Basin

Figura X.39 – Carta estratigráfica da Bacia do Paraná (mod. de Milanie Thomaz Filho, 2000), com referência ao posicionamento do folhelhobetuminoso da Formação Irati

Figure X.39 – Stratigraphic map of Paraná Basin (mod. From Milani andThomaz Filho, 2000), with reference to the positioning of bituminousshale of Irati Formation

cobertos pelas lavas mesozóicas da Formação Serra Geral.As rochas sedimentares que a preenchem aparecem ao longode um cinturão de afloramentos com mais de 5.500 km deextensão, moldado pelos processos erosivos meso-cenozóicosdo continente. O registro sedimentar-magmático desta amplabacia alcança cerca de 7.000 m de espessura máxima.

A origem e o desenvolvimento da Bacia do Paraná nointerior continental do Gondwana, a partir do neo-ordoviciano,teve estreito relacionamento com a evolução dos Gondwanides,importante cinturão de deformação compressiva ativo durantetodo o fanerozóico ao longo da margem sudoeste do continente(Milani e Ramos, 1998). As orogenias lá ocorridas parecem terpropagado esforços compressivos seletivamente ao interiordo continente, e com isso contribuído na criação de espaçodeposicional na Bacia do Paraná (Milani, 1997), bem como nahistória de deformação da bacia, por meio da reativação dezonas de fraqueza preexistentes do substrato pré-cambriano.

Seis superseqüências são identificadas na Bacia do Paraná(Milani, 1997): Rio Ivaí, Paraná, Gondwana I, II, III e Bauru.As três primeiras correspondem a grandes ciclos transgressivo-regressivos paleozóicos, enquanto as demais constituem-sede rochas sedimentares de natureza continental e ígneasassociadas.

Com particular interesse ao tema aqui abordado aparecea Superseqüência Gondwana I (Fig. X.39), que constitui opacote sedimentar mais volumoso da Bacia do Paraná, comespessura total da ordem de 2.500 metros. Trata-se de seçãosedimentologicamente complexa e heterogênea, onde estãoregistradas desde as condições glaciais vigentes durante oneocarbonífero até o seco e árido interior continental dotriássico. Em sua porção média, a Superseqüência GondwanaI inclui os folhelhos betuminosos da Formação Irati, rochasque se incluem entre as organicamente mais ricas do Planeta;em função de seu elevado teor de carbono orgânico, aFormação Irati propicia o aproveitamento industrial de seus


Permiano da Bacia Paraná (Fig. X.36), que ocorre nos estadosde São Paulo, Paraná, Santa Catarina, Rio Grande do Sul,Mato Grosso do Sul e Goiás. A PETROBRAS concentrou suasoperações na jazida de São Mateus do Sul, onde o minério éencontrado em duas camadas: a superior, com 6,4 metros deespessura e teor de óleo de 6,4%, e a inferior, com 3,2 metrosde espessura e teor de óleo de 9,1% (Fig. X.40).

Em 1972, entrou em operação a Usina Protótipo do Irati,comprovando operacionalmente a viabilidade técnica doprocesso Petrosix. A consolidação dessa tecnologia secompletaria em dezembro de 1991, quando entrou em operaçãoo módulo industrial da usina paranaense. Hoje, a Superinten-dência de Industrialização do Xisto minera e processa diari-amente 7.800 toneladas de rocha cujo tratamento recupera3.870 barris de óleo, 120 toneladas de gás combustível, 45toneladas de gás liquefeito e 75 toneladas de enxofre.

A principal característica da tecnologia desenvolvida pelaPETROBRAS é a simplicidade operacional. Depois de mineradoa céu aberto, o folhelho betuminoso vai para um britador,que o reduz a fragmentos com tamanhos entre 6 e 70 mm.Esse material britado é então levado a uma retorta, onde ésubmetido a um processo de pirólise a 500 graus centígrados,sendo então a matéria orgânica – ou querogênio – convertidaem óleo e gás. Terminado o processo de extração do óleo egás da rocha, o “xisto retortado” é devolvido à área minerada,que é então recuperada sob o ponto de vista ambiental.Segundo as premissas operacionais do processo Petrosix, decada quilômetro quadrado da Formação Irati podem ser obtidos7,3 milhões de barris de petróleo (Padula, 1968).

folhelhos para a extração de petróleo e gás, como descrito aseguir.

Industrialização do Folhelho Betuminoso Irati:tecnologia não-convencional para produçãode petróleo

No Brasil, o interesse pela potencialidade de utilização dofolhelho betuminoso, ou “xisto”, como fonte alternativa paraprodução de petróleo, é antigo. A primeira extração de petróleoa partir de folhelho organicamente rico aconteceu em 1884,na Bahia. Em 1935, em São Mateus do Sul – PR, uma usinarudimentar chegou a produzir em torno de 300 litros de óleopor dia a partir do folhelho da Formação Irati.

Em 1949, o Governo Federal decide investigar cienti-ficamente as potencialidades do xisto e a viabilidade econômicade sua industrialização. Um ano mais tarde, é criada aComissão de Industrialização do Xisto Betuminoso, paraestudar a construção de uma usina na cidade de Tremembé,Bacia de Taubaté, São Paulo, com capacidade para produzir10 mil barris diários. Com a criação da PETROBRAS em 1953,o acervo desta Comissão é por ela incorporado e, em 1957-58, foi desenvolvido um novo processo de tratamento dofolhelho betuminoso, o Petrosix, reconhecido mundialmentecomo o mais avançado no aproveitamento industrial defolhelhos betuminosos.

A maior parte do folhelho betuminoso existente emterritório nacional, com as características mais adequadas aoaproveitamento industrial, está incluída na Formação Irati,

Figura X.40 – Detalhe estratigráfico do Grupo Passa Dois na área daSuperintendência de Industrialização do Xisto, em São Mateus doSul – PR, com destaque para as camadas de folhelho betuminoso daFormação Irati

Figure X.40 – Stratigraphic detail of Passa Dois Group, in the area ofSuperintendence of Xisto Industrialization, in São Mateus do Sul – PR,showing the layers of bituminous shale of Irati Formation


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Edison José Milani. Geólogo (UFRGS/1977), Mestre (UFOP/1985), Doutor(UFRGS/1997). Na PETROBRAS desde1978, trabalhando inicialmente comogeólogo de poço nas bacias doRecôncavo, Campos e Santos, poste-riormente, no Centro de Pesquisas daPETROBRAS, participou de uma sériede projetos de estudo das bacias do

Norte e Nordeste. Chefiou o grupo de exploração da Bacia doParaná, em Curitiba e, atualmente na Sede da Empresa,gerencia um grupo de técnicos dedicados ao desenvolvimentode novas tecnologias aplicadas à Exploração.E-mail: [email protected]

Laury Medeiros de Araújo. Geológo(UNISINOS/1978), Doutor (UFRGS/2001). Na PETROBRAS, desde 1979,atuou na área de acompanhamentogeológico de poços e avaliação de perfise testes de formação na Bacia deCampos, desenvolvendo estudospioneiros na área da hidroquímica

aplicada à exploração. Exerceu atividades de interpretaçãoexploratória na Bacia do Paraná e, atualmente, trabalha nogrupo de modelagem de sistemas petrolíferos na PETROBRAS,no Rio de Janeiro.E-mail: [email protected]

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Nota Bibliográfica dos Autores

campo de marlim o - portal cprm · de marlim denomina-se o campo propriamente dito e as ......

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