GeoFórum 1999/2000

A formação dos jazigos de petróleo e a sua pesquisa.
O caso português.

Resumo da conferência proferida a 15 de Novembro de 1999 pelo Dr.João Pacheco (Instituto Geológico e Mineiro)

O petróleo: definição, geração, migração, acumulação

A palavra "petróleo" usa-se, em geologia, para designar qualquer mistura natural constituída principalmente por hidrocarbonetos, quer se apresente no estado sólido, líquido ou gasoso à temperatura e pressão ambientes. Os hidrocarbonetos podem, eles próprios, apresentar-se nos três estados conforme a complexidade (e peso) das suas moléculas que depende, principalmente, do número de átomos de carbono que contêm. Assim, por exemplo, na série dos hidrocarbonetos parafínicos normais, de fórmula CnH2n+2, os termos com 1 a 4 átomos de carbono por molécula (CH4, metano a C4H10, butano) são gasosos nas condições normais de pressão e temperatura, os termos com 5 a 15 átomos de carbono (C5H12, pentano a C15H32) são líquidos e os termos com mais átomos de carbono são sólidos.

A consistência (viscosidade) dos petróleos à temperatura ambiente depende da composição em hidrocarbonetos e está, de maneira geral, relacionada com a densidade: quanto maior for a percentagem de hidrocarbonetos de peso molecular elevado, maior é a densidade e viscosidade.

As acumulações de gás natural são constituídas, predominantemente, por hidrocarbonetos saturados de baixo peso molecular, principalmente por metano (até 99%), associados ou não a hidrocarbonetos líquidos. Quando associado a hidrocarbonetos líquidos, estes podem encontrar-se separados ou em solução, só se separando durante a produção (condensado, gasolina natural). Outros gazes são frequentemente encontrados nas acumulações de gás natural, como o azoto, o anidrido carbónico, o hélio e o argon. A mais importante característica económica do gás natural é o poder calorífico que é tanto maior quanto mais importante for a proporção de hidrocarbonetos gasosos pesados na sua composição. Um gás com 99% de metano (Vale do Pó, Itália) tem um poder calorífico de 8600 a 9500 calorias/grama enquanto que outro com somente 83% de metano (Ekofisk, Mar do Norte) produz 11 500 cal/grama.

Os petróleos líquidos, também designados por petróleos brutos, são especialmente constituídos por hidrocarbonetos líquidos mas contêm, em proporções variáveis, hidrocarbonetos sólidos e gasosos em solução; estes são particularmente abundantes nos petróleos ditos leves (menos densos) enquanto aqueles predominam nos petróleos pesados. A densidade dos petróleos varia em geral entre 0,75 e 0,9 gr/cm3 e é uma importante característica que define, em grande medida, o seu valor. Os petróleos leves dão por destilação mais produtos leves, mais valiosos, como a gasolina e, por isso, têm melhor preço. O poder calorífico dos petróleos brutos varia entre cerca de 10500 e 11700 calorias/grama; é, portanto, ligeiramente mais elevado que o do gás natural.

Os asfaltos e betumes são misturas de hidrocarbonetos de elevado peso molecular, essencialmente sólidos, que correspondem geralmente a petróleos brutos, originalmente líquidos, que foram biodegradados, oxidados, lexiviados ou que, por qualquer outro mecanismo, perderam os componentes mais leves. Encontram-se, principalmente, à superfície ou a pequena profundidade, impregnando areias e outras rochas porosas ou preenchendo fracturas. Certos precursores dos petróleos podem apresentar-se sob a forma de hidrocarbonetos sólidos muito pesados em rochas como os xistos e os calcários betuminosos. Quando aquecidas, natural ou artificialmente, estas rochas geram hidrocarbonetos líquidos e gasosos.

O petróleo é gerado nas bacias sedimentares a partir de matéria orgânica acumulada, juntamente com sedimentos inorgânicos, em ambientes deficientes em oxigénio. Esta acumulação faz-se, em geral, no fundo de lagos, lagunas ou mares com deficiente circulação da massa líquida junto ao fundo. A matéria orgânica, embora preservada da oxidação, sofre modificações resultantes de reacções químicas inorgânicas e do ataque por bactérias, do que resulta a geração de algum gás (gás biogénico, gás dos pântanos) e a transformação da restante matéria orgânica em querogénio, um material rico em hidrocarbonetos sólidos muito pesados. As rochas ricas em querogénio, em geral rochas clásticas finas (xistos betuminosos) ou carbonatos (calcários e margas betuminosas), designam-se por rochas-mãe ou rochas geradoras porque é nelas que se fará a geração do petróleo. Uma rocha-mãe deve ter mais de 0,5 a 1% de carbono orgânico sob a forma de querogénio podendo, no caso das rochas-mãe mais ricas, conter mais de 10%.

Com a continuação da subsidência da bacia sedimentar em que se deu a acumulação da matéria orgânica, esta é, gradualmente, submetida a temperaturas mais elevadas e o querogénio transforma-se, por decomposição das suas pesadas e complexas moléculas, em hidrocarbonetos mais simples, o petróleo.

A transformação começa por volta dos 50-60º C (1200 a 1500 m de profundidade, para um gradiente geotérmico normal de 3º C/100 m), dependendo do tipo de querogénio. Até cerca de 120-150º C (3500 a 4500 m) são sobretudo gerados hidrocarbonetos líquidos e algum gás. Depois dessa temperatura verifica-se, principalmente, geração de gás. Não é só a temperatura que influencia os volumes e natureza dos hidrocarbonetos gerados mas, também, o tempo desempenha um papel importante, como em qualquer outra reacção química. Assim, verifica-se que rochas geradoras do Paleozóico, mais antigas, iniciam a geração a temperaturas (profundidades) mais baixas e estão normalmente associadas a acumulações de gás ou de petróleo muito leve.

Também a natureza do querogénio tem importância fundamental. É costume distinguir 3 tipos de querogénio sendo o tipo I (lípido), normalmente atribuído a algas e bactérias, mais rico em H, particularmente prolífico em óleo e o tipo III (húmico), resultante principalmente da acumulação de restos de vegetais superiores, especialmente gerador de gás. O tipo II (misto) é um tipo intermédio que tanto pode gerar óleo como gás.

A transformação do querogénio em petróleo é acompanhada de um aumento de volume que tende a expulsar os hidrocarbonetos recém criados da rocha geradora cujos poros estão saturados. Parece ser este o mecanismo principal da expulsão ou migração primária do petróleo, início duma longa jornada que, eventualmente, o levará a uma acumulação de onde poderá ser extraído.

Para que o petróleo possa ser explorado, isto é, extraído em condições economicamente rentáveis, é necessário que esteja contido em rochas com porosidade e permeabilidade elevadas. As rochas-mãe não possuem, em geral, essas características e, por isso, o petróleo raramente pode ser delas directamente extraído. É necessário que o petróleo, após a sua expulsão da rocha-mãe, encontre condições favoráveis para migrar através de rochas mais ou menos permeáveis, geralmente num processo muito lento que pode exigir milhões de anos, até uma rocha reservatório ou armazém. A energia que impulsiona o petróleo na sua migração é a da gravidade. Por ser menos denso que os outros fluidos que impregnam as rochas, em geral água doce ou salgada, o petróleo tem tendência a subir em direcção à superfície.

Todas as rochas têm poros, cavidades maiores ou menores que podem estar ou não em contacto umas com as outras. Num calcário compacto, por exemplo, o volume desses poros é insignificante: para todos os efeitos práticos a rocha é não porosa e impermeável. Ao contrário, um arenito, se for bem calibrado e contiver pouca matriz e cimento, pode ter mais de 40% do seu volume total sob a forma de poros ligados entre si, isto é, pode ter mais de 40% de porosidade e elevada permeabilidade. Uma rocha com elevada porosidade e permeabilidade pode armazenar grandes quantidades de fluido e, quando penetrada por um poço, libertará esse fluido com facilidade: diz-se que constitui uma boa rocha reservatório ou armazém. Em geral, a elevadas porosidades correspondem altas permeabilidades mas há inúmeras excepções a esta regra porque em muitos tipos de rocha os poros não estão em comunicação. As argilas são bons exemplos destas rochas: possuem elevada porosidade mas permeabilidade praticamente nula.

Os principais tipos de rocha que fornecem bons reservatório são os arenitos e os calcários depositados em ambientes de alta energia (mares pouco profundos) ou de construção biogénica (recifais). A fracturação induzida pela deformação tectónica pode conferir alguma porosidade e elevada permeabilidade às rochas afectadas dando, nalguns casos, origem a reservatórios aceitáveis. Certos tipos de alteração e erosão, como a carsificação de calcários, podem, igualmente, originar bons reservatórios.

Designam-se, na geologia do petróleo, por rochas selantes as rochas de muito baixa permeabilidade que podem constituir barreiras à migração do petróleo. Estão neste caso todas as rochas argilosas e margosas e, também, as rochas salinas.

Quando, na sua migração em direcção à superfície, o petróleo depara com uma barreira de permeabilidade (rocha selante), desvia-se e procura outro caminho, tal como um rio que desce em direcção ao mar, embora na direcção contrária. Se, no entanto, não encontra outro caminho para continuar a sua ascensão, fica retido dando origem a uma acumulação. Na analogia fluvial, seria o caso de um rio captado por uma depressão interior, dando origem a um lago.

Às disposições particulares das formações geológicas que constituem barreiras intransponíveis à migração, dando origem a acumulações de petróleo, dá-se o nome de armadilhas ou retenções. Muitas das armadilhas resultam da deformação tectónica das camadas rochosas e designam-se por estruturais. Uma das mais simples e comuns é a armadilha anticlinal na qual uma rocha armazém e uma rocha selante que a cobre, estão dobradas em anticlinal. As falhas podem, nalguns casos, proporcionar condições de retenção, quer porque o seu enchimento é suficientemente espesso e impermeável para constituir uma barreira efectiva à migração, quer porque dispõem o reservatório contra uma rocha impermeável do outro lado da falha.

Outras armadilhas comuns designam-se por estratigráficas por resultarem, essencialmente, de variações de fácies sedimentar dentro de uma mesma unidade estratigráfica. Corpos arenosos lenticulares dentro de uma unidade estratigráfica de fácies fluvial, englobados em limos e argilas impermeáveis, podem proporcionar condições de retenção.

Os recifes calcários, em geral muito porosos e permeáveis, desenvolvem-se frequentemente em locais bem definidos enquanto que, contemporaneamente, em seu redor se depositam sedimentos finos que darão origem a rochas impermeáveis. Este dispositivo estratigráfico constitui uma armadilha visto que qualquer petróleo que migre para o recife ficará impossibilitado de sair.

A pesquisa do petróleo

A pesquisa do petróleo consiste, essencialmente, em determinar em que locais das bacias sedimentares poderão estar reunidas todas as condições necessárias à formação de acumulações de petróleo e, depois, em perfurar poços para verificar se as acumulações, realmente, lá estão.

Como vimos, para haver acumulações de petróleo são necessárias rochas-mãe que tenham sido enterradas a profundidade suficiente para se verificar geração, rochas reservatório e rochas selantes, e armadilhas capazes de reter o petróleo. São, ainda, necessárias condições para que o petróleo migre das rochas-mãe para as armadilhas. O estudo da geologia de superfície das bacias sedimentares é principalmente importante para determinar, em afloramento, a presença de potenciais rochas-mãe, rochas reservatório e rochas selantes; para estabelecer os ambientes deposicionais das diferentes unidades litológicas que condicionam a possibilidade de formação daqueles tipos de rocha permitindo, assim, a previsão da sua possível presença em profundidade; para analisar a deformação tectónica que poderá conduzir à formação de armadilhas; e para delinear os traços gerais da evolução estrutural das bacias que permite inferir a localização no tempo dos períodos de geração e de formação das armadilhas (este tem que preceder aquele para que se verifique acumulação). Não só o trabalho de campo como a fotogeologia e outras técnicas de detecção remota são muito importantes, sobretudo na fase inicial do estudo de uma bacia sedimentar.

Como complemento do estudos geológicos de superfície, utilizam-se técnicas geofísicas e, numa fase mais adiantada da pesquisa, o estudo geológico de sondagens de pesquisa, para estabelecer o melhor possível as condições geológicas em profundidade, sobretudo as condições estruturais.

A técnica geofísica mais utilizada na pesquisa petrolífera é a reflexão sísmica que consiste na análise das reflexões de energia sísmica gerada à superfície, pelas camadas rochosas do subsolo. Esta análise permite determinar, com bastante rigor, a geometria das camadas rochosas e, por isso, é essencial na localização das armadilhas, sobretudo das armadilhas estruturais.

A energia sísmica gerada por explosões ou outros métodos, propaga-se através do solo (no mar, primeiramente através da água) até vários quilómetros de profundidade, sendo parcialmente reflectida pelas superfícies de contacto entre rochas de diferentes características. As reflexões são detectadas à superfície por pequenos sismógrafos (geofones, em terra; hidrofones, no mar) e registadas em função do tempo decorrido desde o momento da perturbação sísmica inicial. A operação repete-se a intervalos regulares ao longo de uma linha e o resultado, depois de tratamentos mais ou menos complexos, é uma secção estrutural em tempo ou profundidade (secção sísmica). A natureza e a posição estratigráfica dos diversos reflectores são, em geral, determinadas em função dos resultados de poços perfurados na proximidade. Por interpolação da interpretação estrutural de várias secções dispostas segundo uma rede, é possível cartografar os diversos horizontes estratigráficos correspondentes ás reflexões registadas.

É hoje frequente a realização dos registos sísmicos ao longo de linhas paralelas pouco espaçadas o que permite tratar a informação obtida em conjunto, eliminando a possibilidade de erros de interpretação resultantes da interpolação entre linhas. Esta técnica é designada por sísmica 3D (tridimensional) e, embora de execução bastante dispendiosa, sobretudo em terra, é cada vez mais usada pela elevada fiabilidade dos seus resultados
Além da informação estrutural é possível, a partir da análise detalhada das velocidades de propagação das ondas sísmicas e das características das reflexões (amplitude, frequência, continuidade, e outros atributos), extrair dos dados sísmicos informação sobre as características litológicas das formações e, em casos favoráveis, a natureza dos fluidos nelas contidos.

Os resultados da reflexão sísmica são, muitas vezes, complementados pela refracção sísmica, uma técnica semelhante mas em que se dispõem os geofones (ou hidrofones) a maior distância da fonte de energia para detectar não a energia reflectida pelas interfaces rochosas mas, antes, a energia refractada. A análise do tempo de chegada das refracções fornece informação mais fiável sobre a velocidade de propagação da energia sísmica nas diferentes camadas do que a fornecida pela reflexão sísmica.

Outras técnicas geofísicas, como a gravimetria e a magnetometria, são usadas, principalmente na fase de reconhecimento inicial das bacias sedimentares, para obter, de forma rápida e económica, informação sobre a profundidade do soco (espessura da cobertura sedimentar) e os traços gerais da estrutura da bacia.

O primeiro método analisa os desvios dos valores medidos da gravidade, relativamente aos valores teóricos, para deduzir a estrutura, uma vez que a gravidade medida é influenciada pela densidade média da coluna rochosa na vertical da medição. Se as camadas rochosas mais antigas, em geral mais densas, se aproximam da superfície (por exemplo, numa estrutura anticlinal), os valores da gravidade medidos localmente serão mais elevados do que os teóricos (anomalia positiva da gravidade).

O segundo método é, sobretudo, usado para deduzir a profundidade do soco da bacia sedimentar pela análise da frequência dos desvios do valor do campo magnético total em relação aos valores regionais, desvios esses que se assume resultarem da presença de intrusões de rochas eruptivas, geralmente de elevada susceptibilidade magnética, localizadas no soco.

Os métodos geofísicos e geológicos permitem, apenas, identificar armadilhas em condições favoráveis para conter acumulações de petróleo. Não é possível garantir a presença de petróleo na armadilha sem perfurar um poço de pesquisa. A perfuração de um poço é uma operação de custo muito elevado, sobretudo no mar; por isso se procura maximizar a probabilidade de êxito realizando preliminarmente os estudos geológicos e geofísicos, relativamente mais baratos. Assim mesmo, a probabilidade de um poço de pesquisa resultar na descoberta de uma acumulação explorável comercialmente é somente de cerca de 10%.

Os poços são perfurados com brocas, em geral de grande diâmetro, enroscadas na extremidade de um tubo de aço que pode ser acrescentado à medida que a perfuração progride. Pelo interior do tubo é permanentemente injectada lama muito densa que sai por orifícios da broca no fundo do poço e regressa à superfície pelo espaço anular entre o tubo da broca e as paredes do furo. A lama arrasta para a superfície os detritos de rocha resultantes da perfuração mantendo, assim, o furo sempre limpo. A densidade da lama é regulada pela adição de materiais densos, como baritina pulverizada, de forma a exercer sobre as paredes do furo uma pressão que exceda ligeiramente a pressão dos fluidos contidos nas formações rochosas para evitar que estes fluam espontaneamente para o poço. Com efeito, no caso de as rochas atravessadas conterem petróleo líquido e/ou gás, o seu fluxo espontâneo poderia dar lugar a uma erupção incontrolada, com graves consequências para a integridade do equipamento e pessoal, podendo mesmo incendiar-se. A lama serve, ainda, para arrefecer a broca e para estabilizar as paredes do furo.
Ao regressar à superfície a lama é cuidadosamente analisada pois é nela e nos detritos de rocha que transporta que se detectam, em primeira mão, quaisquer indícios de petróleo presente nas rochas atravessadas. Os gazes arrastados são analisados para determinar a presença de hidrocarbonetos e os detritos de rocha são examinados à lupa binocular, sob iluminação normal e ultravioleta. A luz ultravioleta excita fluorescência nos hidrocarbonetos líquidos e sólidos facilitando a sua identificação.

Embora os detritos de perfuração forneçam muita informação sobre as rochas atravessadas, colhem-se, também, outros tipos de amostras de maiores dimensões nos intervalos críticos: tarolos ou testemunhos verticais, cortados por uma broca diamantada em forma de coroa, e testemunhos laterais, arrancados às paredes do poço por balas ocas disparadas por um dispositivo especial. Todas estas amostras têm sobre os detritos, além da vantagem óbvia da maior dimensão, o mérito de se conhecer inequivocamente a profundidade de que provêm.

O poço tem de ser revestido periodicamente com tubos de aço, de diâmetro ligeiramente inferior ao da broca que o perfurou, para evitar o seu desmoronamento. A perfuração continua, depois, com broca de menor diâmetro. Antes de tapar as paredes do poço com tubagem de revestimento, descem-se, suspensas de um cabo, ferramentas que medem diversas características físicas das rochas atravessadas tais como a resistividade eléctrica (influenciada pela natureza dos fluidos contidos nas formações porosas: hidrocarbonetos = alta resistividade), a intensidade de emissão de raios gama naturais (medida do teor em argilas que, por serem ricas em potássio, são mais radiactivas que outras rochas), velocidade de propagação do som (permite estimar a porosidade: mais porosidade, menor velocidade de propagação), etc.. Obtêm-se, assim, perfis de várias características das rochas em função da profundidade (diagrafias). A combinação dos valores medidos com estas ferramentas (análise petrofísica) permite determinar a porosidade dos reservatórios e a natureza dos fluidos neles contidos constituindo, assim, uma primeira avaliação do potencial petrolífero do poço.

Quando a análise petrofísica indica saturações elevadas de hidrocarbonetos numa formação com boas características de reservatório, procede-se ao ensaio desta para determinar as condições em que poderá produzir petróleo. O intervalo a ensaiar é isolado dos restantes por meio de tampões e é posto em produção durante dois, ou mais, curtos intervalos de tempo separados por períodos em que a produção é interrompida para recuperação da pressão no reservatório. Durante todo o ensaio, as variações da pressão no reservatório são cuidadosamente registadas; a sua análise permitirá, por extrapolação, estimar o regime em que o poço poderá, eventualmente, ser posto em produção. Durante o ensaio é recuperada uma amostra, em geral volumosa, dos fluidos de formação que permitirá a sua análise detalhada.

O valor económico de uma descoberta raramente pode ser determinado com um só poço bem sucedido. Embora se tenha uma ideia do volume da acumulação a partir da interpretação sísmica e petrofísica (forma e dimensões da armadilha e porosidade do reservatório) é, em geral, necessário perfurar mais de um poço para confirmar a interpretação e determinar com segurança o volume das reservas recuperáveis.

O petróleo no panorama energético mundial. Reservas

Além de ser uma importante matéria prima para a indústria química, o papel mais relevante do petróleo (líquido e gasoso) na economia mundial é como fonte de energia, sendo responsável por cerca de 2/3 de toda a energia actualmente consumida. A maior parte deste petróleo é utilizado sob a forma de combustível em transportes de todos os tipos, em aquecimento doméstico e na produção de electricidade, sendo que esta última utilização tem vindo a assumir nos últimos anos maior relevância sobretudo à custa do aumento do consumo de gás natural, tendência que se prevê continuar no futuro.

Segundo estimativas fiáveis, as reservas provadas actuais de petróleo líquido são de cerca de 140900 milhões de toneladas (ou seja, quase 50 anos de consumo aos níveis actuais) das quais 2/3 se localizam no Médio Oriente. Surpreendentemente, mau grado os elevados níveis de consumo, as estimativas de reservas não têm diminuído com o tempo o que significa que a produção é essencialmente compensada com novas descobertas ou com a melhoria das técnicas de produção que permitem uma maior recuperação do petróleo contido nos reservatórios.

Não estão incluídas nas estimativas acima referidas, quer as enormes reservas de petróleos muito pesados existentes sobretudo na Venezuela e no Canadá, pelo menos uma ordem de grandeza superiores às reservas provadas de petróleo convencional, quer o petróleo que pode ser produzido a partir de xistos betuminosos de que existem reservas consideráveis, por exemplo, no Brasil e nos Estados Unidos, quer as reservas de metano contido nos jazigos de carvão ou, ainda, as de gás existente sob a forma de hidratos de metano em diversas margens continentais, qualquer destas, pelo menos, tão grandes como as reservas provadas de gás convencional. Estes tipos menos convencionais de petróleo simplesmente aguardam que os avanços tecnológicos e o inevitável, a longo prazo, aumento dos preços, tornem a sua produção competitiva.

As expectativas são, assim, de que o petróleo continue a assegurar ainda por muito tempo o seu papel fundamental na satisfação das necessidades energéticas da humanidade.

O petróleo em Portugal

Em relação com a abertura do oceano Atlântico, desenvolveram-se na faixa costeira portuguesa bacias sedimentares a partir do Triásico superior: a bacia do Porto, na área marinha ao largo da costa de Portugal e da Galiza, para norte de Espinho; a bacia Lusitânica, a maior, que se estende entre Aveiro e Sines, em terra e no mar; a bacia do Alentejo, quase exclusivamente marinha, entre Sines e o cabo de S. Vicente; e a bacia Algarvia, que se estende para leste do Cabo de S. Vicente, em terra e no mar, continuando em Espanha onde é conhecida por bacia de Cádiz.

Desde há muito que se conhecem indícios superficiais importantes que demonstram que houve geração de petróleo na bacia Lusitânica. Ainda no século passado, registou-se actividade de exploração de asfaltos em minas situadas em Canto de Azeche no litoral de S. Pedro de Muel. A exploração incidiu sobre areias e calcários impregnados de asfalto mas, a breve trecho, provou não ser rentável. Muitas outras impregnações, assim como exsudações, de petróleo são conhecidas, sobretudo nas áreas de Monte Real, Figueira da Foz, Bombarral e Torres Vedras. Já nos primeiros anos do século perfuraram-se poços pouco profundos nas imediações de algumas destas manifestações superficiais. Foi, contudo, a partir de 1938 que a pesquisa começou a fazer-se em condições técnicas aceitáveis tendo sido perfurados, até 1969, cerca de uma centena de poços, com especial concentração na região de Torres Vedras - Abadia. Nesta região encontra-se petróleo bastante denso, quase à superfície, em calcários fracturados com fracas condições de reservatório. Os melhores poços chegaram a produzir durante vários meses à média de alguns barris por dia mas não eram, claramente, rentáveis. Trabalhos recentes nessa região repetiram os resultados já conhecidos do passado sem conseguir melhores condições de produção. A partir de 1973, a pesquisa estendeu-se às áreas marinhas das bacias do Porto, Lusitânica e Algarvia, utilizando as técnicas mais modernas de que se dispunha à época. Foram perfurados 7 poços na bacia do Porto, 19 na bacia Lusitânica e 5 no Algarve. Embora alguns poços tenham encontrado bons indícios de petróleo, nenhum se aproximou sequer da comercialidade. Actualmente estão 2 companhias a pesquisar em Portugal, uma na bacia do Porto e outra na bacia Lusitânica, em terra.

Todos os ingredientes necessários para que possam existir acumulações comerciais de petróleo existem no país: existem boas rochas-mãe que atingiram a fase de geração, bons reservatórios adequadamente cobertos por rochas selantes e abundância de estruturas que fornecem boas armadilhas. Somente não foi, ainda, possível encontrar todos os ingredientes na combinação certa, a despeito das numerosas tentativas. A possibilidade de ainda vir a ser encontrada uma acumulação comercial não está posta de parte mas é necessário atribuir-lhe uma probabilidade reduzida.

Bibliografia sumária
Chapman, R. E. (1973) - Petroleum Geology, a Concise Study. Elsevier, Amsterdam.
Divisão de Hidrocarbonetos e Recursos Minerais (?) - O Petróleo, da Pesquisa à Produção. Partex CPS, Lisboa.
Gabinete para a Pesquisa e Exploração do Petróleo (1994) - Exploring for Oil in Portugal, Lisboa
Magoon , Leslie B. & Wallace G. Dow, eds. (1994) – The Petroleum System - from Source to Trap. AAPG Memoir 60. Tulsa.
Macieira, F. (1948) - Planificação Histórico-Cronológica das Pesquisas de Petróleo em Portugal. Est. Notas e Trab. do Serviço de Fomento Mineiro, Vol. IV, fasc. II. Lisboa.
Perrodon, A. (1985) - Géodinamique Petroliére. Masson, Paris.


Voltar ao DCT