Caracterização da matéria orgânica da sequência sedimentar intercetada pela Sondagem NEMO-1X (Bacia de Moçambique). Potencial para a geração de hidrocarbonetos

Caracterização da matéria orgânica da sequência sedimentar intercetada pela Sondagem NEMO-1X (Bacia de Moçambique). Potencial para a geração de hidrocarbonetos Agostinho Mussa Mestrado em Geologia Departamento de Geociências, Ambiente e Ordenamento do Território 2014 Orientadora: Profra. Drª. Deolinda Flores, Faculdade de Ciências da Universidade do Porto Coorientadora: Doutora Joana Ribeiro, Faculdade de Ciências da Universidade do Porto II FCUP Caracterização da matéria orgânica da sequência sedimentar intercetada pela Sondagem NEMO-1X (Bacia de Moçambique). Potencial para a geração de hidrocarbonetos Todas as correções determinadas pelo júri, e só essas, foram efetuadas. O Presidente do Júri, Porto, ______/______/_________ FCUP Caracterização da matéria orgânica da sequência sedimentar intercetada pela Sondagem NEMO-1X (Bacia de Moçambique). Potencial para a geração de hidrocarbonetos III Índice Geral Índice de Tabelas ..................................................................................................................... V Índice de Figuras .................................................................................................................... VI Resumo ................................................................................................................................ VIII Abstract ................................................................................................................................... X Agradecimentos ..................................................................................................................... XII Lista de Abreviaturas ............................................................................................................ XIV CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO................................................................................................... 1 1.1. Objetivos .................................................................................................... 1 1.2. Conceitos e Definições ............................................................................... 2 1.3. Génese da matéria orgânica dispersa nos sedimentos ............................... 3 1.4. Maturação da matéria orgânica .................................................................. 4 1.4.1. Diagénese ............................................................................................ 5 1.4.2. Catagénese.......................................................................................... 6 1.4.3. Metagénese ......................................................................................... 7 1.4.5. Maturação das rochas geradoras ......................................................... 8 1.5. Tipos de matéria orgânica e/ou de Cerogénio .......................................... 10 1.6. Génese e origem dos Hidrocarbonetos..................................................... 14 1.7. Migração de Hidrocarbonetos ................................................................... 15 1.8. Rocha-reservatório ................................................................................... 15 1.9.Trapas ou armadilhas ................................................................................ 15 1.10. Rocha selante......................................................................................... 16 CAPÍTULO II – ENQUADRAMENTO GEOGRÁFICO E GEOLÓGICO ..................................... 17 2.1. Enquadramento Geográfico ...................................................................... 17 2.2. Bacias Sedimentares de Moçambique ...................................................... 17 2.2.1. Bacia Sedimentar de Moçambique ..................................................... 19 IV FCUP Caracterização da matéria orgânica da sequência sedimentar intercetada pela Sondagem NEMO-1X (Bacia de Moçambique). Potencial para a geração de hidrocarbonetos 2.2.2. Enquadramento Geológico e Tectónico da Bacia Sedimentar de Moçambique ...................................................................................... 21 2.2.3. Bacia de Moçambique e as sequências do Rifte do Leste Africano .... 22 2.3. Estratigrafia da Bacia de Moçambique ..................................................... 26 2.4. O Furo NEMO-1X ..................................................................................... 30 2.4.1. Localização ........................................................................................ 30 2.4.2. Breve Historial sobre o Furo em Estudo (NEMO-1X).......................... 31 2.4.3. Geologia e Estratigrafia ...................................................................... 31 CAPÍTULO IIIMATERIAIS E METODOLOGIAS..................................................................... 35 3.1. Amostragem ............................................................................................. 35 3.2. Lavagem das amostras ............................................................................ 38 3.3. Análise petrográfica .................................................................................. 39 3.4. Análise de geoquímica orgânica ............................................................... 41 CAPÍTULO IV – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS ........................................................ 45 4.1. Caracterização petrográfica da matéria orgânica ...................................... 45 4.2. Maturação da matéria orgânica ................................................................ 62 4.3. Caracterização Geoquímica ..................................................................... 64 4.3.1. Carbono Orgânico Total (COT) .......................................................... 64 4.3.2. Enxofre total ....................................................................................... 67 4.3.3. Resíduo Insolúvel (RI)/teor em carbonatos (CaCO3) .......................... 67 CAPÍTULO V: INTERPRETAÇÃO DOS RESULTADOS .......................................................... 69 CAPÍTULO 6. CONCLUSÕES................................................................................................. 75 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................................ 77 Anexo ..................................................................................................................................... 81 FCUP Caracterização da matéria orgânica da sequência sedimentar intercetada pela Sondagem NEMO-1X (Bacia de Moçambique). Potencial para a geração de hidrocarbonetos V Índice de Tabelas Tabela 1. Classificação Internacional da MOD do ICCP/TSOP (ICCP 1971, 1998, 2001; Taylor et al., 1998) ............................................................................................................................. 13 Tabela 2: Tabela resumo da composição dos macerais dos diferentes tipos de cerogénio, adaptado de Ediger, 2005 ....................................................................................................... 14 Tabela 3. Resumo da caracterização petrográfica das amostras estudadas da Formação Domo Xisto Superior ......................................................................................................................... 48 Tabela 4. Resumo da caracterização petrográfica das amostras estudadas da Formação Domo de Areia. ................................................................................................................................. 49 Tabela 5. Resumo da caracterização petrográfica das amostras estudadas da Formação Domo de Xisto Inferior. ...................................................................................................................... 52 Tabela 6. Resumo da caracterização petrográfica das amostras estudadas da Formação Sena. 58 Tabela 7. Dados da reflectância da vitrinite (Rr,%), número de partículas medidas (Nº) e o desvio padrão  para todas as amostras do Nemo-1X estudadas............................................ 63 Tabela 8. Valores de COT (%), Enxofre Total (%), Resíduo Insolóvel (%) e a razão COT/St das amostras estudadas da Sondagem Nemo-1X. ......................................................................... 66 VI FCUP Caracterização da matéria orgânica da sequência sedimentar intercetada pela Sondagem NEMO-1X (Bacia de Moçambique). Potencial para a geração de hidrocarbonetos Índice de Figuras Fig.1. Fases de maturação da MO (Tissot & Welte, 1984). ........................................................ 8 Fig. 2: Correlação da evolução do carvão, maturidade da matéria orgânica dispersa nos sedimentos e as fases de geração de petróleo e gás (Taylor, et al., 1998). ............................... 9 Fig.3: Diagrama de van Krevelen com representação esquemática da evolução geral dos diferentes tipos de cerogénio e dos carvões. Indicam-se, ainda, os principais estados de evolução e os principais produtos gerados (adaptado de Tissot & Welte 1984, Durand & Monin 1980). ..................................................................................................................................... 12 Fig.4: Localização geográfica de Moçambique, acedido em: www.google.com, no dia 21.05.2014. ............................................................................................................................. 17 Fig. 5: Localização das Bacias Sedimentares de Moçambique (ECL, 2000). ........................... 18 Fig.6: Estratigrafia generalizada da Bacia de Moçambique, (ECL, 2000). ................................ 26 Fig.7. Localização geográfica do furo NEMO-1X, (informação fornecida pela ENH) ................. 30 Fig.8. Log de sondagem do Furo Nemo-1X (cedido pela ENH). ............................................... 33 Figs. 9a), b) e c). Imagens da Litoteca da ENH e do estado de conservação das amostras. .... 35 Fig. 10. Excerto do log da sondagem Nemo 1 com a representação da litoestratigrafia das formações e localização das amostras estudadas. .................................................................. 37 Figs. 11a e 11b. Demonstração do procedimento metodológico efetuado para lavagem das amostras no Laboratório de Química Orgânica e Inorgânica (DGAOT-FCUP). ........................ 38 Figura 12. Acondicionamento das amostras lavadas e secas e respectiva identificação .......... 39 Fig.13. Colocação das amostras em moldes de plástico devidamente identificados para preparação das superfícies polidas. ........................................................................................ 39 Figs. 14a) Resina e endurecedor; 14b) Amostras já preparadas em fase secagem da resina. . 39 Fig. 15. Blocos polidos devidamente registados e identificados. .............................................. 40 Fig.16. Amostras armazenadas em exsicadores...................................................................... 40 Fig.17. Observações da MO em microscopia ótica de luz refletida e luz branca ....................... 41 FCUP Caracterização da matéria orgânica da sequência sedimentar intercetada pela Sondagem NEMO-1X (Bacia de Moçambique). Potencial para a geração de hidrocarbonetos VII Fig. 18. Aspetos petrográficos da Formação Domo de Xisto Superior ...................................... 46 Fig. 19. Aspetos petrográficos da Formação Domo de Areia ................................................... 50 Fig. 20. Aspetos petrográficos da Formação Domo de Xisto Inferior ........................................ 55 Fig. 21. Aspetos petrográficos da Formação Sena .................................................................. 59 Fig. 22. Variação da reflectância da vitrinite, em percentagem, do COT e do CaCO3, em percentagem, e da razão COT/St em profundidade para a sequência intercetada pela Sondagem Nemo-1X. .............................................................................................................. 70 Fig.23. Histograma da reflectância medida na vitrinite e nas duas famílias de betumes sólidos identificadas na amostra 10810/3295. ..................................................................................... 72 Fig.24. Histograma das reflectâncias medidas nas duas famílias de betumes sólidos identificadas na amostra 10750/3277. ..................................................................................... 73 VIII FCUP Caracterização da matéria orgânica da sequência sedimentar intercetada pela Sondagem NEMO-1X (Bacia de Moçambique). Potencial para a geração de hidrocarbonetos Resumo A Bacia de Moçambique abrange o onshore e offshore das regiões centro e sul de Moçambique. Contendo sedimentos do Jurássico, Cretácico e Cenozoico ocupa o litoral da planície do sul e centro de Moçambique e estende-se sobre a plataforma continental. Esta Bacia, juntamente com a Bacia do Rovuma, são as principais bacias sedimentares do país, quer em volume de sedimentos acumulados, quer em ocorrências de hidrocarbonetos, onde se tem concentrada grande parte das atividades de pesquisa de hidrocarbonetos. Neste contexto, o presente trabalho tem como objetivo o estudo da matéria orgânica da sequência sedimentar intercetada pela sondagem Nemo-1X localizada no offshore da Bacia de Moçambique, através de parâmetros organopetrográficos e organogeoquímicos, nomeadamente estabelecer o tipo de cerogénio presente e avaliar o grau de maturação térmica da matéria orgânica. A sondagem Nemo-1X atravessou, do topo para a base, as formações de Complexo Deltaico, Cheringoma, Grudja Superior, Grudja Inferior, Domo de Xisto Superior, Domo de Areia, Domo de Xisto Inferior, Sena e Aglomerado Vulcânico. Neste trabalho foi estudada com pormenor a matéria orgânica presente nas trinta e três amostras recolhidas nas seguintes formações: Domo de Xisto Superior, Domo de Areia, Domo de Xisto Inferior e Sena. Verificou-se que em todas as amostras foi identificada uma fração orgânica de natureza continental constituída por macerais dos grupos da vitrinite e da inertinite Trata-se de um cerogénio do tipo III e, por isso, propicio para a geração de HC gasosos. Atendendo à reflectância da vitrinite, esta matéria orgânica dispersa (MOD) encontra-se na catagénese, no entanto, ainda, não suficiente para a produção deste tipo de hidrocarbonetos, cujo início ocorre a uma reflectância da vitrinite de 0,9% atingindo o máximo de produção a 1,35%. Na Formação de Xisto Inferior foram também identificadas duas famílias de betumes sólidos classificados como Impsonite. Na sequência sedimentar intercetada pela Sondagem Nemo 1-X, o teor de carbono orgânico total (COT) das amostras estudadas é fraco a médio, verificando-se uma tendência de aumento em profundidade. Estes teores mais elevados parecem estar relacionados com a presença de betumes sólidos que ocorrem na fração mais carbonatada destas amostras. A sequência é essencialmente siliciclástica verificando-se que uma grande parte da Formação Domo de Xisto Inferior e da Formação Sena apresentam uma FCUP Caracterização da matéria orgânica da sequência sedimentar intercetada pela Sondagem NEMO-1X (Bacia de Moçambique). Potencial para a geração de hidrocarbonetos IX fração carbonatada que chega a atingir 40%. A matéria orgânica em toda a sequência foi preservada em ambientes essencialmente redutores, propícios à sua preservação, o que está de acordo com a presença constante de pirite em toda a sequência. A ocorrência de óxidos de ferro em todas as amostras estudadas está relacionada com a meteorização da pirite. PalavrasChave: cerogénio tipo III, maturação da matéria orgânica, potencial de geração de HC, sondagem Nemo-1x, Bacia de Moçambique 2 FCUP CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO desta instituição para desenvolver os seus estágios profissionais nesta área, surgiu a oportunidade da empresa atribuir o furo NEMO-1X para trabalhos de investigação e consequente desenvolvimento desta Tese de Mestrado, devendo ser fornecidos e compartilhados os resultados obtidos com a empresa. A primeira fase dos trabalhos desenvolvidos no âmbito da tese incluiu um estágio, com início no dia 05 de Setembro e término a 03 de Outubro de 2013, na qual consistiu na seleção e colheita de amostras na Litoteca da empresa na Vila Municipal de Vilanculos. A segunda consistiu na recolha de informações relativas ao furo NEMO1X na sede da empresa na cidade de Maputo. O relatório das atividades desenvolvidas durante o estágio é apresentado em anexo. 1.2. Conceitos e Definições O termo matéria orgânica (MO) refere-se ao material presente nas rochas sedimentares, que é derivado da parte orgânica dos seres vivos, quer vegetais quer animais. A matéria orgânica é formada a partir da acumulação de restos de plantas terrestres (composta por lignina e carbohidratos) e organismos planctónicos e bactérias (compostos basicamente por lipídios e proteínas) em ambientes de baixa energia e sem oxigénio (anóxicos), que permitem a sua preservação. Estes locais geralmente correspondem a ambientes continentais (por exemplo, lagos) e marinhos de circulação restrita, onde a deposição de sedimentos finos, associada à baixa energia, limita o acesso de oxigénio, permitindo a acumulação e preservação da matéria orgânica (Tissot & Welte, 1984). Toda a matéria orgânica presente nos sedimentos e rochas (matéria orgânica dispersa – MOD) inclui o cerogénio e o betume. O cerogénio é a fração particulada da matéria orgânica sedimentar, que é insolúvel nos solventes orgânicos comuns; enquanto os betumes correspondem à fração solúvel. A MOD nos sedimentos é, então, derivada de organismos vivos que após a sua morte pode: (i) ser incorporada nos sedimentos sendo designada por autóctone; (ii) ser transportada, juntamente com os sedimentos e posteriormente depositada numa bacia de sedimentação, constituindo a MO alóctone; (iii) MO proveniente de rochas sedimentares ou metamórficas que sofreram meteorização e transporte, designada por MO retrabalhada; e, (iv) MO de neoformação, nomeadamente, hidrocarbonetos FCUP CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO 3 líquidos e gasosos, resultante dos processos de decomposição dos restos de organismos incorporados nos sedimentos durante os processos diagenéticos. 1.3. Génese da matéria orgânica dispersa nos sedimentos A matéria orgânica dispersa (MOD) nos sedimentos é derivada da MO e dos seus produtos metabólicos vivos, dependendo, por isso, da produtividade biológica (Tissot & Welte, 1984). A composição química da biomassa numa bacia de sedimentação dependente das condições físico-químico do meio e do habitat biológico e do nível evolutivo dos organismos. Determinar os fatores associados às condições ambientais incluem: luz, temperatura, nutrientes e condições de água (por exemplo, correntes, temperatura, etc.) além da presença de grupos de organismos. A MO é constituída por moléculas orgânicas, sob a forma de monómeros ou polímeros, derivadas direta ou indiretamente da parte orgânica dos organismos e composta pelos elementos C - carbono, H - hidrogénio, O - oxigénio, N - nitrogénio e S - enxofre. Excluem-se: esqueletos, conchas, ossos, espinhos, dentes, etc. A produção, acumulação e preservação da MO não degradada são os prérequisitos para a formação de rochas contendo MO, que depois de sintetizada pelos organismos, pode ser depositada e preservada nos sedimentos, para que, em função das condições geológicas posteriores se transformar em hidrocarbonetos. As bactérias, o fitoplâncton, o zooplâncton e as plantas superiores são os principais contribuintes de MO nos sedimentos (Tissot & Welte, 1984), sendo constituídas por uma grande variedade de compostos, cada um deles com características bioquímicas e suscetibilidade ao ataque microbiano diferentes (Tyson, 1995). Os lipídios e frações lipídicas dos organismos desempenham um papel dominante na génese do petróleo. As rochas sedimentares geralmente contêm minerais e MO com os poros preenchidos principalmente por água, betume, óleo e/ou gás, (Ediger, 2005). A acumulação da MO nos sedimentos é controlada por um número limitado de condições (Tissot & Welte,1984), incluindo a produção de biomassa e os processos de degradação e transporte da MO. Assim, a quantidade e qualidade da MO acumulada nos sedimentos são o resultado da influência combinada da produtividade de biomassa, da degradação bioquímica da MO e dos processos de deposição. A 4 FCUP CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO acumulação é restrita aos sedimentos depositados em ambientes aquáticos. Em sedimentos subaéreos, a MO é destruída por oxidação química ou facilmente atacada pela atividade microbiana (Tissot & Welte,1984). Assim, é necessário que exista equilíbrio entre a energia hidrodinâmica e a taxa de acumulação, preservação e sedimentação da MO nos sedimentos. Como referido anteriormente, esta MO pode ocorrer nos sedimentos em partículas (particulada ou cerogénio insolúvel em solventes orgânicos) ou sob forma de betume (componente orgânico solúvel em solventes orgânicos). 1.4. Maturação da matéria orgânica A transformação físico-química da MO durante a história geológica das bacias sedimentares não pode ser considerada como um processo isolado. Essa transformação é controlada pelos mesmos fatores que determinam também as variações da composição da fração mineral e da água intersticial dos sedimentos: a atividade biológica em um estágio inicial e, posteriormente, a temperatura e a pressão (Tissot & Welte, 1984.). O ciclo evolutivo da MOD nos sedimentos é completado por processos bioquímicos e físico-químicos mais ou menos complexos ocorridos após a deposição da MO e designados, genericamente, por maturação. Trata-se de um processo lento e contínuo, sendo o produto de um número de variáveis tais como: contexto tectónico, condições de subsidência e a história térmica da bacia. Após o soterramento, a MO em rochas sedimentares sofre inúmeras mudanças, inicialmente causadas pela atividade biológica (microbiana) Tissot & Welte (1984) e posteriormente por processos termodinâmicos associados à subsidência da bacia, nomeadamente, do aumento da pressão e da temperatura, e do tempo durante o qual atuam. Deste modo, a MO sofre diversas alterações devido ao aumento da profundidade e o consequente aumento da temperatura, transformando-a, progressivamente, em cerogénio, betume, óleo e gás. Esta evolução térmica reflete as alterações progressivas na estrutura da matéria orgânica devido ao aumento da temperatura, propiciando a sua maturação. (Tissot & Welte, 1984). As principais transformações químicas que ocorrem na MO durante o processo de maturação/incarbonização são graduais e acompanhadas por variações das propriedades físicas da MO. São reconhecidos quatro pontos onde as suas propriedades mudam rapidamente, que sendo conhecidos como saltos de FCUP CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO 5 incarbonização (Taylor et al.,1998) estão, também, relacionados com as principais fases de produção de hidrocarbonetos. a) O primeiro salto de incarbonização ocorre quando os carvões possuem 80% de carbono, 43% de matéria volátil e uma reflectância da vitrinite de 0,5%. Este salto coincide com o início da produção de hidrocarbonetos líquidos (início da janela do petróleo). b) O segundo salto de incarbonização ocorre quando os carvões possuem 87% de carbono, 29% de matéria volátil e reflectância da vitrinite de 1,5%. Este salto é caracterizado pelo desaparecimento das propriedades de fluorescência dos macerais do grupo da liptinite e pelo fim da janela do petróleo e início da produção de metano termogénico. c) O terceiro e quarto saltos de incarbonização ocorrem a reflectância da vitrinite de 2,5% e 3,7%, respetivamente. Caracterizam-se por perdas suplementares em matéria volátil, especialmente, hidrogénio sob a forma de metano e aceleração das reações que produzem condensação dos anéis aromáticos dos macerais do grupo da vitrinite. O conjunto de processos associados à maturação térmica está dividido em três estágios consecutivos designados por diagénese, catagénese e metagénese. 1.4.1. Diagénese A diagénese é um processo através do qual o sistema tende a aproximar-se do equilíbrio dentro de condições de baixa profundidade de soterramento onde o sedimento normalmente se torna consolidado. O termo diagénese, quando aplicado à matéria orgânica, refere-se ao seu estágio inicial de alteração através do qual os restos orgânicos são alterados e/ou degradados por processos de transformação biológicos e químicos de baixa temperatura. Tal processo ocorre inicialmente na história do sedimento e forma uma ligação entre a biosfera e a geosfera (Mendonça Filho & Menezes, 2001). Na diagénese, o aumento da temperatura e pressão é baixo e as transformações ocorrem dentro de condições moderadas, uma vez que o intervalo de profundidade relativo é da ordem de poucas centenas de metros. Durante a diagénese inicial, um dos principais agentes de transformação é a actividade microbiana, a qual é mais elevada na interface água-sedimento e a baixas 6 FCUP CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO profundidades de soterramento. Esta atividade é responsável pela degradação de uma alta proporção da MO originalmente depositada em moléculas simples tal como CO2, N2 e H2O (condições aeróbicas), depois amoníaco (NH3), sulfeto de hidrogénio (H2S) e metano (CH4) (condições anaeróbicas). Os principais sobreviventes da degradação microbiana consistem de materiais macromoleculares quimicamente mal definidos chamados ácidos fúlvicos, ácidos húmicos ou humina dependendo de sua solubilidade em ácidos e bases. Todos esses materiais são considerados precursores do cerogénio, os quais, por sua vez, são os principais precursores do petróleo em rochas sedimentares de granulometria fina. A diminuição na concentração, primeiramente, de ácidos fúlvicos e depois de ácidos húmicos ocorre como um resultado da combinação progressiva de reações com o aumento da diagénese (Mendonça Filho & Menezes, 2001). 1.4.2. Catagénese A catagénese é o estágio que se segue à diagénese e constitui o principal estágio de formação de óleo, sendo definida por valores de reflectância da vitrinite de 0,5 a 2,0% e é caracterizada pela degradação térmica do cerogénio acompanhada com a formação de petróleo. A “janela de geração de petróleo” está entre 0,5 a 1,3% Rr e a “janela de geração de gás” entre 1,3 a 4,0% Rr (metagénese), em que o limite entre gás húmido e seco é o 2,0% Rr (Mendonça Filho & Menezes, 2001). Os autores supracitados sustentam que durante a catagénese, a alifaticidade do cerogénio diminui e sua aromaticidade aumenta, com os valores absolutos dependentes do tipo de cerogénio. O aumento da aromaticidade é refletido fisicamente pelo aumento da reflectância da vitrinite. Outras mudanças que ocorrem durante a catagénese incluem a perda de grupos alifáticos e um aumento na razão de CH3/CH2. Os radicais estáveis formados no cerogénio durante a rotura de ligações aumenta em concentração quando a geração de petróleo ocorre. A concentração de radicais livres depende do tipo de cerogénio e da maturação térmica. A progressiva perda de componentes da estrutura do cerogénio prossegue de acordo com a resistência das ligações químicas, com as ligações mais fracas quebrando antes das mais fortes. A catagénese resulta do aumento da temperatura durante o soterramento nas bacias sedimentares, proporcionando maturidade às rochas-mãe. Durante a catagénese, parte do cerogénio transforma-se em hidrocarbonetos. Assim, formam-se o petróleo, em primeiro lugar, e, em seguida, o gás. Esse período corresponde ao FCUP CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO 7 principal estágio de formação do óleo e também ao principal estágio de formação do gás húmido. 1.4.3. Metagénese O processo final, após o estágio catagenético, é a metagénese com temperaturas superiores a 120ºC onde a matéria orgânica é representada por componentes residuais com elevado conteúdo de carbono, com a génese de metano. Metagénese é alcançada somente a grandes profundidades, onde se faz o rearranjo das moléculas aromáticas. Estas moléculas, previamente distribuídas de maneira aleatória no cerogénio, agora reúnem-se para formar agrupamentos relativamente complexos. Neste estágio as rochas-mãe são consideradas supermaturas ou senis, e gera-se apenas gás seco. Contudo, este último estágio de evolução da MO inicia-se antes do metamorfismo da fração mineral (2,0% Rr a 4,0% Rr - correspondendo ao início da fácies do xisto verde). A metagénese do cerogénio pode ser observada em amostras mais profundas ou em locais com um elevado gradiente geotérmico. A eliminação do hidrogénio neste estágio é lenta e a razão H/C é menor ou igual a 0,5. Grupos alifáticos e ligações C=O desaparecem, restando somente C=C. Em termos de exploração, este estágio está inteiramente situado na zona de gás seco. Ocorre alguma geração adicional de hidrocarbonetos (principalmente metano) do cerogénio, hidrocarbonetos líquidos previamente gerados são também craqueados e convertidos em gás, sendo um estágio de rearranjo residual do cerogénio (Mendonça Filho & Menezes, 2001). Para as temperaturas de 210ºC já é considerado o estágio de metamorfismo, no qual os componentes orgânicos irão transformar-se em metano, dióxido de carbono e por último a grafite. A figura 1 abaixo, ilustra os processos de transformação da MO em diversas fases de maturação. 8 FCUP CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO Fig.1. Fases de maturação da MO (Tissot & Welte, 1984). 1.4.5. Maturação das rochas geradoras As rochas geradoras de hidrocarbonetos são caracterizadas, entre outros, por Hunt (1995), pela presença de MO acumulada e preservada nos sedimentos, devendo conter um mínimo de 0,5 % de carbono orgânico total (COT). Relativamente à maturação, a MO das rochas geradoras pode ser classificada de imatura, madura e supermadura. A matéria orgânica imatura, correspondente à diagénese, sofreu apenas modificações biológicas e química, sem grande influência da temperatura. A matéria orgânica matura, correspondente à catagénese, na qual ocorre uma grande degradação térmica do cerogénio, equivalendo à janela de geração de óleo. Na fase senil – matéria orgânica supermatura - a matéria orgânica é afectada por altas temperaturas (correspondente à metagénese), reduzindo a sua capacidade de geração de hidrocarbonetos líquidos, mas é a fase por excelência da geração dos hidrocarbonetos gasosos. Para determinar o grau de maturação da matéria orgânica (Tissot & Welte, 1984), são usados vários parâmetros, a saber: 1. Reflectância da vitrinite (Rr%) – É proporcional à paleotemperatura máxima à qual a MO foi submetida: (Rr%) <0,6 → zona imatura; (Rr%)> 0,6% e <1,35% → Zona Madura; (Rr%) = 1,35 → limite da zona sobremadura. FCUP CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO 9 2. Índice de Alteração Térmica (IAT) – Cor da matéria orgânica (quando observada em luz transmitida) principalmente pólens e esporos, quanto mais escuros, maior é a temperatura máxima alcançada; Amarelo claro →Laranja →Castanho claro →Castanho escuro →Negro IMATURA MADURA SOBREMADURA 3. PIRÓLISE ROCK-EVAL - cujos resultados permitem inferir o tipo de MO, o grau de maturação assim como o potencial de produção, permitindo avaliar a qualidade da rocha. A figura 2 que se segue representa o processo de maturação da MO e as potenciais zonas de geração e destruição de hidrocarbonetos. Fig. 2: Correlação da evolução do carvão, maturidade da matéria orgânica dispersa nos sedimentos e as fases de geração de petróleo e gás (Taylor, et al., 1998). 10 FCUP CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO 1.5. Tipos de matéria orgânica e/ou de Cerogénio A definição do cerogénio varia de autor para autor senão vejamos: - Durand (1980) utiliza a definição de matéria orgânica sedimentar insolúvel nos solventes orgânicos comuns; - Tissot & Welte (1984) preferem definir cerogénio como as partículas orgânicas presentes nas rochas sedimentares insolúveis em compostos aquosos alcalinos e solventes orgânicos comuns; - Burgess (1974) define cerogénio como sendo o resíduo orgânico obtido após tratamento com ácidos; - Hunt (1979) ampliou essa definição para o resíduo de matéria orgânica disseminada nas rochas sedimentares obtido após tratamento com ácidos nãooxidantes, bases e solventes orgânicos. A quantidade de matéria orgânica de uma rocha sedimentar deverá estar, também, relacionada com a qualidade da MO para a geração de Hidrocarbonetos. Sendo os hidrocarbonetos formados somente por átomos de carbono e hidrogénio, a relação atómica H/C é a que irá determinar se um determinado tipo de matéria orgânica tem condições de gerar hidrocarbonetos, isto é, petróleo ou gás (Triguis & Souza, 2009). Neste sentido, é importante referir que o tipo da matéria orgânica, a quantidade e a qualidade são os fatores que ditam o tipo de hidrocarbonetos a serem gerados. Assim, é necessário definir os tipos de matéria orgânica, uma vez que cada tipo irá corresponder a uma determinada potencialidade para geração de hidrocarbonetos e mesmo tendo essa potencialidade, vai permitir inferir se está relacionada a hidrocarbonetos líquidos ou gasosos. Essa diferenciação está ligada às variações na estrutura química da MO. O reconhecimento da qualidade da MO para avaliação da sua potencialidade para a geração de hidrocarbonetos pode ser através de análises químicas, para a determinação das razões atómicas H/C e O/C, nomeadamente através do diagrama de Van Krevelen (Taylor et al., 1998). O tipo de MOD nos sedimentos corresponde ao tipo I (MO lacustre) quando a razão atómica H/C é de 1,5 ou maior, para o tipo II (MO marinha) entre 1,0 e 1,5, enquanto que para o tipo III (MO continental) estaria abaixo de 1,0 (Triguis & Souza, 2009). A qualidade do cerogénio presente nas rochas pode ser estudada geoquimicamente ou através de métodos petrográficos. Geoquimicamente, o FCUP CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO 11 cerogénio pode ser diferenciado, e o seu potencial gerador de hidrocarbonetos caracterizado por análises químicas elementares, geralmente, com base nas razões atómicas H/C e O/C. Como mencionado anteriormente, o cerogénio inclui toda a matéria orgânica presente nas rochas e sedimentos modernos e os betumes são produtos orgânicos secundários derivados de transformações do cerogénio relacionadas com transformação bioquímicas e físico-químicas. Estes processos de transformação da MO estão associados à atuação respetivamente dos microorganismos e da temperatura e pressão que ocorrem nas bacias sedimentares por acção da subsidência (Tissot & Welte, 1984). De acordo com Tissot & Welte (1984), reconhecem-se os seguintes tipos de cerogénio (figura 3): 1. Tipo I é rico em hidrogénio e encontra-se presente na MO rica em lípidos, sendo a sua origem, essencialmente, de material algar lacustres. Este tipo de cerogénio tem um elevado potencial para gerar petróleo. 2. Tipo II apresenta uma composição intermédia e deriva de material algar geralmente marinho (fitoplâncton e zooplâncton) como também de material de origem continental rico em lípidos, tal como esporos e pólenes. Este tipo de cerogénio é o que se encontra presente na grande maioria das rochas mãe de petróleo. 3. Tipo III apresenta valores de hidrogénio baixos e é rico em compostos orgânicos aromáticos derivados de plantas superiores apresentado por isso, um maior potencial para gerar gás do que petróleo em relação aos tipos anteriores. 4. Tipo IV apresenta um potencial nulo para gerar hidrocarbonetos, quer seja petróleo ou gás. Este tipo de cerogénio é formado, essencialmente, por matéria orgânica remobilizada ou altamente oxidada derivada de ambientes marinhos ou continentais. 18 FCUP CAPÍTULO II – ENQUADRAMENTO GEOGRÁFICO E GEOLÓGICO - Bacia do Rovuma - Bacia do Lago Niassa - Bacia de Maniamba - Bacia do Médio Zambeze - Bacia do Baixo Zambeze. As bacias sedimentares marginais do Rovuma e de Moçambique são as principais bacias do país, quer em volume de sedimentos acumulados, quer em ocorrências de hidrocarbonetos, no que se conhece até à data. Nestas bacias está concentrada grande parte das atividades de pesquisa de hidrocarbonetos convencionais. Fig. 5: Localização das Bacias Sedimentares de Moçambique (ECL, 2000). FCUP CAPÍTULO II – ENQUADRAMENTO GEOGRÁFICO E GEOLÓGICO 19 Para além das bacias de Moçambique e Rovuma anteriormente referidas, existem, ainda, as bacias intracratónicas que se localizam no interior de regiões tectonicamente estáveis - os cratões ou o Supergrupo do Karoo (SGK), daqui em diante chamado simplesmente de Karoo. O SGK compreende o Karoo superior e o Karoo inferior depositados em fossas tectónicas intracratónicas e em bacias profundas associadas a um rifte abortado ou numa fase de desmembramento do Gondwana, tendo terminado com a instalação da Grande Província Ígnea de Karoo de idade jurássica inferior (~190 Ma) e de outras manifestações ígneas na costa nordeste de Moçambique (GTK Consortium, 2006b; Vasconcelos & Jamal, 2010). As formações do SGK tiveram o seu início no Carbonífero Superior, terminando no Jurássico Inferior (Paulino et al., 2010; Vasconcelos & Jamal, 2010). O SGK pode ser subdividido em Karoo Inferior e Karoo Superior (Afonso, 1978), ambos depositados num rifte abortado ou numa fase de desmembramento do Gondwana. O SGK é caracterizado pelo desenvolvimento de fossas tectónicas intracratónicas e de bacias profundas, e terminou com a instalação da Grande Província Ígnea do Karoo (KLIP1), de idade Jurássica Inferior (~190 Ma) e de outras manifestações ígneas na costa nordeste de Moçambique (GTK Consortium, 2006b). Das bacias acima mencionadas, irá ser abordada com mais pormenor a Bacia Sedimentar de Moçambique, tendo em conta que é nesta onde se localiza o furo Nemo-1X em estudo. 2.2.1. Bacia Sedimentar de Moçambique A Bacia de Moçambique abrange o centro e sul e as partes Onshore e Offshore de Moçambique. Contendo sedimentos do Jurássico, Cretácico e Cenozóico, ocupa a planície costeira do centro e sul de Moçambique e estende-se sobre a plataforma continental. Dados sísmicos mostram uma grande variedade ao longo da margem continental de Moçambique. “Seaward Dipping Reflector Sequences (SDRS)” foram observados na subsuperfície do Talude Continental. Por isso, a margem continental da Bacia de Moçambique não é uma margem passiva convencional, mas sim uma margem do tipo vulcânica, caracterizada por atividade vulcânica de grande escala e eventualmente de curta duração que resultou em grandes volumes de corpos vulcânicos efusivos (Reichert et al., 2008). 20 FCUP CAPÍTULO II – ENQUADRAMENTO GEOGRÁFICO E GEOLÓGICO A espessura das rochas sedimentares aumenta para o Leste e para o Norte, atingindo o seu máximo de cerca de 12km na Depressão Delta do Zambeze (ECL, 2000). A Bacia Sedimentar de Moçambique ocupa a planície costeira no sul do país e forma uma grande depressão pericontinental no sistema de margem continental do Leste Africano. Esta é uma grande depressão assimétrica, inclinada em direção a leste e ladeado a oeste pelo cristalino Precâmbriano ou pelos basaltos do Karoo (Salman & Abdula, 1995) e a leste pelos Talude Continental e Crista de Madagascar. Esta cobre as partes Central e Sul, one off-shore de Moçambique. A sequência sedimentar é composta por rochas do Cenozóico, Cretácico e Jurássico Superior e recobre as rochas ígneas do Karoo. (Salman & Abdula, 1995). As peculiaridades da estrutura tectónica são determinadas pela relação entre as diversas fases de evolução estrutural, a saber: - A Bacia de Moçambique faz parte do sistema de margem continental do Leste Africano, cuja formação teve início a partir do final do Jurássico/Cretácico Inferior; - As estruturas da bacia sobrepõem-se aos da depressão intracratónica do Gondwana e dos grabens do Karoo; - A depressão pericontinental recobre as estruturas geradas nas primeiras fases da riftogénese (Jurássico Superior/Cretácico Inferior); - A Bacia está localizada no extremo Sul do Rift Este Africano que é datado da fase de riftogénese (Cretácico/Cenozóico). Na estrutura tectónica da Bacia de Moçambique, foram identificadas as seguintes fases da história geológica da mesma: -Embasamento cristalino precâmbrico; - Fase estrutural Gondwana (SGK); -Estágio de pós-Gondwana (Jurássico Superior-Cenozóico) (Salman et al., s/d). As fases estruturais são separadas por disconformidades e são, por sua vez, subdivididas em unidades estruturais. Os elementos estruturais que determinam o carácter tectónico estão associados a movimentos de blocos em que os grabens são uma importante forma. Essas estruturas estão divididas de acordo com o tempo em que foram formadas e desenvolvidas. Assim, do Jurássico ao Cretácico Inferior, geraram-se os grabens da fase inicial de riftogénese e os grabens do Cenozóico da fase neoriftogénese. Pertences às estruturas da fase inicial de riftogénese estão o Médio Zambeze, Palmeira, Limpopo, Chidenguele, Mazenga Oeste e os Grabens de FCUP CAPÍTULO II – ENQUADRAMENTO GEOGRÁFICO E GEOLÓGICO 21 Changani. As estruturas neoriftogénicas são os grabens do Lago Niassa, Urema, Mazenga e Chissenga (Salman et al., s/d). 2.2.2. Enquadramento Geológico e Tectónico da Bacia Sedimentar de Moçambique Como já foi referido anteriormente, as duas bacias sedimentares Marginais de Moçambique formaram-se como resultado da fracturação de Gondwana e da abertura do Oceano Índico no final do Mesozóico, sendo denominadas Bacia de Moçambique (a Sul) e Bacia do Rovuma (a Norte). A base dessas bacias é constituída por rochas cristalinas e metamórficas do Precâmbrico (Salman & Abdula, 1995, Lopes, 2008). Na Bacia sedimentar marginal de Moçambique a sua cobertura sedimentar é subdividida em duas unidades: Gondwana e pós-Gondwana separadas por uma grande discordância (Lopes, 2008). A Formação da Bacia de Moçambique é contemporânea á da Bacia da Somália. De acordo com König & Jokat (2006), não existe informação direta relacionada sobre o tempo exato do rifteamento norte-sul e nem da sua transição para expansão do fundo oceânico. Todavia, segundo o mesmo autor, dados de anomalias magnéticas de zonas de fraturas usados para definir a posição relativa de África e Antárctica indicam que a expansão do fundo oceânico durante o Mesozóico entre estes dois continentes estava confinada ao mar de Riiser-Larsen e Bacia de Moçambique. O movimento ocorreu ao longo de falhas ativas e resultou na formação da crusta oceânica mais antiga conhecida nas Bacias de Moçambique e Somália. Na Bacia da Somália, a anomalia mais antiga da crusta oceânica foi datada em M22 (152 Ma) ou mesmo mais antiga que esta em M25 (157 Ma). A anomalia mais antiga no mar conjugado de Riiser-Larsen e Bacia de Moçambique foi tentativamente datada em M24 (155 Ma) ao largo da costa central de Dronning Maud Land (Jokat et al., 2003). Por isso, a primeira crusta oceânica entre África e Antárctica formou-se por volta de 155 Ma. A unidade de Gondwana compreende o preenchimento da parte inferior da bacia sedimentar e consiste numa sequência de rochas sedimentares que se depositaram desde o final do Carbonífero até ao Jurássico Inferior em bacias epicontinentais dentro do Gondwana (Lopes, 2008). As unidades litoestratigráficas constituintes do território moçambicano podem ser divididas entre o soco cristalino com idade arcaica-neoprotozóica, e uma cobertura fanerozóica. O soco cristalino compreende um conjunto heterogéneo de paragnaisses 22 FCUP CAPÍTULO II – ENQUADRAMENTO GEOGRÁFICO E GEOLÓGICO supracrustais metamorfizados, granulitos e migmatitos, ortognaisses e rochas ígneas (Paulino et al., 2010). As rochas supracrustais fanerozóicas compreendem sedimentos terrígenos sub-horizontais associados as rochas vulcânicas que não foram afetadas por deformação penetrativa, mas mostram estruturas extensivas de deformação tectónica quebradiça. A cobertura fanerozóica é dividida em SGK e SREA (Paulino et al., 2010). Os sedimentos do SGK são caracterizados pela sua origem continental e por se depositarem em bacias controladas por falhas (Paulino et al., 2010). O SGK em Moçambique foi subdividido em dois principais grupos: o Karoo Inferior e Karoo Superior (Afonso, 1978; GTK Consortium, 2006b). O Grupo de Karoo Inferior é caracterizado pela ocorrência de formações de depósitos sedimentares acumulados em bacias intracratónicas de graben e semigraben (half-graben que são observados no centro e norte de Moçambique. Portanto, a sedimentação das principais bacias do SGK do centro de Moçambique iniciou-se com os sedimentos glaciares (do tipo tilito) e flúvio-glaciares no Carbonífero Superior (cerca de 318 Ma), seguidos por sedimentos flúvio-limínicos (carbonosos e areníticos na maioria das bacias do centro e norte de Moçambique durante o Pérmico (Paulino et al., 2010). O Grupo de Karoo Superior é caracterizado pela continuação do preenchimento das bacias, mas em ambientes essencialmente fluviais e com muitas oscilações tectónicas durante o Triássico e o Jurássico Inferior (Paulino et al., 2010). A unidade de pós-Gondwana é composta por sequências sedimentares do Jurássico Médio a Superior, Cretácico e Cenozóico, correspondendo tipicamente ao enchimento sedimentar da bacia marginal Este-Africana. Esta bacia tem uma estrutura assimétrica, característica de bacias sedimentares marginais (Salman & Abdula, 1995), aumentando a espessura dos sedimentos para Este e para Norte e atingindo a espessura máxima de 12Km na depressão do delta do Zambeze (Lopes, 2008). 2.2.3. Bacia de Moçambique e as sequências do Rifte do Leste Africano A Bacia de Moçambique foi formada quase que inteiramente sobre a crosta "proto-oceânica", mas a margem continental herdou o Karoo formado pelo socointracratónico (Carbonífero-Pérmico, Karoo Inferior) e transtensional resultando o rifteamento (Triássico, Karoo Superior) (ECL, 2000). FCUP CAPÍTULO II – ENQUADRAMENTO GEOGRÁFICO E GEOLÓGICO 23 As Sequências de Rifte do Leste Africano compreendem uma assembleia inconsolidada de unidades litoestratigráficas, compostas por estratos sedimentares terrestres a marinhos e rochas sub-vulcânicas associadas, depositadas após o Evento Karoo, marcando o rifte/migração/dispersão do Gondwana. A sua deposição começou há acerca 140 Ma e é aproximadamente contemporânea com o desenvolvimento do Sistema de Rifte do Leste de África (SRLA), o que, porém, não sugere uma relação genética directa com a SRLA (GTK Consortium, 2006a). Estes processos deram origem ao desenvolvimento da Bacia de Moçambique, cujo substrato é constituído por rochas vulcânicas do Karoo Superior (Jurássico Inferior) e coberta pelas sucessões sedimentares do Cretácico Inferior a Médio que data a 140Ma. Cinco sequências deposicionais maiores pós-Karoo, separadas umas das outras por inconformidades períodos de não-deposição ou erosão, foram reconhecidas e incorporadas na estrutura estratigráfica de toda a Bacia de Moçambique (GTK Consortium, 2006a). Esta estrutura estratigráfica é a síntese baseada na geologia superficial e poços profundos de exploração de hidrocarbonetos. De acordo com a GTK Consortium (2006a/b), descrevem-se 6 sequências distintas: Jurássico Superior-Cretácico Inferior - Sequência 1 Inclui o Grupo da Lupata, vulcano-sedimentar, contendo carbonatitos e rochas ígneas associadas do sul de Malawi, partes pertencentes à Província Alcalina Chilwa e um grupo de intrusões ígneas dominantemente alcalinas do Jurássico Superior a Cretácico Inferior. O Grupo da Lupata é representado pela Formação Monte Mazambulo (arenitos conglomerático). Além desta formação há ainda as Formações ígneas do Monte Palamuli (riólito) e do Monte Linhanga (membro intermédio e do topo), bem como as formações sedimentares de Tchazica, Monte Linhanga (membro da base). Esta unidade é localmente conhecida como a Formação Rio M’Fidze e está exposta ao longo de um polígono de direcção NNW-SSE, cerca de 20 km de comprimento, a partir da Vila de Dona Ana ao Rio Nhacurule, a Norte do povoado de Mutarara. Esta consiste de grés cor-de-rosa a esbranquiçado e grés tufácea, com granularidade variável, mostrando similaridades com os arenitos Sena. Porém, os primeiros não possuem clastos de lava alcalina, comuns nos arenitos da Formação de Sena. 24 FCUP CAPÍTULO II – ENQUADRAMENTO GEOGRÁFICO E GEOLÓGICO Cretácico Médio a Superior - Sequência 2 A Sequência 2 é restrita à Formação de Sena, que sobrefaz litologias do Supergrupo do Karoo e do Grupo da Lupata, ou, localmente, diretamente sobre o substrato cristalino. A unidade ocupa estreitas faixas de terrenos ao longo da margem oeste na base do Planalto de Cheringoma, a 25 km da Cidade de Caia e a Sul do rio Zambeze. Estas formam a extensão à leste de vastos afloramentos que cobrem o Graben Chire-Urema e a parte Sul da Garganta de Lupata. A unidade alcança a espessura máxima conhecida de 2.800m no furo de pesquisa de hidrocarbonetos (perfuração Inhaminga 5) no Graben do Urema. A espessura de acerca de 2.000m dos estratos Albianos e Turonianos tem sido demonstrada no delta do Zambeze (perfuração Nhamura 1). Os estratos progridem a SE, indicando um ambiente flúviodeltaico. A unidade representa o “Cretácico Continental” e é predominantemente composta por um grés de granulação média a grosseira, conglomerática ou arcósica. Grãos de quartzo e feldspato inalterados indicam uma fonte próxima e/ou rápida deposição. Cretácico Superior-Paleoceno - Sequência 3 A sequência corresponde ao tempo da deposição da Formação de Grudja Inferior e Superior, separados por uma inconformidade e hiatos do Paleoceno Inferior, o que na parte oeste da Bacia de Moçambique é contemporânea com a deposição de pelitos marinhos e na sua parte leste e offshore, com carbonatos de águas profundas. A base da sequência é formada pela inconformidade e hiato intra-Senoniano. O contacto superior é com a inconformidade e hiato do Eoceno Inferior. A maioria dos afloramentos atribuídos à Formação de Grudja ocorre em uma faixa estreita, de direção NE-SW. A Formação de Grudja consiste em estratos progressivamente marinhos, compreendendo os calcários fossilíferos e glauconíticos, de cor amarelo-esverdeado, com raras intercalações de calcário. Eoceno-Oligoceno - Sequência 4 Na parte leste e offshore da Bacia Moçambique, a sedimentação continuou sem interrupções. Na parte oeste, esta fase de desenvolvimento da bacia iniciou-se com o hiato e inconformidade Paleoceno a Eoceno Inferior e terminou com a inconformidade e hiato. FCUP CAPÍTULO II – ENQUADRAMENTO GEOGRÁFICO E GEOLÓGICO 25 A unidade repousa discordantemente sobre a Formação de Mapai e é coberta por lamas quaternárias de planície de inundação. A unidade compreende uma parte basal, composta por um arenito micáceo, argilítico, de cor vermelha intensa a creme e de granularidade fina a média, com pequenos fósseis de gastrópodes e lamelibrânquios. A parte superior da unidade possui granularidade grossa, incluindo alguns seixos angulares de quartzo de veio. O teor de mica é mais baixo que na parte de basal da sequência. Em certos lugares, a sucessão começa com um conglomerado grosseiro, com seixos e matacões de granito, gneisse, quartzito do embasamento e basalto do Karoo, cimentado por uma matriz arenosa ou, localmente, por uma matriz mista de areia-carbonato. O conteúdo fossilífero e fácies sedimentares indicam deposição em um ambiente litoral, de mar aberto, com possíveis intercalações deltaicas. Entre 18° S e 20°30’ S, as rochas da Formação de Cheringoma são expostas ao longo de uma faixa de direção NE-SW, interrompida pelo Graben Miocénico de Urema, ao longo do flanco Oeste do Horst Inhaminga e Oeste do Graben de Urema no flanco leste do Rio Búzi e ao longo dos flancos do planalto de Cheringoma, onde alcançam 70m de espessura. Os afloramentos meridionais repousam diretamente sobre arenito e conglomerados da Formação de Sena. Mioceno-Plioceno - Sequência 5 Esta sequência compreende somente litologias da Formação de Mazamba, que compreende uma sequência areno-conglomerática continental, composta por depósitos detríticos de material não-selecionado, areno-argiloso ou conglomerático. Os seixos são compostos predominantemente por quartzo, com proporções menores de grés sacaróide e carbonato. A matriz dos conglomerados de textura matrizsuportada é argilosa. Na parte norte da Baixa do Zambeze e em outros lugares, as fácies deposicionais começam a ser tipicamente litorais e são constituídas por arenitos arcósicos e conglomeráticos de Chicolane. Quaternário - Sequência 6 Os depósitos quaternários podem ser subdivididos em depósitos pleistocénicos, como dunas internas, arenitos costeiros, terraços fluviais e calcários lacustres, e depósitos holocénicos, como depósitos de planície de inundação de composição areno-argilosa ou lamosa, dunas costeiras, areias de praia e depósitos aluviais. Processos exógenos, notavelmente as significativas flutuações do nível do 26 FCUP CAPÍTULO II – ENQUADRAMENTO GEOGRÁFICO E GEOLÓGICO mar devido à alternância de episódios glaciais e interglaciais, foram os principais controladores das suas composições. 2.3. Estratigrafia da Bacia de Moçambique A Bacia de Moçambique possui várias formações geológicas. Da base para o topo da sequência encontram-se as seguintes formações (Fig. 6): Fig.6: Estratigrafia generalizada da Bacia de Moçambique, (ECL, 2000). Formação das Camadas Vermelhas: supõe-se que seja do Jurássico Superior e Cretácico Inferior onde, na base da secção sedimentar do pós-Karoo se encontram sedimentos continentais e camadas vermelhas com uma espessura de mais de 900m na parte sul da bacia, que são conhecidas como a Formação das "Camadas Vermelhas". A Formação das Camadas Vermelhas é distribuída nos grabens da Palmeira e de Chidenguele e é desenvolvida na zona axial no sistema graben de Changane para oeste. Correspondendo a estes depósitos na parte noroeste da bacia, ocorrem os arenitos continentais do Grupo da Lupata (Salman & Abdula 1995). O Grupo da Lupata: vulcano-sedimentar, contém carbonatitos e rochas ígneas da Província Alcalina de Chilwa, ocorrendo no Sul de Malawi e as regiões adjacentes FCUP CAPÍTULO II – ENQUADRAMENTO GEOGRÁFICO E GEOLÓGICO 27 de Moçambique, um grupo de intrusões ígneas dominantemente alcalinas do Jurássico Superior a Cretácico Inferior. O Grupo da Lupata está representado pela Formação (arenito conglomerático) de Monte Mazambulo. Esta unidade é localmente conhecida como Formação do Rio M’Fidze e está exposta ao longo de um polígono de direcção NNW-SSE com cerca de 20km de comprimento, consistindo de arenito corde-rosa a esbranquiçado e arenito tufácio, com granularidade variável, mostrando similaridades com os arenitos de Sena (GTK Consortium, 2006a). Formação Maputo: sequência de grés glauconíticos com camadas e nódulos calcários, indicando condições de deposição costeira á de mar aberto, ambiente que é condicionado pelo desenvolvimento de duas estruturas de rifte profundas, grosso modo paralelas e alinhadas N-S, ou seja, o Graben de Mazenga (a Este) e o Graben de Funhalouro (a Oeste) (GTK Consortium, 2006a). Formação Sena: é caracterizada por arenito arcósico, de granulometria média a groseira, seixos e conglomerados. Os seixos são compostos de granito, gnaisse, quartzito e, às vezes, riolitos e lavas alcalinas derivadas do embasamento cristalino, do Karoo vulcânico e do Grupo da Lupata. A parte inferior desta unidade compreende camadas de calcários impuros com restos de fósseis de fauna e pedras calcárias de barro com fragmentos de escamas de peixe, artrópodes e fósseis de flora. Cores acastanhadas dominam assim como tons vermelhos e amarelo e cinza. A deposição acredita-se ter ocorrido uma inundação na planície aluvial seguida por deposição num ambiente lacustre (Lucas & Afonso, 1965). A Formação Sena reflecte as fácies continentais da subsidência da bacia na margem interior da planície costeira e está presente ao longo de vastas áreas nas regiões centro-oeste e norte da Bacia de Moçambique. Esta formação foi depositada durante a grande e prolongada transgressão senoniana e é caracterizada pela ocorrência de arenitos arcósicos de grão médio a grosseiro, localmente com calhaus e conglomerados arenosos maciços, alternando com intervalos de siltitos (GTK Consortium, 2006a). Formação Domo de Xisto Inferior: amplamente distribuído no offshore da Bacia de Moçambique e são dominados por argilitos marinhos (até 1500m de espessura), com bandas ocasionais de arenitos arcósicos (ECL, 2000). Esta formação do Cenomaniano assenta discordantemente nos sedimentos da Formação Sena onde ocorrem argilitos escuros com lentículas de arenitos arcósicos. Uma sucessão fina de rochas argilosas, com a presença de fauna marinha é uma clara indicação de sua 34 FCUP CAPÍTULO II – ENQUADRAMENTO GEOGRÁFICO E GEOLÓGICO FCUP CAPÍTULO IIIMATERIAIS E METODOLOGIAS 35 CAPÍTULO IIIMATERIAIS E METODOLOGIAS 3.1. Amostragem Durante o estágio efetuado na Empresa ENH em Setembro de 2013, foram colhidas 122 amostras na sondagem Nemo 1X, arquivada na Litoteca da empresa sedeada na vila Municipal de Vilanculos, Moçambique. Todas as amostras colhidas, em cuttings, encontravam-se secas e não lavadas. As figuras 9a), 9b) e 9c) mostram a Litoteca da ENH e o estado de conservação das amostras. Figs. 9a), b) e c). Imagens da Litoteca da ENH e do estado de conservação das amostras. As 122 amostras colhidas encontram-se distribuídas nos seguintes intervalos (em pés e a sua equivalência em metros): 7273,60´ (2217m) a 9560,37´ (2914m); 9560,37´ (2914m) a 9993,44´ (3046m); 9993,44´ (3046m) a 11669,94´ (3557m); 11669,94´ (3557m) a 12060,00´ (3676m). Esta amostragem foi realizada em nove formações, nomeadamente (do topo para a base), Complexo deltaico, Formação de 9a) 9b) 9c) 36 FCUP CAPÍTULO IIIMATERIAIS E METODOLOGIAS Cheringoma, Formação Grudja Superior, Formação Grudja Inferior, Formação Domo de Xisto Superior, Formação Domo de Areia, Formação Domo de Xisto Inferior, Formação Sena e Formação de Aglomerados Vulcânicos. Para o desenvolvimento deste trabalho foram, posteriormente, selecionadas 33 amostras. A seleção destas foi feita de forma a obter-se a maior representatividade possível das formações com indicação de ocorrências de hidrocarbonetos (gás e/ou petróleo), através dos trabalhos e/ou análises desenvolvidos anteriormente. Na figura 10 representa-se a parte do log da sondagem Nemo 1X com litoestratigrafia das formações e das amostras selecionadas para este estudo. FCUP CAPÍTULO IIIMATERIAIS E METODOLOGIAS 37 Fig. 10. Excerto do log da sondagem Nemo 1 com a representação da litoestratigrafia das formações e localização das amostras estudadas. 38 FCUP CAPÍTULO IIIMATERIAIS E METODOLOGIAS 3.2. Lavagem das amostras Para o estudo das amostras através de técnicas de Petrologia e Geoquímica Orgânicas, foi necessário proceder à lavagem das amostras. Assim, a preparação das amostras secas e não lavadas incluiu a sua lavagem com diclorometano e, posteriormente, secadas na estufa. Durante este complexo e longo processo, as amostras devem ser bem lavadas até o diclorometano apresentar-se com a cor de água limpa, o que leva ao consumo elevado deste produto químico, principalmente quando as amostras se apresentem menos limpas. Após este procedimento, as amostras foram colocadas numa estufa à temperatura de 40ºC de um dia para outro. Nas figuras 11a e 11b mostra-se o procedimento de lavagem das amostras. Figs. 11a e 11b. Demonstração do procedimento metodológico efetuado para lavagem das amostras no Laboratório de Química Orgânica e Inorgânica (DGAOT-FCUP). Terminado o processo de lavagem e secagem das amostras, estas foram colocadas em sacos plásticos próprios devidamente identificados, através dos intervalos de profundidades das amostras, tal como mostra a figura 12. 1 1a 1 1b 11a 11b FCUP CAPÍTULO IIIMATERIAIS E METODOLOGIAS 39 Figura 12. Acondicionamento das amostras lavadas e secas e respectiva identificação 3.3. Análise petrográfica Para a caracterização petrográfica, foram preparados blocos com uma superfície polida para observações ao microscópio óptico, seguindo as especificações indicadas na Norma ASTM D2797 (2011). Basicamente, este processo consiste em colocar cada amostra (≈ 5g) em moldes de plásticos (Figura 13), à qual se adiciona uma mistura de resina e endurecedor (figura 14). Fig.13. Colocação das amostras em moldes de plástico devidamente identificados para preparação das superfícies polidas. Figs. 14a) Resina e endurecedor; 14b) Amostras já preparadas em fase secagem da resina. Posto isto, as amostras são retiradas dos moldes devidamente identificadas mediante o intervalo em profundidade e, seguidamente, polidas. Considerando que 1 1 40 FCUP CAPÍTULO IIIMATERIAIS E METODOLOGIAS cada amostra corresponde a um dado intervalo de profundidade, em cada bloco polido foi marcado o valor correspondente ao topo do intervalo. O processo de preparação de uma superfície polida inclui as operações de prépolimento e polimento. O pré-polimento, destinado a preparar a superfície para o polimento final, efectua-se sobre lixas (papeis de carboneto de silício), utilizando-se sucessivamente as lixas de 220, 500, 1000 e 4000. Para o polimento final, para obter uma superfície polida isenta de riscos e de relevo, utilizaram-se dois panos: TexMet e MasterTex com alumina e sílica coloidal, respetivamente. A figura 15 mostra as amostras devidamente registadas e polidas. Fig. 15. Blocos polidos devidamente registados e identificados. Antes da observação das amostras ao microscópio, estas devem ser colocadas num exsicador com sílica gel, para eliminação da humidade residual (figura 16). Os blocos polidos devem ficar no exsicador durante pelo menos 15h antes de se colocar óleo. Fig.16. Amostras armazenadas em exsicadores. Todos os trabalhos de preparação das amostras referidos acima foram efetuados no Laboratório de Química Orgânica e Inorgânica do Departamento de FCUP CAPÍTULO IIIMATERIAIS E METODOLOGIAS 41 Geociências, Ambiente e Ordenamento do Território da Faculdade de Ciências da Universidade do Porto. Para a caracterização qualitativa da matéria orgânica e a determinação da reflectância da vitrinite foi utilizado um microscópio ótico de reflexão LEICA DM 4000M, equipado com um sistema Hilgers FOSSIL MOT, em observação a óleo, e em luz branca e luz azul (fluorescência). A identificação e caracterização da matéria orgânica foram feitas com base na classificação internacionalmente aceite pelo ICCP - International Committee for Coal and Organic Petrology (ICCP 1998, 2001, veja-se também Tabela 2). A determinação da reflectância da vitrinite, que permite avaliar o grau de maturação da matéria orgânica (Tissot & Welte, 1984), foi efetuada com base nos procedimentos descritos na norma ASTM D7708 (2011). Afigura 17 ilustra a observação da MO em microscopia ótica de luz refletida e luz branca. Fig.17. Observações da MO em microscopia ótica de luz refletida e luz branca As análises petrográficas foram realizadas no laboratório de Petrografia Orgânica do DGAOT/FCUP. 3.4. Análise de geoquímica orgânica As análises de geoquímica orgânica por si só não nos dão informações completas, por isso os resultados devem ser cruzados com a análise petrográfica (Mendonça Filho et al., 2010). Neste trabalho foram determinados os teores em carbono orgânico total (COT), enxofre total (St) e resíduo insolúvel (RI). Com vista a avaliar a quantidade de matéria orgânica presente nas amostras bem como determinar a percentagem de carbonatos foram usados os valores de COT e RI, respetivamente. 42 FCUP CAPÍTULO IIIMATERIAIS E METODOLOGIAS O carbono orgânico total inclui tanto a matéria orgânica insolúvel (cerogénio), bem como a matéria orgânica solúvel (betume) (Tissot & Welte, 1984). Por sua vez o enxofre total (St) dá indicações das condições físico-químicas (oxidação redução) do meio. Para o presente trabalho, a caracterização geoquímica foi efetuada através da determinação do Teor em Carbono Orgânico Total (COT), enxofre total (St) e resíduo insolúvel (RI) nas 33 amostras estudadas. A determinação do COT e do St segue a metodologia a seguir indicada. As amostras foram peneiradas usando um peneiro de abertura de malha de 80 mesh. De seguida retirou-se e pesou-se, numa balança de precisão, cerca de 1g da fração fina, para submeter à análise de Carbono Orgânico Total (COT). Armazenou-se o material restante num saco devidamente etiquetado. A amostra foi então sujeita a tratamento químico para eliminação dos carbonatos (descarbonatação), de acordo com a seguinte metodologia: 1Pesou-se cerca de 0,26g da amostra, previamente pulverizada, num cadinho de porcelana filtrante (de massa conhecida). Após a pesagem, as amostras foram acidificadas com HCl 1:1 a frio. O ataque ácido atuou durante 24 horas, para a eliminação dos carbonatos presentes; 2As amostras foram então lavadas com água destilada quente, durante uma hora, para eliminar os cloretos. Depois lavou-se com água destilada à temperatura ambiente até o pH ficar próximo de 6 e, no final, escoou-se o excesso de água; 3Colocaram-se as amostras numa estufa, a 65ºC, durante aproximadamente 3 horas, para secagem. Depois de arrefecer, pesaram-se os cadinhos novamente; 4A amostra foi então sujeita à combustão num LECO SC144, tendo sido introduzido no aparelho a sua massa inicial, ou seja, a massa da amostra antes da acidificação. Este equipamento é uma mufla que atinge temperaturas de 1350ºC com circulação de oxigénio, levando à combustão completa da amostra. O equipamento regista as concentrações em gases CO2 e SO2, sendo o resultado expresso em percentagem de massa. O RI corresponde à fração da amostra que não é eliminada através do tratamento com ácido, assumindo que a fração carbonatada foi toda eliminada. O RI é calculado através da seguinte equação: FCUP CAPÍTULO IIIMATERIAIS E METODOLOGIAS 43 RI= (DM/TM) *100 Onde DM é a massa após do tratamento químico e TM a massa inicial da amostra antes do tratamento químico. O resultado é expresso em percentagem de massa. Assume-se assim uma relação entre a percentagem de RI de cada amostra e a percentagem de carbonatos (CaCO3), dada pela seguinte fórmula: Carbonatos (%) = 100 - RI 50 FCUP CAPÍTULO IV – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS Fig. 19. Aspetos petrográficos da Formação Domo de Areia 19A (9565), 19B (9565),17C (9565) e 19D (9565): Partículas de MO (vitrinite) 19E (9850):MO (Inertinite) 19F (9565), 19G (9565) e 19H (9565): Pirite framboidal inserida na MO (vitrinite) Observações em microscopia ótica de luz refletida e luz branca FCUP CAPÍTULO IV – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS 51 19A 19B 19C 19D 19E 19F 19G 19H 50 µm 50 µm 50 µm 50 µm 50 µm 50 µm 50 µm 50 µm 52 FCUP CAPÍTULO IV – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS c) Formação Domo de Xisto Inferior Na Formação Domo de Xisto Inferior foram estudadas 16 amostras estando representados os aspetos petrográficos mais relevantes na tabela 5 e na figura 20. Em todas as amostras estudadas a fração orgânica é constituída principalmente por partículas de vitrinite (Figs. 20A-C.), com uma dimensão que varia entre 2-60µm e com uma estrutura vegetal ocasionalmente visível. Tabela 5. Resumo da caracterização petrográfica das amostras estudadas da Formação Domo de Xisto Inferior. Nº Amostra (pés/m) Observações 10005/ 3050 Pouca MO (partículas pequenas e médias de vitrinite e inertinite) FeO2 e pirite. 10260/ 3127 Pouca MO (partículas pequenas, médias e maiores de vitrinite), pouca inertinite, Muita MM, FeO2, pirite framboidal/pirite. 10390/ 3167 Pouca MO (muitas partículas de tamanhos pequenos e médios de vitrinite), poucas partículas pequenas, médias e maiores de inertinite, pirite, pirite framboidal e FeO2. 10490/ 3197 Muita MO (partículas com tamanhos pequenos, médios e maiores de vitrinite e inertinite), muita matéria mineral siliciosa com imenso brilho, pirite framboidal e FeO2. 10610/ 3234 Muita MO (partículas de vitrinite e inertinite de todos os tamanhos) e FeO2. 10750/ 3277 Muita MO (partículas com tamanhos médios e maiores de vitrinite e pequenos, médios e maiores de inertinite), foram identificados betumes sólidos a preencher espaços livres na matéria mineral. Matéria mineral siliciclástica, FeO2 e pirite. 10810/ 3295 Muita MO (vitrinite de todos os tamanhos), esporinite, betumes sólidos, pirite framboidal, pirite e FeO2. 10950/ 3338 Muita MO (partículas com dimensões pequenas, médias e maiores de vitrinite e inertinite), betumes sólidos, pirite e FeO2. 11030/ 3362 Muita MO (estruturas de diversos tamanhos de vitrinite, muita inertinite), betumes sólidos. Presença de pirite framboidal, nalgums casos a preencher lúmens celulares da MO, e FeO2. 11090/ 3380 Muita MO (vitrinite com estruturas pequenas e médias; inertinite com diversas estruturas desde pequena, média e maior), betumes sólidos, pirite framboidal e FeO2. 11150/ 3399 Muita MO (vitrinite de tamanhos médios) inertinite em forma de betumes sólidos, FeO2 e pirite. 11240/ 3426 Pouca MO (partículas pequenas, médias e grandes de vitrinite; inertinite de vários tamanhos), betumes sólidos, pirite framboidal, FeO2 resultante da oxidação da pirite. 11340/ 3457 MO (tamanhos médios e grandes de inertinite e vitrinite), betumes sólidos, pirite framboidal, muita pirite com diversos tamanhos, e inserida na MO. 11449/ 3490 Muita MO (vitrinite e inertinite de todos os tamanhos), betumes sólidos, pirite inserida na MO, pirite framboidal e FeO2. 11555/3522 Muita MO (partículas de vitrinite com tamanhos pequenos, médios e maiores), pouca inertinite (tamanhos pequenos e médios), betumes sólidos, pirite framboidal, FeO2 resultante da oxidação da pirite, partículas oxidadas de MO. 11660/ 3554 Muita Mo (tamanhos médios de vitrinite, e maiores de inertinite), FeO2 e pirite framboidal. FCUP CAPÍTULO IV – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS 53 Nas 12 amostras (10490´/3197m; 10610´/3234m; 10750´/3277m; 10810´/3295m; 10950´/3338m; 11030´/3362m; 11090´/3380m; 11150´/3399m; 11340´/3457m; 11449´/34890m; 11555´/3522m; e 11660´/3554m) foram identificadas muitas partículas de MO (vitrinite) de todos os tamanhos e com uma dimensão que varia entre 2-60µm, ou seja, acima de 50µm, relativamente às restantes 4 amostras (10005´/3050m; 10260´/3127m; 10390´/ 3167m e 11240´/3426m) onde foi identificada pouca MO (vitrinite), com tamanhos que variam entre 3-40µm. Para além da vitrinite, foram também observados betumes sólidos na maioria das amostras da Formação Domo de Xisto Inferior, em 10 amostras (10750´/3277m; 10810´/3295m; 10950´/3338m; 11030´/3362m; 11090´/3380m; 11150´/3399m; 11240´/3426m; 11340´/3457m; 11449´/34890m e 11555´/3522m) das 16 estudadas. Os betumes sólidos (Figs. 20D-H) que ocorrem a preencher espaços livres, intercristalinos, na matéria mineral, mostram, nalguns casos, um aspecto pseudo-botânico de estruturas semelhantes a fragmentos de fusinite. Estes betumes sólidos podem, por vezes, preencher fracturas na matéria mineral. Do ponto de vista óptico apresentam cor cinzento claro, com reflectância superior à da vitrinite associada. Com base na reflectância e no aspeto que apresentavam, foram identificadas duas famílias de betumes sólidos (Fig. 20E). Uma família apresenta uma reflectância de 1,5 a 2%Rr e aspeto irregular com superfície picotada. A outra família apresenta uma reflectância entre 2,1% e 2,6%Rr, com superfície muito lisa e regular. Ambas as famílias de betumes sólidos não apresentam fluorescência. A relação entre os betumes sólidos e a matéria mineral parece indicar que se tratam de migrabetumes. De acordo com a classificação de Jacob (1989) os betumes sólidos identificados são do grupo da impsonite. A quantidade de partículas de inertinite identificada na Formação Domo de Xisto Inferior foi superior na maioria das amostras (N1-10490´/3197m; 10610´/ 3234m; 10750´/3277m; 10950´/3338m; 11030´/3362m; 11090´/3380m; 11150´/ 3399m; 11240´/3426m; 11340´/3457m; 11449/3490; 11660´/3554m), apresentando diversos tamanhos (Figs. 20H-J), relativamente às restantes 5 amostras (10005´/3050m; 10260´/3127m; 10390´/3167m; 10810´/3295m e 11555´/3522m) que apesar de ter os mesmos tamanhos, foi identificada menor quantidade de inertinite. Os macerais do grupo de liptinite foram observados muito raramente, tendo sido identificada a esporinite (20I). A matéria mineral desta formação é essencialmente de natureza siliciclástica sob a forma de fragmentos líticos, ainda que foram também identificados alguns carbonatos, 54 FCUP CAPÍTULO IV – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS normalmente associados aos betumes sólidos. Foram, também, observados óxidos de Fe (Figs. 20K-N) e pirite framboidal singenética (Figs. 20O-P). Alguns bioclastos (Fig. 20Q) correspondentes a conchas de fósseis foram identificados na Formação Domo de Xisto Inferior. FCUP CAPÍTULO IV – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS 55 Fig. 20. Aspetos petrográficos da Formação Domo de Xisto Inferior 20A (10390), 20B (10750) e 20C (10810): MO (vitrinite) 20D (11449), 20E (10950), 20F (11449) 20G (11449) e 20H (11449): MOBetumes sólidos a preencherem espaços livres na matéria mineral (B1 e B2 famílias de betumes sólidos 1 e 2) 20I (10810):Esporinite maceral do grupo da liptinite 20J (10490),20K (11030) e 20L (10950): MO (Inertinite) 20M (11240) e 20N (10950): Óxidos de Fe 20O (10490): Pirite framboidal singenética 20P (11150): Bioclastos Observações em microscopia ótica de luz refletida e luz branca (20A a 20H e 20J a 20P) e em fluorescência (20I) 56 FCUP CAPÍTULO IV – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS 20D 20B 20C 20A 20E 20F 50 µm 50 µm 50 µm 50 µm 50 µm 50 µm 20H B2 B1 B2 B1 B1 B1 B2 20G 50 µm 50 µm FCUP CAPÍTULO IV – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS 57 18J 20K 20L 20M 20N 20I 50 µm 50 µm 50 µm 50 µm 50 µm 20O 20P 50 µm 50 µm 20J 50 µm 58 FCUP CAPÍTULO IV – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS d) Formação Sena Na Formação Sena foram estudadas 4 amostras (11740´/3578m; 11860´/ 3615m; 11960´/3646m e 12060´/3676m), cujos aspetos petrográficos mais relevantes se encontram resumidos na tabela 6 e na figura 21. Tal como nas outras formações anteriormente referidas, a fração orgânica identificada é essencialmente constituída por vitrinite (Figs. 21A-D). As partículas apresentam dimensões entre 2-60µm, algumas vezes com estrutura vegetal visível. Em todas as amostras foram identificadas muitas partículas de MO (vitrinite), a inertinite ocorre em quantidades maiores em 2 amostras (11740´/ 3578m e 11960´/3646m) com tamanhos diversificados, desde pequenos, médios e maiores. Tabela 6. Resumo da caracterização petrográfica das amostras estudadas da Formação Sena. Nº Amostra (pés/m) Observações 11740/ 3578 Muita MO (partículas de tamanhos maiores de vitrinite, muitas partículas de inertinite), FeO2 resultante da oxidação da pirite, pirite framboidal e bioclastos. 11860/ 3615 Muita MO (partículas de tamanhos médios e maiores de vitrinite, inertinite com diversos tamanhos), pirite nalguns casos inserida na MO e FeO2. 11960/ 3646 Muita MO (partículas de tamanhos médios e maiores de vitrinite e inertinite), betumes sólidos, pirite framboidal, FeO2, muitos bioclastos. 12060/ 3676 Muita MO (tamanhos maiores de vitrinite, poucas partículas de inertinite), pirite framboidal por vezes a preencher a estrutura vegetal da inertinite, FeO2. Na amostra 11960´/3646m foram identificados betumes sólidos (Fig. 21E) que ocorrem a preencher espaços livres na matéria mineral das duas famílias com a reflectância que de 1,5 a 2,1% Rr respectivamente. Para além dos migrabetumes, foram observados os bioclastos (Fig. 21F) correspondentes a conchas de fósseis na amostra (11740´/3578m e 11960´/ 3646m). Na Formação Sena, a quantidade de partículas de inertinite foi maior nas duas amostras 11740´/3578m e 11960´/3646m com tamanhos variados (Figs. 21G-I) relativamente às amostras (11860´/3615m e 12060’/3676m), onde foram identificadas poucas partículas de inertinite. As 4 amostras estudadas apresentam muita matéria mineral incluindo pirite framboidal (Fig. 21L) e óxidos Fe (Figs. 21J e 21K). A matéria mineral, de natureza siliciclástica apresenta-se sob a forma de fragmentos líticos. FCUP CAPÍTULO IV – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS 59 Fig. 21. Aspetos petrográficos da Formação Sena 21A (11740), 21B (11860), 21C (11860) e 21D (11860): MO (vitrinite) 21E (11860), 21F (11860) e 21G (11740): Mo (Inertinite) 21H (11740): Bioclastos com o interior da concha 21I (11960): MO (Betumes sólidos a preencherem espaços livres na matéria mineral) 21J (11860): Pirite framboidal e MO 21J (11740), 21K (12060): Óxidos de Fe Observações em microscopia ótica de luz refletida e luz branca 66 FCUP CAPÍTULO IV – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS Tabela 8. Valores de COT (%), Enxofre Total (%), Resíduo Insolóvel (%) e a razão COT/St das amostras estudadas da Sondagem Nemo-1X. Formação Amostra (pés)/(m) COT (%) Enxofre Total (%) COT/St CaCO3 (%) Domo de Xisto Superior 7280/ 2219 0,43 0,42 1,02 21 7580/ 2310 0,52 0,38 1,37 21 7880/ 2402 0,51 0,28 1,82 21 8190/ 2496 0,67 0,36 1,87 22 8490/2588 0,63 0,34 1,88 29 8800/ 2682 0,56 0,45 1,25 25 8900/ 2713 0,60 0,56 1,08 25 9085 / 2769 0,69 0,21 3,25 25 9165/ 2794 0,70 0,29 2,44 26 9240/ 2816 0,67 0,43 1,55 27 9400/ 2865 0,74 0,48 1,56 27 Domo de Areia 9565/ 2915 0,58 0,28 2,07 28 9850/ 3002 0,50 0,24 2,06 25 Domo de Xisto Inferior 10005/ 3050 0,41 0,24 1,70 21 10260/ 3127 0,56 0,26 2,18 21 10390/ 3167 0,68 0,38 1,82 24 10490/ 3197 0,79 0,26 3,03 25 10610/ 3234 1,14 0,50 2,27 26 10750/ 3277 0,89 0,45 1,99 35 10810/ 3295 0,89 0,34 2,58 32 10950/ 3338 1,06 0,38 2,76 32 11030/ 3362 0,84 0,33 2,58 36 11090/ 3380 0,89 0,43 2,08 34 11150/ 3399 0,99 0,39 2,55 32 11240/ 3426 0,96 0,39 2,46 35 11340/ 3457 0,71 0,41 1,75 32 11449/ 3490 1,34 0,44 3,04 36 11555/ 3522 1,14 0,33 3,45 31 11660/ 3554 0,96 0,40 2,42 40 Sena 11740/ 3578 0,85 0,32 2,62 32 11860/ 3615 1,09 0,46 2,37 31 11960/ 3646 0,88 0,47 1,88 36 12060/ 3676 0,84 0,43 1,94 21 De um modo geral, os valores de COT variam entre 0,41-1,34% em todas as formações atravessadas pela sondagem. As formações Domo de Xisto Superior e Domo de Areia apresentam valores de COT que variam entre 0,41-0,74% evidenciando um potencial de geração de HC médio. Contrariamente às formações Domo de Xisto Inferior e Sena que apresentam valores de COT que variam entre 0,411,34% (Formação Domo de Xisto Inferior) e 0,84-1,09% (Formação Sena) evidenciando ambas as formações um potencial alto de geração de HC, tal como ilustra a tabela 8. FCUP CAPÍTULO IV – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS 67 4.3.2. Enxofre total Relativamente ao teor em enxofre total (Tabela 8), obtiveram-se os seguintes resultados, por formação: a) Formação Domo de Xisto Superior: Para esta formação 11 amostras, o teor em enxofre varia entre 0,21-0,56% não sendo observada uma tendência da sua variação ao longo da sequência. b) Formação Domo de Areia: Nesta formação foram estudadas duas amostras sendo os teores de St muito próximos de 0,28% e de 0,24% na primeira e segunda amostras, respetivamente. C) Formação Domo de Xisto Inferior: Com 16 amostras analisadas, o valor do teor em enxofre total situa-se abaixo de 0,5%, com uma variação de 0,24-0,50%. d) Formação Sena: nesta última formação foram analisadas 4 amostras e o teor em enxofre varia entre 0,32-0,47%. Considerando toda a sequência estudada, os valores de enxofre total variam de 0,21% e 0,56%, não tendo sido encontrada nenhuma tendência e/ou variação em profundidade. 4.3.3. Resíduo Insolúvel (RI)/teor em carbonatos (CaCO3) Na análise da MOD é preciso avaliar dentre os vários parâmetros analisados, o Resíduo Insolúvel (RI) que indica a fração mineral que resulta após a amostra ser tratada com ácidos, ou seja, após a lavagem com o ácido clorídrico para retirar os carbonatos. Portanto, trata-se do remanescente após a eliminação dos carbonatos. Deste modo, pode-se estimar o teor em carbonatos (CaCO3) de cada amostra subtraindo o resíduo insolúvel a 100% (ver 3.4). Os dados relativos ao teor em carbonatos (CaCO3), expressos em percentagem de massa, são apresentados na tabela 8. Na formação Domo de Xisto Superior, com 11 amostras, a percentagem do RI varia entre 21-29%, e na Formação Domo de Areia, com duas amostras é de 25% e 28% respectivamente. Na Formação Domo de Xisto Inferior, com 16 amostras verificaram-se valores de CaCO3 que variam entre 21-40%. Estes valores são elevados nas primeiras 5 amostras (10005´/3050m; 10260´/3127m; 10390´/3167m; 10490´/3197m e 10610´/3234m) com valores inferiores a 26%, e sendo mais elevados nas restantes 68 FCUP CAPÍTULO IV – APRESENTAÇÃO DOS RESULTADOS amostras à medida que a profundidade aumenta, com valores a oscilarem entre 31% e 40% de CaCO3. Na formação da base da sequência estudada (Formação de Sena), com 4 amostras, o teor em CaCO3 varia entre 21% e 36%. Deste modo, após o tratamento das amostras para a retirada dos carbonatos, constatou-se que a percentagem dos carbonatos tende a aumentar com o aumento da profundidade, desde a Formação Domo de Xisto Superior (topo) até a Formação Sena (base). Considerando a totalidade da sequência estudada, pode-se afirmar que o teor em carbonatos aumenta em profundidade, tal como pode ser verificado na tabela 8. FCUP CAPÍTULO V: INTERPRETAÇÃO DOS RESULTADOS 69 CAPÍTULO V: INTERPRETAÇÃO DOS RESULTADOS O estudo petrográfico da matéria orgânica, tal como as análises de geoquímica orgânica, são importantes na caracterização da matéria orgânica dispersa nos sedimentos. A integração dos parâmetros obtidos através da aplicação destes métodos permite inferir quanto ao tipo de cerogénio presente nas amostras, na maturação térmica da matéria orgânica, assim como o potencial de geração de hidrocarbonetos nas amostras estudadas. a) Formação Domo de Xisto Superior - Senoniano/Turoniano (2219m a 2865m) A abundância de vitrinite nas amostras desta formação e a ausência de material líptico permite inferir que a MOD é maioritariamente composta por material ligno-celulósico proveniente de plantas terrestres superiores e por isso trata-se de um cerogénio tipo III (Tissot & Welte, 1984). Este é o tipo menos produtivo de hidrocarbonetos líquidos mas é uma boa rocha-mãe de gás. A reflecância da vitrinite varia entre 0,653% e 0,738% (Figura 22), o que significa que a matéria orgânica presente nesta formação encontra-se na catagénese, em estado maturo para a produção de hidrocarbonetos líquidos (Tissot & Welte, 1984), no entanto, uma vez que se trata de cerogénio tipo III, uma boa rocha-mãe de gás, a maturação da MO não é, ainda, suficiente para a produção de gás seco que tem início a uma reflectância da vitrinite de 0,9% atingindo o máximo de produção a 1,35% (veja figura 2). Os valores de COT variam entre 0,43% e 0,74 %, o que indica um conteúdo fraco em carbono orgânico (Peter & Cassa, 1994; Tyson, 1995), tendo em conta que é uma formação de composição siliciclástica, uma vez que o teor em CaCO3 varia entre 21% e 29%. A relação entre o COT e St é inferior a 3 (há exceção da amostra 9085/2769), indica um ambiente deposicional redutor (Berner, 1995; Borrego et al., 1998). Vale a pena ressaltar que os valores mínimos destes parâmetros não podem ser aplicados a rochas geradoras em estágio avançado de maturidade térmica, pois, o conteúdo de carbono orgânico neste caso pode indicar uma quantidade residual. Uma rocha geradora deve conter um teor médio de matéria orgânica de 1% (Mendonça Filho et al., 2010). No caso de rochas siliciclásticas, somente as que apresentam teores iguais ou superiores a 1% de carbono orgânico são considerados potenciais geradoras de hidrocarbonetos em quantidades comerciais (Mendonça Filho et al., 2010). 70 FCUP CAPÍTULO V: INTERPRETAÇÃO DOS RESULTADOS Fig. 22. Variação da reflectância da vitrinite, em percentagem, do COT e do CaCO3, em percentagem, e da razão COT/St em profundidade para a sequência intercetada pela Sondagem Nemo-1X. b) Formação Domo de Areia - Cenomaniano (2915m a 3002m) Tal como na Formação Domo de Xisto Superior, a abundância de vitrinite nas duas amostras desta formação e a ausência de material líptico permite inferir que a MOD é maioritariamente composta por material ligno-celulósico proveniente de plantas terrestres superiores e por isso trata-se de um cerogénio tipo III (Tissot & Welte, 1984), propício à produção e gás e não de hidrocarbonetos líquidos. A refletância da vitrinite ronda os 0,7% (Figura 22), o que significa que a matéria orgânica presente nesta formação se encontra na catagénese e por isso em estado maturo (Tissot & Welte, 1984). Porém, tal como referido anteriormente, uma vez que se trata de cerogénio tipo III, que é uma boa rocha-mãe de gás, a maturação da MO não é, ainda, suficiente para a produção de gás seco que tem início a uma reflectância da vitrinite de 0,9% atingindo o máximo de produção a 1,35% (veja figura 2). Rr (%) FCUP CAPÍTULO V: INTERPRETAÇÃO DOS RESULTADOS 71 Os teores de COT rondam os 0,5 % (Figura 22), o que indica um conteúdo fraco em carbono orgânico (Peter & Cassa, 1994; Tyson, 1995), tendo em conta que é uma formação de composição siliciclástica uma vez que o teor em CaCO3 é inferior a 30% (Figura 22). A relação entre o COT e St é inferior a 3 (Figura 22) indicando um ambiente deposicional redutor (Berner, 1995; Borrego et al., 1998). No entanto, tal como referido anteriormente, uma vez que a MO desta formação se encontra matura, os teores de COT correspondem ao carbono orgânico residual, razão pela qual estes parâmetros devem ser considerados com alguma precaução. c) Formação Domo de Xisto Inferior - Cenomaniano (3050m a 3554m) Tal como nas duas formações anteriores, a abundância de vitrinite nas amostras desta formação e a ausência de material líptico permite inferir que a MOD é maioritariamente composta por material ligno-celulósico proveniente de plantas terrestres superiores e por isso trata-se de um cerogénio tipo III (Tissot & Welte, 1984).), propício à produção e gás e não de hidrocarbonetos líquidos. A reflectância da vitrinite varia entre 0,657 e 0,871% (Figura 22), o que significa que a matéria orgânica presente nesta formação se encontra na catagénese e por isso em estado maturo (Tissot & Welte, 1984). Do mesmo modo que para as formações anteriores, o cerogénio tipo III é uma boa rocha-mãe de gás e a maturação da MO não é, ainda, suficiente para a produção deste tipo de hidrocarbonetos que tem início a uma reflectância da vitrinite de 0,9% atingindo o máximo de produção a 1,35% (veja figura 2). Nas amostras 10750/3277 a 11555/3522 foram identificadas duas famílias de betumes sólidos que ocorrem a preencher espaços livres, inter-cristalinos, na matéria mineral. A família designada B1 apresenta uma reflectância entre 1,5 a 2% e a outra família (B2) patenteia uma reflectância entre 2,1% e 2,6%, que segundo a classificação de Jacob (1989) são classificadas como epi-impsonite (famílias B1) e meta-impsonite (famílias B2). Na figura 23 está representado o histograma de medidas da reflectância onde se pode identificar a distribuição correspondente à vitrinite assim como as duas famílias de betumes sólidos perfeitamente identificadas e na figura 24 apenas o histograma das medidas efetuadas na amostra 10750/3277 onde é bem visível a variação da reflectância nas duas famílias de betumes sólidos identificadas. 72 FCUP CAPÍTULO V: INTERPRETAÇÃO DOS RESULTADOS Fig.23. Histograma da reflectância medida na vitrinite e nas duas famílias de betumes sólidos identificadas na amostra 10810/3295. Nesta formação os teores de COT são globalmente superiores com a maioria das amostras com teores superiores a 0,9% em 4 amostras mesmo com valores superiores a 1% (Figura 20), o que indica um conteúdo médio em carbono orgânico (Peter & Cassa, 1994; Tyson, 1995), tendo em conta que é uma formação de composição siliciclástica, ainda que o teor em CaCO3 é, nas amostras 10750/3277 a 11555/3554, superior a 30% (Figura 20). Faz-se notar que as amostras com teores mais elevados de carbonatos são aquelas em que foram identificados os betumes sólidos (Figs 20E-F). Isto deve-se ao facto da componente carbonatada apresentar uma maior porosidade e por isso a existência de espaços livres onde podem ficar retidos os betumes sólidos. FCUP CAPÍTULO V: INTERPRETAÇÃO DOS RESULTADOS 73 Fig.24. Histograma das reflectâncias medidas nas duas famílias de betumes sólidos identificadas na amostra 10750/3277. A relação entre o COT e St é inferior a 3 (Figura 22) indicando um ambiente deposicional redutor (Berner, 1995; Borrego et al., 1998), ainda que em três amostras este valor é superior a 3. Mais uma vez deve ser ressaltado que os valores mínimos destes parâmetros geoquímicos não são aplicados a rochas geradoras em estágio avançado de maturidade térmica, pois, o conteúdo de carbono orgânico neste caso poderia indicar uma quantidade residual. Uma rocha geradora deve conter um teor médio de matéria orgânica de 1% (Mendonça Filho et al., 2010). No caso de rochas siliciclásticas, somente as que apresentam teores iguais ou superiores a 1% de carbono orgânico são considerados potenciais geradoras de hidrocarbonetos em quantidades comerciais (Mendonça Filho et al., 2010). d) Formação Sena - Cenomaniano/Neocomiano (3578m a 3676m) Tal como nas formações anteriores, a abundância de vitrinite nas amostras desta formação e a ausência de material líptico permite inferir que a MOD é maioritariamente composta por material ligno-celulósico proveniente de plantas terrestres superiores e por isso trata-se de um cerogénio tipo III (Tissot & Welte, 1984), sendo este tipo de cerogénio produtivo para gás mas não para hidrocarbonetos líquídos. A refletância da vitrinite varia entre 0,691 e 0,863% (Figura 22), o que significa que a matéria orgânica presente nesta formação se encontra na catagénese e por isso em estado maturo (Tissot & Welte, 1984). Do mesmo modo que para as formações 74 FCUP CAPÍTULO V: INTERPRETAÇÃO DOS RESULTADOS anteriores, o cerogénio tipo III é uma boa rocha-mãe de gás e a maturação da MO não é, ainda, suficiente para a produção deste tipo de hidrocarbonetos que tem início a uma reflectância da vitrinite de 0,9% atingindo o máximo de produção a 1,35% (veja figura 2). Na amostra 11960/3646 foram identificados betumes sólidos que ocorrem a preencher espaços livres na matéria mineral nomeadamente na fração mais carbonatada, notando-se que nesta amostra o teor em CaCO3 é superior às restantes amostras desta formação. Nesta formação os teores de COT oscilam entre 0,84% e 0,96% (Figura 22), o que indica um conteúdo fraco a médio em carbono orgânico (Peter & Cassa, 1994; Tyson, 1995), tendo em conta que é uma formação de composição siliciclástica, ainda que o teor em CaCO3 seja globalmente superior a 30% (Figura 22). A relação entre o COT e St é inferior a 3 (Figura 22) indicando um ambiente deposicional redutor (Berner, 1995; Borrego et al., 1998). FCUP CAPÍTULO 6. CONCLUSÕES 75 CAPÍTULO 6. CONCLUSÕES De um modo geral, a e de acordo com os dados petrográficos constatou-se que o tipo de cerogénio que ocorre nas amostras da Sondagem Nemo 1-X é do tipo III sendo continental e, por isso, propicio para a geração de HC gasosos. Nesta sondagem constatou-se que a MOD identificada encontra-se na catagénese, constituindo a fase principal para a geração dos HC líquidos e início da geração dos hidrocarbonetos gasosos. Atendendo à reflectância da vitrinite medida, que oscila entre 0,7% e 0,9% e relacionando com a abordagem de vários autores (Tissot & Welte, 1989, Mendonça et al., 2010) que consideram que a MO está dentro da chamada “janela de petróleo”. A Catagénese constitui o principal estágio de formação de óleo, sendo definida por valores de reflectância da vitrinite de 0,5 a 2,0% e é caracterizada pela degradação térmica do cerogénio acompanhada com a formação de petróleo. A “janela de geração de petróleo” está entre 0,5 a 1,3% Rr e a “janela de geração de gás” entre 1,3 a 4,0% Rr (metagénese), em que o limite entre gás húmido e seco é o 2,0% Rr (Mendonça Filho & Menezes, 2001). Assim sendo, e uma vez que o cerogénio identificado é do tipo III (uma boa rocha-mãe de gás) a maturação da MO não é, ainda, suficiente para a produção deste tipo de hidrocarbonetos que tem início a uma reflectância da vitrinite de 0,9% atingindo o máximo de produção a 1,35%. Na Formação Domo de Xisto Inferior foram identificadas duas famílias de betumes sólidos com reflectâncias e aspetos petrográficos distintos e classificados como Impsonites (Jacob, 1989). Estes betumes sólidos necessitam, ainda, de um estudo pormenorizado para a identificação da sua origem e eventual relação entre com a matéria orgânica autóctone. Na sequência sedimentar intercetada pela Sondagem Nemo 1-X o teor de COT das 33 amostras estudadas é fraco a médio, verificando-se uma tendência de aumento em profundidade e por isso os valores mais elevado foram encontrados na Formação Domo de Xisto Inferior. Estes teores mais elevados parecem estar relacionados com a presença de betumes sólidos que ocorrem na fração mais carbonatada destas amostras. A sequência é essencialmente siliciclástica verificando-se que uma grande parte da Formação Domo de Xisto Inferior e Formação Sena apresentam uma fração carbonatada que chega a atingir 40%. A matéria orgânica em toda a sequência é de natureza continental preservada em ambientes essencialmente redutores, propícios à sua preservação, o que está de acordo com a presença constante de pirite em toda a RELATÓRIO DE ESTÁGIO EFECTUADO NA EMPRESA NACIONAL DE HIDROCARBONETOS, EPMOÇAMBIQUE Por: Agostinho Mussa Orientadora: Co-orientadora: Profª.Drª.Deolinda Flores Drª. Mónica Chamussa (Chefe. do DGD) Maputo, Outubro de 2013 2 Agostinho Mussa, FCUP-Mestrado em Geologia: Relatório de Estágio na ENH, 2013 1. Introdução Mediante o protocolo assinado entre a Universidade do Porto (Portugal) e a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, EP (Moçambique) que visa acolher os estudantes moçambicanos em Portugal e proporciona-los uma competência técnica na área de hidrocarbonetos, área pela qual Moçambique coloca um desafio muito grande na parte dos seus cidadãos na componente de formação, importa referir que efectuouse o estágio nesta empresa de forma ordeira e num ambiente são. De acordo com o Plano de estágio que visava: Descrever a sequência estratigráfica, litológica e sedimentológica da sondagem e realizar o respectivo log e; Efectuar a colheita das amostras nos testemunhos da sondagem para os estudos de caracterização da matéria orgânica. Findo estágio, houve a necessidade de elaborar um relatório que descreve de forma minuciosa o processo de decurso das actividades sobretudo os procedimentos usados na colheita das amostras, as informações disponibilizadas mediante o plano de actividades, os resultados alcançados e os constrangimentos encontrados no decurso do estágio. 3 Agostinho Mussa, FCUP-Mestrado em Geologia: Relatório de Estágio na ENH, 2013 2. Descrição Metodológica do procedimento de colheita das amostras Com vista a materialização dos objectivos que norteiam para o desenvolvimento da Tese para a obtenção do Grau académico de Mestre em Geologia no âmbito do Protocolo assinado entre a Universidade do Porto e a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, EP (ENH), foram colhidas as amostras do NEMO-1X para o estudo petrográfico e geoquímico. No âmbito do mesmo Protocolo acima referenciado, importa frisar que o estágio teve início no dia 05 de Setembro e terminou no dia 03 de Outubro de 2013, tendo sido efectuado numa 1ª fase na Litoteca da empresa na Vila municipal de Vilanculos entre os dias 09.09 até 14.09 e a 2ª fase foi na Sede da empresa na cidade de Maputo entre os dias 16.09 á 03.10 de 2013. Como o furo atribuído (NEMO-1X) para o estudo data a mais de 4 décadas e mediante o estado mais avançado de degradação dos locais onde foram conservadas as amostras e a sua exiguidade (amostras secas e lavadas) obteve-se como solução em colher as secas e não lavadas como forma de responder aos objectivos que norteiam o trabalho. No total foram colhidas 122 amostras distribuídas em seguinte intervalo em (Pés) e a sua equivalência em metros (m): 7273,6´ (2217m) ----------- 9560,37 (2914m); 9560,37´(2914m) ---------- 9993,44´ (3046m); 9993,44´ (3046m) ---------- 11669,94´ (3557m); 11669,94´ (3557m) --------- 12060´ (3676m). A escolha deste intervalo foi devido aos trabalhos desenvolvidos anteriormente e análises feitas que dão indicação a ocorrência de Hidrocarbonetos (gás natural e petróleo) já que a companhia que estava a fazer os trabalhos não forneceu mais pormenores. Mas a análise geoquímica feita traz uma indicação carecendo de uma informação mais pormenorizada e detalhada a respeito. 3. Literatura disponibilizada Foi fornecida uma obra considerada “mãe” onde aparecem todas as sondagens feitas e os resultados obtidos em termos de prospecção na área de Hidrocarbonetos ao estagiário de forma a explorar através de leitura e tomada de notas das partes consideradas importantes sob ponto de vista de sustentabilidade da Tese de Mestrado do Estagiário. No que concerne a literatura específica da sondagem estudada pelo estagiário (NEMO-1X) foi fornecida uma tabela que ilustra a estratigrafia e outra de resultados geoquímicos obtidos pelos resultados anteriores em que o estagiário mediante as suas investigações poderá fazer uma correlação e tirar as suas ilações. 4 Agostinho Mussa, FCUP-Mestrado em Geologia: Relatório de Estágio na ENH, 2013 4. Resultados alcançados após o estágio na Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH), EP Mediante o estágio realizado na Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, EP a luz do protocolo assinado entre esta empresa com a Universidade do Porto, obteve-se como resultado a aquisição de competências em matéria de colheita de amostras, os procedimentos do seu armazenamento, a sua conservação e os cuidados a ter na sua colheita com vista a evitar a contaminação. Para além desta componente técnica considerada de extrema importância, o estagiário teve a oportunidade de participar numa palestra realizada no Hotel Cardoso junto com os funcionários da empresa ENH onde se ilustrava o uso de Software da PETREL na prospecção e interpretação quantitativa dos hidrocarbonetos (gás e petróleo), através de Prospecção Geofísica. A participação na referida palestra aliada ao convívio laboral e espírito de trabalho em equipa revivida durante o decurso do estágio tanto na vila municipal de Vilanculos bem como na Sede da empresa no Maputo, vem dilatar as competências e habilidades na prestação de serviços por parte do estagiário. 4.1. Constatações e constrangimentos Sabe-se que o furo de NEMO-1X atribuído ao estagiário para os efeitos da sua Tese de Mestrado data a 4 décadas atrás facto que contribuiu substancialmente no défice de informação sobre o furo, ou seja, não foi encontrado por parte do estagiário o “Final Report” para servir de base de suporte durante o desenvolvimento da sua Tese. Para além do considerado “Final Report” não disponibilizado ou não encontrado tal como se referiu na abordagem anterior, não se encontrou uma bibliografia básica acerca do furo capaz de sustentar na totalidade o trabalho, mas foi disponibilizada uma obra considerada “mãe” ao estagiário para a tomada de notas e relatórios contendo pequenas informações a respeito do furo em estudo com vista a ser como base para o sustento da Tese do estagiário. Pelo facto do furo ser antigo tal como foi referenciado anteriormente, as amostras secas e lavadas foram armazenadas nas caixas de madeira muito antigas e pelo elevado grau de degradação e aliado a exiguidade das amostras secas e lavadas capazes de constituírem uma representatividade fez com que se tomasse como opção a colheita das amostras secas e não lavadas do furo. O outro constrangimento não menos importante foi a demora na organização das condições de acolhimento e autorização de estágio que previa a realização de 5 Agostinho Mussa, FCUP-Mestrado em Geologia: Relatório de Estágio na ENH, 2013 estágio em 2 meses (Agosto e Setembro) tal como vinha inequivocamente no Protocolo, mas a empresa concedeu 1 més, facto que contribuiu na permanência e familiaridade das actividades profissionais, sobretudo na colheita e tratamento de amostras. Sabe-se que a realização dos trabalhos num intervalo um pouco longo, contribuiria significativamente na aquisição de mais competências por parte do estagiário e no aprimoramento de conhecimentos teórico-práticos aprendidos durante a sua formação 6 Agostinho Mussa, FCUP-Mestrado em Geologia: Relatório de Estágio na ENH, 2013 5. Conclusão De acordo com o planejado em termos de actividades a desenvolver aquando o estágio na ENH, EP concluiu-se o seguinte: Foram obtidas as tabelas da estratigrafia do furo NEMO-1X com vista a fazer uma descrição litologia e estratigráfica. Foram igualmente colhidas 122 amostras secas e não lavadas com vista a fazer o estudo da caracterização da matéria orgânica na sequência sedimentar da bacia de Moçambique interceptada pela sondagem NEMO-1X e o seu potencial na geração de hidrocarbonetos. Salientar também que o estágio foi muito importante para o estudante na medida em que proporcionou uma experiência não só em termos de profissionalismo como também no aprimoramento dos conhecimentos teóricopráticos adquiridos durante as aulas nas diversas unidades curriculares. 7 Agostinho Mussa, FCUP-Mestrado em Geologia: Relatório de Estágio na ENH, 2013 6. Recomendações/sugestões Face os problemas constados no decurso do estágio e como forma de contorná-los recomenda-se o seguinte: Para a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, EP Que proporcione e disponibilize informação como forma de facilitar e contribuir para o sucesso do estágio atendendo à confidencialidade de informação disponibilizada; Acompanhamento contínuo das actividades do estágio e a proporção de mais competências e diversos sectores com vista a dilatar ou mesmo incrementar a experiência profissional do estagiário; Que seja mais breve no fornecimento de respostas solicitadas e cumpra devidamente com os protocolos assinados com algumas instituições particularmente para acolhimento de estagiários; Que melhore as condições e ambientes de acolhimento cada vez mais para os estudantes moçambicanos que pretendam estagiar na empresa sobretudo os que estudam fora ajudando simbolicamente em termos financeiros e condições logísticas durante o estágio. Para os estudantes estagiários A valorização e consideração das oportunidades concedidas pela empresa para adquirir mais competências profissionais sobretudo na área dos Hidrocarbonetos; O respeito e o cumprimento integral das normas internas vigentes e a promoção de espirito de coesão e trabalho em equipa dentro da empresa; A obediência das cláusulas vigentes no Memorando de entendimento entre ambas as partes (Empresa e a Instituição de Ensino do estudante) com vista a garantir a confidencialidade da informação eventualmente disponibilizada e a consolidação cada vez mais do sigilo profissional.