Rochas Geradoras e Seus Biomarcadores

Figura 1Figura 2Figura 3Figura 4Figura 5Figura 6Figura 7Figura 8Figura 9Figura 10Figura 11Figura 12Figura 13Figura 14Figura15Figura 16Figura 17Figura 18Figura 19Figura 20Figura 21Figura 22Figura 23Figura 24Tabela 1Tabela 2Tabela 3Foto 1Foto 2Foto 3Foto 4 UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS CURSO DE GEOLOGIA EULA ANDRADE NASCIMENTO DA SILVA ROCHAS GERADORAS E SEUS BIOMARCADORES: UMA REVISÃO BIBLIOGRÁFICA COM ÊNFASE NAS BACIAS DA COSTA LESTE BRASILEIRA Salvador 2011 ii EULA ANDRADE NASCIMENTO DA SILVA ROCHAS GERADORAS E SEUS BIOMARCADORES: UMA REVISÃO BIBLIOGRÁFICA COM ÊNFASE NAS BACIAS DA COSTA LESTE BRASILEIRA Monografia apresentada ao curso de Geologia, do Instituto de Geociências, Universidade Federal da Bahia, como requisito parcial para obtenção do grau de Bacharel em Geologia. Orientador: Prof. Msc. Roberto Rosa da Silva Co-orientadora: Profa. Dra. Olívia Maria Cordeiro TERMO DE APROVAÇÃO Salvador 2011 iii TERMO DE APROVAÇÃO EULA ANDRADE NASCIMENTO DA SILVA ROCHAS GERADORAS E SEUS BIOMARCADORES: UMA REVISÃO BIBLIOGRÁFICA COM ÊNFASE NAS BACIAS DA COSTA LESTE BRASILEIRA Monografia aprovada como requisito parcial para obtenção do grau de Bacharel em Geologia, Universidade Federal da Bahia, pela seguinte banca examinadora: ___________________________________________________________ 1º Examinador – Prof. Msc. Roberto Rosa da Silva – Orientador Instituto de Geociências, UFBA/ Petrobrás ___________________________________________________________ 2º Examinador – Geólogo Paulo da Silva Milhomem Petrobrás ___________________________________________________________ 3º Examinadora – Química Claudia Yolanda Reyes Instituto de Geociências, UFBA Salvador, 18 de Novembro de 2011 Local, Dia de Mês de Ano iv Aos meus pais Levi e Elza e minha irmã Joanita. Leila Karine. Dira. Fábio Rodamilans. Reginaldo. Henrique Balogh. por todo o apoio. Gleide. Fabiane. pelos conhecimentos compartilhados e pela paciência de ambos. Agradeço a minha família. Josafá. em especial Mércia pela dedicação aos alunos e pela paciência comigo. Fernando Cunha. Ao PRH-ANP. em especial. Milena. Henrique Assumpção. Johildo. Amim Bassrei e Lamark (in memoriam). Tânia. Tânia. Rebeca. minha graduação em Geologia e por ter me concedido saúde. na tentativa de sempre acertar. o agradeço pelas conversas e idéias compartilhadas. amor e paciência cedidos ao longo destes anos. Aos amigos conquistados nesta longa caminhada e que fazem parte da minha vida para sempre: André Lyrio. .v AGRADECIMENTOS Agradeço a Deus por ter conseguido chegar até este tão esperado momento da minha vida. Maria Sales. Olívia. Haroldo Sá. Alex Gomes e a todos que fizeram parte desta caminhada. lutas. perseverança. Ana Fábia. Flávio. Mariana. Kátia Abdala. Renilda. dedicação. Ângela. Anderson Muniz. Valter. Luciano Mata. Amalvina. Félix. Marília. Bianca. ao professor Cícero da Paixão pela atenção e mesmo não sendo o meu orientador. Em especial aos meus pais: Elza e Levi e a minha irmã Joanita. por ter me dado forças para lutar e por ter iluminado o meu caminho nesta dura caminhada. Aos orientadores Roberto Rosa e Olívia pela orientação deste trabalho. Acácio. Luís Henrique. durante esses anos de muita dificuldade. Aos mestres. Simone. Roberto Rosa. renúncias e erros. tão importantes para minha formação. persistência. Nelize. em especial. Gleice. Aos funcionários do IGEO. a Hailton. viva as minhas tristezas.. só aí poderás julgar. Não compare a sua vida com a dos outros.vi "Antes de julgar a minha vida ou o meu caráter. Percorra os anos que eu percorri. calce os meus sapatos e percorra o caminho que eu percorri. tropece onde eu tropecei e levante-se assim como eu fiz." Clarice Lispector . Cada um tem a sua própria história. as minhas dúvidas e minhas alegrias.. Você não sabe como foi o caminho que eles tiveram que trilhar na vida. E então. devido a gênese comum.vii RESUMO Existem semelhanças quanto a evolução tectônica e história do preenchimento sedimentar entre as bacias marginais brasileiras. A partir desta história evolutiva conclui-se que existem semelhanças em termos de bacias sedimentares entre a Costa Oeste da África e o litoral do Brasil. Complementando este trabalho. Petróleo. Índice de Alteração Térmica para avaliação do potencial gerador e maturação da matéria orgânica. como também as técnicas utilizadas para determinação dos biomarcadores. Palavras-Chave: Rochas Geradoras. serão apresentadas as rochas geradoras localizadas nas bacias da costa oeste africana a fim de correlacioná-las com as bacias da costa leste brasileira. . A região africana apresenta estruturas geológicas consideradas comparáveis àquelas encontradas no Brasil e possui potencial para a descoberta de expressivos volumes de petróleo em áreas localizadas de águas profundas. estabelecendo as possíveis relações entre as diferentes rochas geradoras destas bacias hoje separadas pelo Oceano Atlântico. Técnicas Geoquímicas. resultado da ruptura do Gondwana. Este trabalho foi desenvolvido através da revisão bibliográfica destacando a caracterização das rochas geradoras através das técnicas geoquímicas de COT. Biomarcadores. Pirólise RockEval. Reflectância de Vitrinita. one can infer that there are similarities between the sedimentary basins in west Africa and eastern of Brazil. thermal alteration index for assessing the source rock potential and maturation of organic matter. related to the disruption of Gondwana. vitrinite reflectance. . because of their comparable genesis. Complementing this work. Oil. Based evolution. as well as the techniques used for analyzing biomarker. Geochemical Techniques. Key Words: Source Rocks. RockEval pyrolysis. we present the source rocks which occur in the basins of the west african coast in order to establish possible correlations between the different source rocks sampled in basins now separated by the Atlantic Ocean. This work was developed through a bibliographic review highlighting the characterization of source rocks by geochemical techniques of TOC. Biomarkers.viii ABSTRACT There are similarities in the evolution and tectonic history of sedimentary deposits between the Brazilian marginal basins. The African basins have geological structures comparable to those found in Brazil and have potential for the discovery of large volumes of oil in localized areas of deep water. .................... xi LISTA DE FOTOS ................................7 PERFIL GEOQUÍMICO ........................................................ 15 OBJETIVO .................................. CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA DAS ROCHAS GERADORAS ............................................ 62 ...........3 – ESPECTROMETRIA DE MASSA ............................................ 35 6...................4 ISÓTOPOS ESTÁVEIS DE CARBONO ....... 30 6.........................................2..xiii 1. INTRODUÇÃO ......................................................2....... 59 8...............................................................................4 ESTÁGIOS DE MATURAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA ...............................1 GRUPO I ............................. 47 7..... 37 6.......MARINHO CARBONÁTICO ....... 49 7................... 20 6........................1 CROMATOGRAFIA LÍQUIDA DE MÉDIA PRESSÃO (CLMP) .................2 CROMATOGRAFIA GASOSA (WHOLE OIL) .. 24 6.......2............. 16 ORIGEM DO PETRÓLEO INORGÂNICA X ORGÂNICA ...........................................................................MARINHO EVAPORÍTICO ........................... 16 METODOLOGIA ................................ 54 8..............2................................................ 44 7....2 GRUPO II........................4............................ 5................... 17 SISTEMA PETROLÍFERO ....................................................................................1..........2 APLICAÇÃO DOS PARÂMETROS OBTIDOS NA PIRÓLISE ....................................................1........................LACUSTRINO DE ÁGUA DOCE ............ 23 6........ BIOMARCADORES GEOQUÍMICOS ...........xiii FOTOMICROGRAFIA ...................................xiii LISTA DE TABELAS ......... 57 8............................ 60 8................. 42 7..................................................................................................................... 34 6...... 19 5...............................................................................................2....... 2................... 4........................... 28 6................2 PIRÓLISE DE ROCK-EVAL .............2....................................1 CARBONO ORGÂNICO TOTAL (COT) ...................................................................................... CARACTERIZAÇÃO DOS AMBIENTES DEPOSICIONAIS DAS ROCHAS GERADORAS ............1 PARÂMETROS OBTIDOS NA PIRÓLISE ................ CATAGÊNESE E METAGÊNESE ........... 41 6.................................................................... 23 6... 58 8....ix SUMÁRIO LISTA DE FIGURAS.1 DIAGÊNESE....................................................................6 ÍNDICE DE ALTERAÇÃO TÉRMICA ....... 52 7.............................................................4 GRUPO IV.........1.........................................................................................................................2.................3 TIPOS DE QUEROGÊNIO ..........................................................3 GRUPO III .........LACUSTRINO DE ÁGUA SALINA ...............2..............................................................................................................................................1 AMBIENTES DE PRESERVAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA ...... 3.....5 REFLECTÂNCIA DA VITRINITA .............................. 26 6................. ....................... 66 8.............1 EVOLUÇÃO TECTÔNICA DAS MARGENS LESTE BRASILEIRA E OESTE AFRICANA ..................... 72 9. 67 9...............................................................................................................................................................................................x 8................................................................................................................................................................................. COM DOMINÂNCIA DA LITOLOGIA CALCÁREA ................. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ...........5 GRUPO V .. 74 10.....MARINHO ANÓXIDO................ REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................ 79 .......MARINHO ALTAMENTE ANÓXIDO.. COM PREDOMINÂNCIA DE LITOLOGIA SILICICLÁSTICA ................... 77 11......................................7 GRUPO VII ....3 EXEMPLOS DE ROCHAS GERADORAS NAS BACIAS DA MARGEM OESTE AFRICANA ........................................... 68 9....6 GRUPO VI ..............2 EXEMPLOS DE ROCHAS GERADORAS NAS BACIAS DA MARGEM LESTE BRASILEIRA ............................ 68 9.................................................................MARINHO DELTÁICO (INFLUÊNCIA DA LITOLOGIA CARBONÁTICA) .......................................................................... AMBIENTE GERADOR DE BACIAS DA MARGEM LESTE BRASILEIRA ................................. 64 8. ........................................2009)............... Fonte: Tissot & Welte (1984).................. 45 Figura 16: Relações entre Pristano e Fitano... 38 Figura 12: Perfil geoquímico...... parâmetros adquiridos e registros... Espetalié et al....... ..... 44 Figura 14: Biomarcador Fitano............................. 51 Figura 20: Exemplos de óleos de diferentes origens.. (2007)................ ................................. 2009).. Fonte: Tissot & Welte (1978)........................... Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo CENPES (2009)........ Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo (CENPES................ ....................................................... .................................... 25 Figura 6: Esquema geral de pirólise de rochas................... ................................... Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo CENPES (2009)................ Fonte: Abreu............................................................... .................. ........................................................................................................ ................................................................... 32 Figura 10: Estágios de maturação da matéria orgânica.... ...... Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo CENPES (2009). 21 Figura 3: Tipos de amostras analisadas geoquimicamente. ... Fonte: Silva (2007)................................................................................................... 46 Figura 17: Roteiro das análises geoquímicas de biomarcadores... Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo........ Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP........................ .................................................................................................. Fonte: Tissot & Welt (1980)........................xi LISTA DE FIGURAS Figura 1: Visão microscópica de uma rocha geradora de petróleo..... ......................... Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo CENPES (2009)......................................................................... CENPES (2009)....................... Fonte: Abreu........ ..................................................... Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo (CENPES 2009).................. ...... 22 Figura 4: Ciclo do carbono orgânico na natureza.................................................................................................. 45 Figura 15: Biomarcador Pristano..... 30 Figura 8: Tipos de querogênios........... Fonte: Tissot & Welt (1980)................. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP............. 27 Figura 7: Taxa de transformação da matéria orgânica.................... ....... 2009)...................................................................... Fonte: Notas de Aulas de Geologia do Petróleo... 49 Figura 19: Cromatografia Gasosa Óleo Total (whole oil).......... 46 Figura 18: Caracterização e correlação de hidrocarbonetos................ 2009). Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo CENPES (2009).......... (1985)................................ 20 Figura 2: Preservação da Matéria Orgânica............................................... 23 Figura 5: Método da Pirólise: Simulação do processo natural de maturação da matéria orgânica.......... ..................... 51 Figura 21: Cálculo de Isótopos Estáveis.................. Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo (CENPES....................... ........ 31 Figura 9: Diagrama de Van Krevelen petróleo........................................................ 43 Figura 13: Definição e exemplo de biomarcador....... 55 ............................ Silva (2011)............. Fonte: Lavargue (1998).. Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo (CENPES 2009)................. 34 Figura 11: Esquema do equipamento óptico utilizado para a determinação da reflectância da vitrinita..... (2007)............ ........ Fonte: Triguis et al................................................ 64 Figura 26: Fingerprint de um óleo associado a paleoambiente marinho deltaico........ 59 Figura 23: Fingerprint de óleo de um paleoambiente lacustre salino............... 71 Figura 29: Correlação de rochas geradoras da Costa Leste Brasileira e Costa Oeste Africana............ 2009) .......... 65 Figura 27: Reconstituição paleogeográfica do Atlântico Sul durante o final do Aptiano.. Fonte: Triguis et al.. 2009........................................................ ......................................... .............................................. ................. 70 Figura 28: Fisiografia atual da região oceânica exibindo as principais feições topográficas do fundo oceânico................................... teve importante papel no controle da incursão marinha durante o Aptiano.................... Fonte: Triguis et al............................... ......................................... A cadeia Rio Grande-Walvis.................. hoje descontínua....... Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP................. ... 2009..................... Fonte Triguis et al................ Fonte: Triguis et al (2009)...............................................................................xii Figura 22: Fingerprint de um óleo de um paleoambiente lacustre de água doce......................... 60 Figura 24: Fingerprint de um óleo associado a paleoambiente evaporítico........... 2009..................................................... Fonte: Lima e Júnior (2003)........ 62 Figura 25: Fingerprint de um óleo associado a paleoambiente marinho carbonático..........................................(2009)..................................................................................... ............ ................................... 76 ........................... Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP 2009)...................................................... ..... 42 LISTA DE TABELAS Tabela 1: Etapas de transformação do querogênio.... 48 Foto 3: Análise de Cromatografia Gasosa... Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo.. ........ Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo... ....com..................... ........ 40 Foto 2: Análise de cromatografia líquida..................................................... ... 50 Foto 4: Análise de isótopos estáveis..................... Fonte: Petroleum Geoscience Technology.........pdf..... Fonte: Modificado de Notas de Aulas de Geologia do Petróleo (Silva............. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo............................................................ Disponível em http://www....................... RH/UP/ECTE (2009).......... Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP 2009)................. 73 ............................................... 40 Tabela 2: Características geológicas e geoquímicas das rochas geradoras na margem leste brasileira.... RH/UP/ECTEP (2009)................. 2011)......pgt............. Acesso em 20/08/2011.................................................... Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP 2009).......................br/artigo. RH/UP/ECTEP (2009).....xiii LISTA DE FOTOS Figura 1: Determinação do R0% através da reflectância da vitrinita.......................................... 56 FOTOMICROGRAFIA Fotomicrografia 1: Análise do Índice de Coloração dos Esporos ou de Coloração Térmica (SCl: Spore Color Index)...................................................... xiv LISTA DE ABREVIAÇÕES COT: Carbono Orgânico Total S1: Quantidade de hidrocarbonetos livres gerados S2:Quantidade de hidrocarbonetos gerados na pirólise(potencial gerador) S3: Quantidade de oxigênio presente na matéria orgânica Tmax: Temperatura máxima de pirólise IH: Índice de hidrogênio IO: Índice de oxigênio IAT: Índice de alteração térmica TT: Taxa de transformação Ma: Milhões de anos MO: Matéria orgânica IP: Índice de Produção EM: Espectrometria de massa DIC: Detector de ionização de chama CG: Cromatografia Gasosa Pr: Pristano Fi: Fitano ppm: Parte por milhão Hc/ton: hidrocarboneto por tonelada mg Hc/g: miligrama hidrocarboneto por grama kg Hc/ton: quilo hidrocarboneto por tonelada . 15 1. o conhecimento do potencial petrolífero do território brasileiro deve ser buscado em seu maior grau de precisão possível. papel dos geocatalizadores e migração de hidrocarbonetos. têm surgido algumas indagações sobre as correlações entre a exuberância de pacotes geradores e os volumes de óleo já descobertos. há indicações de que geradores classificados geoquimicamente como medianos parecem ter gerado volumes de óleo mais significativos do que pacotes considerados excelentes. INTRODUÇÃO O estudo das bacias sedimentares de margem passiva da placa sul-americana. que para se encontrar jazidas de hidrocarbonetos de volume significativo era imperioso que um determinado número de requisitos geológicos ocorresse simultaneamente nas bacias sedimentares (Magoon & Dow. Com a descoberta dos biomarcadores na indústria do petróleo é possível obter informações sobre a origem marinha ou continental do óleo. estabelecer a história das . especialmente. Em alguns casos. ao longo de décadas de exploração. 1994). o estudo das rochas geradoras de petróleo dessas bacias (Magoon & Dow. Essa diversidade deriva o tipo de rocha geradora que as compõem. rotas de migração (correlação óleo-óleo e óleo-rocha geradora) e biodegradação. relacionando-as à evolução tectônica com estágios de subsidência rifte e pós-rifte. Os resultados de estudos científicos sobre geração. As bacias sedimentares brasileiras possuem uma grande diversidade geológica e. o estágio de maturação. de forma a diminuir o risco exploratório envolvido nas perfurações de poços. a médio prazo. No desenvolvimento das bacias sedimentares brasileiras. 1994). 1994). A indústria petrolífera foi gradualmente percebendo. como conseqüência. O estudo destas características de maneira integrada e a simulação preliminar das condições ótimas para sua existência concomitante. certamente permitirão. Nesse conceito destacamos. foram consolidados em um único conceito: o de sistema petrolífero (Magoon & Dow. riscos exploratórios diferenciados. é de importância fundamental para a avaliação do potencial exploratório na pesquisa de hidrocarbonetos. Por ser o petróleo um recurso estratégico. Santos e Pelotas. como também as técnicas utilizadas para determinação dos biomarcadores. Índice de Alteração Térmica para avaliação do potencial gerador e maturação da matéria orgânica. Reflectância de Vitrinita. Espírito Santo. 2. reduzindo dessa maneira os riscos envolvidos na exploração. todas situadas na Costa Leste Brasileira. .óleo nas bacias da costa leste brasileira. a fim de correlacioná-las com as bacias da costa leste brasileira. dando-se ênfase naquelas referentes às bacias de Camamu. lacustre salino. Como objetivo específico. será discutida a caracterização das rochas geradoras através das técnicas geoquímicas de COT. Cumuruxatiba. Essa pesquisa bibliográfica foi estendida também às Bacias da Costa Oeste Africana. a fim de serem estabelecidas possíveis relações entre as diferentes rochas geradoras presentes em bacias hoje separadas pelo Oceano Atlântico. OBJETIVO Este trabalho tem por objetivo principal discutir rochas geradoras em termos de ambiente de geração (lacustre doce. De forma complementar. serão apresentadas as rochas geradoras localizadas nas bacias da costa oeste africana. METODOLOGIA Os dados utilizados para o desenvolvimento desta Monografia foram obtidos através de revisão bibliográfica. através de seus biomarcadores fazendo a correlação rocha geradora . As informações coletadas foram adquiridas em publicações nacionais e internacionais sobre rochas geradoras.16 acumulações de hidrocarbonetos nas bacias. hipersalino). Pirólise. Campos. 3. marinho. Dentre as teorias inorgânicas mais modernas. Essas teorias foram estabelecidas e defendidas principalmente pelos químicos. conclui que. além de vapor d’água.17 4. em 1858. em rochas ultramáficas contendo óxido de ferro e compostos voláteis (H2O. em 1866 disse que o petróleo se originaria nas proximidades do núcleo terrestre. na parte superior do manto. eram capazes de produzir hidrocarbonetos a partir de fontes exclusivamente inorgânicas e não viam razão para que fenômeno semelhante não ocorresse em condições naturais. . propôs uma “teoria cósmica” para a origem do petróleo. abiogênicos. O autor imaginou a atmosfera primitiva da Terra contendo hidrocarbonetos em abundância sob a forma gasosa. isto é. alguns deles de celebridade reconhecida. em contato com a água. sem a intervenção de organismos vivos de qualquer espécie. infiltrando-se no solo e aí formando os depósitos petrolíferos. em seus laboratórios. Com o resfriamento do planeta os hidrocarbonetos teriam se precipitado sob a forma de chuva. por reações de polimerização e hidrogenação. Berthhelot. compostos orgânicos equivalentes ao petróleo são formados e podem aí existir em equilíbrio termodinâmico com o meio circundante. sob as altas pressões e temperaturas existentes dentro da camada de Gutemberg. Estes. CO). químico e político francês. Esse autor considerou os hidrocarbonetos do petróleo como originários de emanações vulcânicas. produzindo compostos do tipo C2Na2. tanto aromáticos como saturados. A referência mais antiga sobre a origem inorgânica do petróleo parece ser de Virlet (1834). Informa ainda que numerosas fontes termais produzem hidrocarbonetos em quantidades significativas. formaria os demais hidrocarbonetos do petróleo. merece destaque a do cientista russo Porfir’ev (1974) que usando o método dedutivo e baseado nos princípios clássicos da termodinâmica e em idéias modernas de geologia e geofísica. Isto porque. dariam origem ao acetileno que. Boutigny. ORIGEM DO PETRÓLEO INORGÂNICA X ORGÂNICA As teorias inorgânicas atribuem ao petróleo uma origem a partir de processos exclusivamente inorgânicos. O CO2 aí existente se combinaria com metais alcalinos livres. baseados em sínteses inorgânicas. foi estabelecido e firmado o conceito de rocha geradora. deve existir uma rocha geradora a ela relacionada” (Welte.18 As teorias orgânicas postulam que o petróleo é formado a partir de restos de animais e plantas. Entretanto. . dos produtos bioquímicos incorporados às rochas sedimentares durante a sedimentação. não se contestam a existência de hidrocarbonetos formados inorganicamente. Nas décadas de 60 e 70. isto é. A descoberta dos biomarcadores em óleos foi o golpe final na teoria inorgânica do petróleo. 1965). uma vez que só organismos vivos orgânicos podem sintetizar essas substâncias que constituem o “esqueleto” dos biomarcadores. Entretanto. não existem ainda evidências de que estes hidrocarbonetos tenham contribuído de maneira significativa para as acumulações petrolíferas conhecidas. base da Teoria Orgânica Moderna: “Se foi encontrado petróleo. A Teoria Orgânica Moderna é aceita atualmente pela esmagadora maioria dos geólogos e geoquímicos. tanto na Terra como no espaço exterior. uma vez submetidas a adequadas temperaturas e pressões. podem ser de alguma forma compensados por condições de exceções geológicas ou por algumas coincidências adequadas. de acordo com a teoria moderna da origem orgânica do petróleo. . a natureza não terá meios de substituí-la. de rocha formada sob condições excepcionais. SISTEMA PETROLÍFERO Um sistema petrolífero ativo compreende a existência e o funcionamento síncronos de quatro elementos (rochas geradoras maturas. ao contrário dos outros cinco elementos constituintes do sistema petrolífero. é a existência de grandes volumes de matéria orgânica de qualidade adequada. A quantidade de matéria orgânica é determinada por métodos químicos (determinação do teor de carbono orgânico) que serão abordados posteriormente (Apostila de Geoquímica do Petróleo. CENPES. No caso de calcários. Trata-se de rochas de granulação muito fina (geralmente folhelhos. A presença de rochas geradoras é imperativa. daí sua raridade relativa (Apostila de Geoquímica do Petróleo.4%.19 5. O elemento mais importante e fundamental para a ocorrência de petróleo em quantidades significativas em uma bacia sedimentar. Trata-se. acumulada quando da deposição de certas rochas sedimentares que são denominadas de geradoras. somente pacotes com teores iguais ou superiores a 1% de carbono orgânico são considerados geradores potenciais de hidrocarbonetos em quantidades comerciais devido a composição da rocha geradora. No caso de folhelhos. 2009). muito ricas em matéria orgânica adequada à geração de hidrocarbonetos. As rochas geradoras. que mesmo estando ausentes. rochas selantes e trapas) e dois fenômenos geológicos dependentes do tempo (migração e sincronismo). em algum tempo geológico passado ou presente. CENPES 2009). o limite inferior é geralmente estabelecido entre 0.2 e 0. gerarão o petróleo em subsuperfície. Uma rocha geradora (Figura 1) deve conter um teor médio a elevado de matéria orgânica (> 1%). Caso falte este elemento em uma bacia. rochas-reservatório. portanto. margas e calcários). 2011). em águas óxicas. Nos ambientes aquáticos. e a alteração da matéria orgânica passa a ser realizada por bactérias anaeróbicas. a matéria orgânica tende a ser degradada. em preto o óleo Fonte: Abreu.20 Figura 1: Visão microscópica de uma rocha geradora de petróleo. 5. 2011). 2011). Em amarelo as vitrinitas. 2007). Assim.1 AMBIENTES DE PRESERVAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA A exposição da matéria orgânica ao oxigênio (em superfície) resulta na sua degradação. o grau de preservação da matéria orgânica depende da concentração de oxigênio e do tempo de trânsito da biomassa ao longo da coluna d’água e de exposição na interface água/sedimento (Petroleum Geoscience Technology. Sob condições óxicas. altas taxas de sedimentação podem auxiliar na preservação da matéria orgânica. A atividade de organismos heterotróficos também exerce importante papel no processo de degradação da matéria orgânica. 2011). que empregam nitratos e sulfatos como agentes oxidantes. a ação desses organismos é limitada ou mesmo eliminada. Já na ausência desses agentes . as bactérias aeróbicas e organismos metazoários desempenham um importante papel na degradação da biomassa primária (Petroleum Geoscience Technology. Sob condições disóxicas/anóxicas. retirando-a da interface água/sedimento mais rapidamente (Petroleum Geoscience Technology. Em bacias onde toda a coluna d’água é óxica. enquanto em águas anóxicas há melhores condições de preservação (Petroleum Geoscience Technology. Fonte: Notas de Aulas de Geologia do Petróleo (Silva. junto com a oxidação por oxigênio livre. Estima-se que em média 0. como no caso de sistemas lacustres (Figura 2) (Petroleum Geoscience Technology. 2011). . 2011). a matéria orgânica é decomposta por bactérias metanogênicas. Quais os tipos de amostras utilizadas nas análises geoquímicas que serão discutidas a seguir? Amostras de calha. testemunhos e afloramentos (Figura 3). Os ambientes mais favoráveis à preservação da matéria orgânica são os mares restritos.1% da matéria orgânica produzida pelos organismos fotossintéticos é preservada nos sedimentos. os lagos profundos e também nos lagos rasos estratificados (Petroleum Geoscience Technology. 2011). pela decomposição da maior parte da matéria orgânica produzida (Petroleum Geoscience Technology. Figura 2: Preservação da Matéria Orgânica. Nos sistemas lacustres de água doce (onde é baixa a disponibilidade de sulfato) a metanogênese pode ser responsável. 2011).21 oxidantes. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP. 2009).22 Tipos de amostras utilizadas Amostra de calha/ Testemunhos/ Afloramentos Figura 3: Tipos de amostras analisadas geoquímicamente. . são utilizados dados de análises rotineiras de carbono orgânico total (COT). como também pela importância econômica. Para este estudo. 6. . qualidade e maturação da matéria orgânica.1 CARBONO ORGÂNICO TOTAL (COT) O ciclo do carbono (Figura 4) constitui um dos mais importantes ciclos biogeoquímicos não só por sua complexidade e abrangência. ligada à compreensão da origem e ocorrência de combustíveis fósseis. Figura 4: Ciclo do carbono orgânico na natureza. Esta metodologia é aplicada no estudo de rochas geradoras de bacias brasileiras.23 6. pirólise Rock-Eval e petrografia orgânica através da reflectância da vitrinita ou do índice de alteração de pólens e esporos. CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA DAS ROCHAS GERADORAS A caracterização geoquímica de rochas potencialmente geradoras é necessária para avaliação da quantidade. Fonte: Abreu (2007). Depois o material é pesado para se ter uma idéia do resíduo insolúvel. 6. o resíduo insolúvel é levado a um forno e submetido a temperaturas de até 1200ºC. Um fluxo constante de oxigênio puro carreia os gases liberados pela combustão.5% para calcilutitos. consiste no produto da decomposição de plantas e animais e da excreção destes organismos (fitoplâncton principalmente).25g o material seria queimado a 1200ºC e a dissociação térmica gera CO2 da MO. O conteúdo de carbono orgânico total é uma medida de quantidade de matéria orgânica que foi preservada e incorporada ao sedimento. Já o carbono orgânico particulado compreende a matéria orgânica em suspensão. A quantidade de matéria orgânica é reportada como percentagem de carbono. Após a amostra ser colocada no aparelho Zeco e queimado a 1000ºC o novo CO2 é encaminhado para um analisador medir o teor de C no CO2. o processo de degradação térmica do querogênio (fração insolúvel da MO presente nas rochas sedimentares). Para esta análise. Com 0. visando eliminar o carbono inorgânico. composto principalmente por substâncias húmicas. sendo o restante de natureza particulada. O dióxido de carbono (CO2) é medido usando-se um detector de condutividade térmica.2 PIRÓLISE DE ROCK-EVAL Para determinar o potencial gerador e a quantidade de petróleo livre na rocha. . COT > 1% para folhelho e COT > 0.. proteínas. emprega-se esta técnica que simula. 1988).5 grama de amostra de rocha é acidificada em ácido hidroclórico (HCl) concentrado. 1977). O carbono orgânico dissolvido. carboidratos e lipídios (Esteves.24 A maior parte do carbono orgânico nos ambientes aquáticos ocorre sob forma de carbono dissolvido. Para análise de COT é necessário de 3 gramas de amostra. 0. Após a acidificação. ou seja. em laboratório. incluindo a pequena fração representada pelos organismos vivos. o processo de maturação da matéria orgânica (Figura 5) que ocorre na natureza (Espitalié et al. Cada pico possui um significado dentro do processo de geração e migração do hidrocarboneto. da Petrobrás) utiliza o equipamento RockEval e envolve o aquecimento de rocha pulverizada de 300ºC a 600ºC. Após essa queima. Nessa análise são obtidos três picos (S1. Aumenta-se a temperatura até 350ºC para medir S1 (hidrocarboneto livre presente) em torno de 10 minutos. A pirólise adotada pelo CENPES (Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo A. depois até 600ºC. de maneira que possam ocorrer as reações termoquímicas num curto espaço de tempo. Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo. Abaixo de 440ºC a MO é imatura e acima desse valor matura. CENPES (2009). num período de aproximadamente 25 minutos. . Esta técnica foi desenvolvida pelo Instituto Francês do Petróleo. Figura 5: Método da Pirólise: Simulação do processo natural de maturação da matéria orgânica. Este dióxido de carbono não provém da combustão e sim da perda de grupos funcionais presentes no querogênio (hidroxilas e carboxilas). O querogênio vai gerar muito se estiver imaturo e pouco se estiver maturo. a partir de 460ºC a rocha é senil. Minguez de Mello. a matéria orgânica libera CO2 medindo assim o seu teor (CO2) na amostra que é S3. Dando S2 (potencial gerador) é medido o Tmáx.25 O processo envolve temperaturas experimentais consideravelmente maiores que aquelas normalmente registradas na subsuperfície. 1mg de amostra é auecida em atmosfera de Hélio inerte. S2 e S3) em diferentes faixas de temperatura e o Tmáx.  T máx – A Temperatura Máxima de Pirólise. de produção e de transformação. como esses parâmetros.É obtido entre 300ºC e 600ºC de temperatura e corresponde aos hidrocarbonetos gerados durante a pirólise e não migraram. O S2 é denominado de Potencial Gerador e corresponde à quantidade de petróleo que a rocha analisada teria condição de produzir caso fosse submetida às condições de temperatura e soterramento adequadas (S2 . o que possibilita i) reconhecer os vários tipos de rochas geradoras e estimar o potencial petrolífero destas.  Pico S2 . A área de cada pico obtido.mg Hc/g rocha). é computada durante a pirólise sendo representada em unidades de volume de rocha (S1 .2. Hidrocarbonetos livres presentes nas amostras. Tmáx.1 PARÂMETROS OBTIDOS NA PIRÓLISE A pirólise é um processo simples. Resultados da ordem de 430ºC indicariam um posicionamento da matéria orgânica no . ii) caracterizar o grau de evolução diagenética da matéria orgânica. é dada pela temperatura mostrada pelo pico S2 e demonstra a paleotemperatura máxima sofrida pela matéria orgânica. de oxigênio.26 Quando associamos esses picos ao teor de carbono orgânico total. obtemos parâmetros que nos permitem caracterizar a matéria orgânica.É obtido por volta de 300ºC e está associado aos hidrocarbonetos livres passíveis de migração. Esses parâmetros são denominados de índices de hidrogênio. sendo. portanto. 6. que fornecem a quantidade de hidrocarbonetos gerados pela rocha e que não sofreram migração.mg Hc/g rocha). iii) selecionar intervalos para outras análises geoquímicas e determinar zonas com indícios de hidrocarbonetos e acumulações de petróleo. estão descritos a seguir. rápido e de baixo custo. uma medida da maturação ou evolução térmica da matéria orgânica. A seguir são descritos os seguintes parâmetros utilizados na interpretação da maturação da matéria orgânica:  Pico S1 . Todos os produtos da pirólise. A seguir (Figura 6) é mostrada a técnica da pirólise.(mg CO2/g rocha)). . Fonte: Lavargue (1998).  Pico S3 – O pico S3 ocorre acima de 600ºC e corresponde à presença de oxigênio associado a matéria orgânica. Figura 6: Esquema geral de pirólise de rochas. com os parâmetros obtidos e os respectivos registros. É medido através da quantidade de dióxido de carbono (CO2) liberado pelo craqueamento térmico do querogênio (S3 .27 topo da zona matura (TZM) e valores da ordem de 480ºC estariam indicando um posicionamento no topo da zona supermatura (TZS). parâmetros adquiridos e registros. respectivamente. Desta forma S1+S2 expressos em miligramas (mg) de hidrocarbonetos por grama (g) de rocha.2 APLICAÇÃO DOS PARÂMETROS OBTIDOS NA PIRÓLISE A quantidade de S1 apresenta a fração do potencial de geração original que teria sido transformado em hidrocarbonetos. enquanto aquelas que alcançaram o pico de geração apresentam valores de Tmáx entre 440º-450ºC. A quantidade de petróleo gerado pode ser representada diretamente pelo valor de S1. a quantidade de hidrocarbonetos livres na rocha geradora (S1) diminui. sem expulsão. Conseqüentemente. de modo geral.  Índice de Oxigênio (IO) – pode ser comparado à razão S3(mg CO2)/ carbono orgânico total da rocha em gramas. caso não tenha ocorrido expulsão de óleo. A partir do início da expulsão.2. forneceriam uma avaliação do potencial de geração. A seguir estão descritos e demonstrados na figura 6 os indicadores que podem ser obtidos utilizando as relações entre S1. . obtidas através de análises elementares. S2 e S3:  Índice de Hidrogênio (IH) – pode ser comparado à razão S2 (mg HC) / carbono orgânico total da rocha em gramas. utilizando-se os índices de hidrogênio e de oxigênio em relação às razões H/C e O/C. Uma vez que os picos S2 e S3 refletem. as rochas termicamente imaturas apresentam valores de Tmáx < 435º-440ºC. o índice de produção aponta valores sistematicamente inferiores aos calculados para a taxa de transformação. Durante a fase em que ocorre apenas geração de petróleo. o potencial residual para geração de hidrocarbonetos. A quantidade de S2 representa a outra fração do potencial de geração. ou seja.  Índice de Produção (IP) ‒ razão entre a quantidade de hidrocarbonetos liberados no primeiro estágio de aquecimento e a quantidade total de hidrocarbonetos liberados. tem-se a interação entre a natureza da matéria orgânica e seu grau de preservação. Sendo Tmáx a temperatura máxima de pirólise (em ºC) usada como parâmetro de maturação. a taxa de transformação calculada com base nos potenciais original e residual é igual ao valor do índice de produção (IP). estando relacionados ao tipo e à abundância de matéria orgânica. as quantidades de hidrogênio e oxigênio presentes na matéria orgânica.28 6. mas apresentam algum potencial para gás. . IP < 0. e Espitalié et al. Rochas que apresentam potencial (S1+S2) inferior a 2mg de HC/g de rocha não são consideradas geradoras de óleo. [S1/(S1+S2)].1 ~ rochas termicamente imaturas e IP ~ 0. 1985) (Figura 7).4 rochas termicamente maturas.  Taxa de Transformação (TT) ‒ definida como a relação entre a quantidade de petróleo gerado e o potencial genético original (Tissot e Welte. Rochas que apresentam potencial (S1+S2) superior a 6mg de HC/g de rocha são consideradas geradoras com bom potencial para geração.29 caracteriza o nível de evolução da matéria orgânica e torna possível a detecção de indícios de óleo. os intervalos com melhor preservação da matéria orgânica possuem valores máximos de IH de cerca de 600 mgHC/g COT. A correlação dos dados de COT com o IH (valores de 300 até 500 mgHC/g COT) sugere um ambiente de sedimentação onde ocorreram eventos que possibilitaram a preservação da matéria orgânica. Geralmente. É importante ressaltar que:     Os índices de hidrogênio e oxigênio também indicam os estágios avançados de maturação. caracterizados por valores próximos a zero. em bacias sedimentares marinhas. 1984. 2. 6. Fonte: Tissot & Welte (1984) Espetalié et al. também há uma fração solúvel. composta por hidrocarbonetos e não-hidrocarbonetos derivados de biopolímeros pouco alterados.3 TIPOS DE QUEROGÊNIO O produto final do processo de diagênese é o querogênio. e denominada de betume (Petroleum Geoscience Technology. normalmente é possível identificar estruturas remanescentes da matéria orgânica original. (1985). sendo 1000 vezes mais abundante do que o carvão e o petróleo somados (Petroleum Geoscience Technology. Tanto os núcleos quanto as pontes apresentam grupos funcionais com heteroátomos (ex: ésteres. 2011). 2011). tais como tecidos vegetais. . Além do querogênio.) (Petroleum Geoscience Technology. cetonas etc. pólens e esporos. 2011). . o querogênio é uma macromolécula tridimensional constituída por “núcleos” aromáticos (camadas paralelas de anéis aromáticos condensados). ligados por “pontes” de cadeias alifáticas lineares ou ramificadas. definido como a fração insolúvel da matéria orgânica presente nas rochas sedimentares.30 Figura 7: Taxa de transformação da matéria orgânica. O querogênio é a forma mais importante de ocorrência de carbono orgânico na Terra. colônias de algas etc. Ao microscópio. Quimicamente. . o que resulta na formação de um querogênio amorfo (Petroleum Geoscience Technology. II e III (Figura 8) (Petroleum Geoscience Technology. 2011). o processo de diagênese pode obliterar a estrutura original.31 Em muitos casos. caracterizados no diagrama de Van Krevelen (Figura 9) por seus respectivos estágios de evolução. 1980. Parecem englobar a maioria dos querogênios existentes segundo La Plante (1974). Com base nas razões elementares H/C e O/C e em dados químicos e petrográficos é possível classificar os querogênios como dos tipos I. entretanto. H e O) varia consideravelmente em função da origem e evolução térmica da matéria orgânica. Tissot e Welte. A proporção entre os três elementos mais abundantes no querogênio (C. 2011). Figura 8: Tipos de querogênios. Fonte: Tissot & Welte. 2011). Tipo III – O querogênio do tipo III é constituído predominantemente por núcleos aromáticos e funções oxigenadas. também ocorre em lagos. Geralmente derivado de matéria orgânica de origem marinha. Consequentemente. Rico em hidrogênio (alta razão H/C). Derivado de matéria orgânica de origem terrestre. caracterizados em diagrama de Van Krevelen. este tipo é frequentemente encontrado em (b) (c) . continental e ocorre também em lagos (Petroleum Geoscience Technology. Normalmente encontrado em rochas geradoras depositadas em ambiente lacustre (Petroleum Geoscience Technology. é mais pobre em hidrogênio e mais rico em oxigênio que o querogênio do tipo I. com poucas cadeias alifáticas. Apresenta baixos valores para a razão H/C e altos valores de O/C. é derivado principalmente de lipídeos de origem algálica. (a) Tipo I . anéis naftênicos e grupos funcionais oxigenados. 2011). 1980. com poucos núcleos aromáticos.32 Figura 9: Principais tipos de querogênios.O querogênio do tipo I é constituído predominantemente por cadeias alifáticas. Tipo II – O querogênio do tipo II contém uma maior proporção de núcleos aromáticos. além de pólens. A composição do petróleo gerado a partir de cada querogênio reflete em sua composição. adequada à geração de óleo e gás. um óleo derivado de um querogênio do tipo I apresenta uma elevada abundância relativa de compostos alifáticos. Nas rochas sedimentares. 2011). além dos mencionados acima. sendo favoráveis à geração de óleo. 2011). querogênios Tipo I (matéria orgânica amorfa) exibem teores de IH elevados baixos teores de índice de oxigênio. com um potencial moderado para a geração de óleo e gás. Assim. Diferentes tipos de querogênios podem ser caracterizados pela relação entre os índices de hidrogênio e oxigênio. . Já a matéria orgânica do Tipo II ( leptinítica) apresentam valores de IH entre 400 e 700 mgHc/gCOT e baixo valor de IO (<100 mgCO2/g COT). Cabe lembrar que é comum a ocorrência de tipos de querogênio com características intermediárias entre os tipos citados acima. Tal fato pode resultar tanto da mistura de matéria orgânica terrestre e marinha em diferentes proporções. Com menor conteúdo de hidrogênio e abundância de oxigênio. em geral. também pode ocorrer um tipo denominado de querogênio residual. como de mudanças químicas decorrentes da degradação química e bioquímica sofrida no início da diagênese (Petroleum Geoscience Technology. O querogênio do tipo I possui o maior potencial para geração de óleo.33 rochas geradoras depositadas em ambiente marinho deltaico (Petroleum Geoscience Technology. esporos e cutículas de vegetais superiores. A razão O/C e o índice de oxigênio são elevados em amostras ricas em matéria húmica (Tipo III). enquanto um óleo proveniente de um querogênio do tipo II possui. 2011). Amostras ricas em matéria orgânica lenhosa (Tipo III) possuem baixa razão de H/C. valores estes válidos para rochas geradoras imaturas. 2011). seguido pelo tipo II. um maior conteúdo de enxofre (Petroleum Geoscience Technology. 2011). sendo favoráveis à geração de gás. e pelo tipo III. o querogênio residual (ou inerte) não apresenta potencial para geração de hidrocarbonetos (Petroleum Geoscience Technology. Por exemplo. que possui um baixo potencial para a geração de óleo. Entre estes dois extremos situa-se a matéria orgânica do tipo algal marinha (Tipo II). derivado de matéria orgânica intensamente retrabalhada e oxidada (Petroleum Geoscience Technology. . Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP 2009). catagênese e metagênese (Figura 10).2. 2007). Após sua incorporação nos sedimentos. São reconhecidas três fases na evolução da matéria orgânica em função do aumento de temperatura: diagênese.34 6.4 ESTÁGIOS DE MATURAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA O processo natural de formação do petróleo pode ser resumido como uma função do incremento das condições de soterramento (gradiente térmico é importante) da matéria orgânica e formação das rochas geradoras. onde ocorrem variações na abundância e composição dos hidrocarbonetos gerados (Silva. Figura 10: Estágios de maturação da matéria orgânica. . a matéria orgânica passa por uma série de transformações. . 2011).35 6. marcadores biológicos ou biomarcadores (Petroleum Geoscience Technology. O resíduo da degradação microbiana passa em seguida por mudanças químicas (perda de grupos funcionais e polimerização) que resultam numa progressiva condensação e insolubilização da matéria orgânica. sofrendo somente pequenas mudanças em sua composição e estrutura molecular. os lipídios são convertidos em glicerol e ácidos graxos e a lignina decomposta em fenóis e ácidos aromáticos (Petroleum Geoscience Technology. Estas substâncias.1 DIAGÊNESE. os biopolímeros (compostos sintetizados pelos organismos) são transformados nos geopolímeros encontrados nas rochas sedimentares (Petroleum Geoscience Technology. 2011). CATAGÊNESE E METAGÊNESE A diagênese tem início com a degradação bioquímica da matéria orgânica pela atividade de microorganismos (bactérias. encontradas em sedimentos recentes e rochas sedimentares são chamadas de fósseis geoquímicos ou moleculares. 2011). principalmente no primeiro metro (Petroleum Geoscience Technology.2. O aumento de temperatura acarreta a degradação térmica do querogênio para geração do petróleo.) aeróbicos e anaeróbicos que vivem na porção superior da coluna sedimentar.4. As proteínas e carboidratos são transformados em seus aminoácidos e açúcares individuais. 2011). Essas transformações são acompanhadas pela geração de dióxido de carbono. 2011). 2011). água e metano (Petroleum Geoscience Technology. enquanto que os lipídios e a lignina são mais resistentes à degradação. Alguns lipídios e hidrocarbonetos sintetizados pelas plantas e animais resistem à degradação microbiana. Ao longo deste processo. fungos etc. como mencionado anteriormente. O produto final do processo de diagênese é o querogênio. o querogênio é soterrado a maiores profundidades. Na medida em que se prossegue a subsidência da bacia sedimentar. que sob as condições adequadas é expulso da rocha geradora (migração primária) e se desloca através do meio poroso até as trapas (migração secundária) (Petroleum Geoscience Technology. As proteínas e carboidratos são os compostos mais instáveis. No início da catagênese. catagênese e metagênese (Petroleum Geoscience Technology. o querogênio passa inicialmente pela “janela de óleo” (zona de geração de óleo ou oil window). ciclo-. 2011). a liberação de grupos funcionais e heteroátomos. gás sulfídrico. às novas condições de pressão e temperatura (Petroleum Geoscience Technology. a rocha geradora é considerada matura (Petroleum Geoscience Technology. 2011).36 Com o soterramento da rocha geradora. e n-alcanos de médio peso molecular) sobre os gasosos (Petroleum Geoscience Technology. 2011). acompanhada por uma progressiva aromatização da matéria orgânica (Petroleum Geoscience Technology. água. Na catagênese. O termo maturação se refere ao estágio de evolução térmica alcançado pelas rochas geradoras. e tem sua estrutura modificada. Na metagênese. 2011). 2011). a matéria orgânica é representada basicamente por gás seco (metano) e um resíduo carbonoso (Petroleum Geoscience Technology. o metano é o único hidrocarboneto gerado em quantidade significativa (Petroleum Geoscience Technology. seguida pela perda de hidrocarbonetos alifáticos e cíclicos. 2011). Ao passar pela catagênese. o querogênio é submetido a temperaturas progressivamente mais altas. Durante a diagênese. Como conseqüência das transformações sofridas pelo querogênio. hidrocarbonetos etc (Petroleum Geoscience Technology. o querogênio é submetido a temperaturas ainda maiores (da ordem de 50 a 150ºC). O final da catagênese é alcançado no estágio em que o querogênio completou a perda de suas cadeias alifáticas (Petroleum Geoscience Technology. inicialmente. estágio em que predomina largamente a geração dos hidrocarbonetos líquidos (iso-. 2011). condensado e gás úmido. alcançada sob temperaturas muito elevadas (acima de 150-200ºC). o que resulta na formação sucessiva de óleo. 2011). São reconhecidas três fases na evolução da matéria orgânica em função do aumento de temperatura: diagênese. Uma rocha é chamada de imatura quando o querogênio encontra-se ainda na fase de diagênese e ainda não ocorreu a geração de volumes significativos de petróleo. são produzidos dióxido de carbono. O querogênio passa por uma série de transformações que incluem. . 2011). 37 Ainda durante a catagênese, sob temperaturas mais elevadas, o querogênio passa pela zona regressiva de geração de óleo, na qual aumenta a proporção de n-alcanos de baixo peso molecular (Petroleum Geoscience Technology, 2011). No final da catagênese, a rocha geradora atingiu a “janela de gás” (zona de geração de gás ou gás window), sendo considerada senil (Petroleum Geoscience Technology, 2011). Assim, são utilizados diversos parâmetros químicos, óticos e moleculares na definição do grau de maturação de uma rocha geradora, como a medida da reflectância da vitrinita (%Ro). Para caracterizar a evolução do processo de transformação do querogênio em petróleo são empregados dois parâmetros: o potencial genético (ou potencial gerador), definido como a quantidade de petróleo (óleo e gás) que um querogênio é capaz de gerar, e a taxa de transformação (TT), definida como a relação entre a quantidade de petróleo gerado e o potencial genético original (Petroleum Geoscience Technology, 2011). O potencial gerador original se refere ao querogênio que ainda não foi submetido à catagênese, ou seja, cuja taxa de transformação é zero (Petroleum Geoscience Technology, 2011). A partir do início da catagênese, a conversão do querogênio em petróleo ocasiona um progressivo aumento da taxa de transformação associado à redução do potencial gerador, o qual passa a ser denominado de residual (Petroleum Geoscience Technology, 2011). Sob condições extremas de evolução térmica (metagênese) o potencial gerador residual do querogênio pode ser reduzido à zero enquanto a taxa de transformação chega a 100% (Petroleum Geoscience Technology, 2011). Para a determinação do potencial gerador e da quantidade de petróleo é normalmente empregada a técnica da pirólise Rock-Eval, que simula o processo de degradação térmica do querogênio, conforme exposto anteriormente. 6.2.5 REFLECTÂNCIA DA VITRINITA A matéria orgânica contida no sedimento transforma-se com a diagênese, sob influência da pressão e principalmente da temperatura. Este processo, usualmente chamado de 38 maturação, constitui um dos itens importantes para caracterizar a rocha geradora e os hidrocarbonetos que dela se originam (Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES 2009). O processo de maturação da matéria orgânica consiste na transformação química em sua composição e/ou estrutura, que em última instância acaba se refletindo em variações de propriedades detectáveis mesmo através de métodos não químicos (Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES, 2009). Entre eles podem-se citar os métodos óticos, amplamente difundidos na indústria do petróleo, a reflectometria da vitrinita desenvolvido por Espitalié (1977) e o ICE (índice de coloração de esporos), sendo estes os mais comumente utilizados (Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES 2009). A reflectometria consiste na medição da reflectância sobre uma superfície plana polida de uma partícula orgânica (Figura 11). Mede-se a reflectância em vitrinitas, pois estas apresentam respostas proporcionais à maturação, enquanto em outros tipos de matéria orgânica (exinita e inertinita) a resposta da reflectância não é proporcional (Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES, 2009). A vitrinita é originada da parte lenhosa de vegetais superiores. Trata-se de uma resina que pode ser analisada oticamente. Na MO do tipo I não se tem a presença de vitrinita. Figura 11: Esquema do equipamento óptico utilizado para a determinação da reflectância da vitrinita. Fonte: Silva(2007). 39 A alteração química que ocasiona a variação da reflectância é irreversível. Isto confere à vitrinita um papel análogo ao de um termômetro de máxima, pois sua reflectância é conseqüência da maior temperatura experimentada durante a sua existência (Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES, 2009). A rigor, a reflectância da vitrinita é uma função exponencial da temperatura máxima e, conseqüentemente, numa seção não perturbada após a maturação, um perfil de reflectância exibe um incremento exponencial com a profundidade (Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES, 2009). A interpretação do perfil de reflectância envolve uma série de princípios e convenções pré-estabelecidos: - o perfil de maturação em diagrama monolog é uma reta contínua, desde que não tenham ocorrido eventos térmicos locais ou tectônicos posteriores à época da máxima transformação térmica (Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES, 2009). - a janela de geração do óleo (Foto 1) está compreendida entre os valores de 0,6 e 1,35% Ro: as zonas imaturas e senil são representadas para valores menores que 0,6% Ro e maiores que 1,35% Ro, respectivamente (Tabela 1) (Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES, 2009). 40 Foto 1: Determinação do R0% através da reflectância da vitrinita. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP, 2009). Tabela 1: Etapas de transformação do querogênio. Fonte: Petroleum Geoscience Technology. Disponível em . http://www.pgt.com.br/artigo.pdf. Acesso em: 20/08/2011. ESTÁGIO Diagênese Catagênese Catagênese Catagênese Metagênese %R0 < 0,6 0,60 - 1,00 1,00 - 1,35 1,35 - 2,00 > 2,0 NÍVEL DE MATURAÇÃO Imaturo Zona de óleo Maturo zona regressiva zona de gás úmido Senil zona de gás seco Na zona imatura, ocorrem, principalmente, CH4 (metano) e compostos de nitrogênio, enxofre e oxigênio, sendo raras as ocorrências de outros hidrocarbonetos (Quadros, 1987). Nas zonas maturas encontram-se hidrocarbonetos gasosos (etano, propano, butano), líquidos (na faixa da gasolina e do querosene) e pesados, além de compostos de nitrogênio, enxofre e oxigênio (Quadros, 1987). De posse dos valores do índice de alteração térmica (IAT) podese estabelecer uma correspondência entre esses índices e os estágios diagenéticos alcançados pelas organolitas (Quadros. as organolitas são isoladas das rochas através de ataques ácidos (Quadros. restos de vegetais.6 e 1. 1987). as colorações originais das organolitas variam em função de escalas próprias de cada uma das formas consideradas.6 e 3. 1987). Analiticamente. . 1987). Este material é reconhecido em microscópio com luz transmitida e com aumento que varia entre 200X e 400X (Quadros. foraminíferos quitinosos. devem ser comparados com os valores da Reflectância da Vitrinita (%R0). esporos. 1987).6 ÍNDICE DE ALTERAÇÃO TÉRMICA Maturação térmica é a medida da história da temperatura a que foram submetidas as organolitas (partículas orgânicas contidas nos sedimentos) preservadas nas rochas sedimentares (Quadros. por serem subjetivos. há o domínio de metano. 1987). Os valores de IAT. A coloração e a preservação das organolitas permitem avaliar a temperatura máxima a que estas foram submetidas.0 de %R0 (Quadros. 1987). algas. 1987). valores entre 2. Existem diversas escalas para determinação visual da maturidade térmica das organolitas (Fotomicrografia 1) (Quadros. Com a progressão térmica.2.0 de IAT correspondem a valores entre 0. fungos.41 Na zona senil. estando ausentes as frações de C4 a C15 (Quadros. 6. Os graus de maturação térmica são avaliados subjetivamente em escalas numéricas. As organolitas utilizadas para as determinações paleotermométricas são os pólens. chitinozoa e acritarchae. Por exemplo. 2009). é possível construir um perfil geoquímico desses dados. Abaixo tem-se um perfil geoquímico de um poço. mostrando intervalo com elevado potencial gerador entre 600 e 800 m. como indicam os dados de Tmáx e refletância da vitrinita (Ro). Entretanto.7 PERFIL GEOQUÍMICO Com a obtenção e análise de dados geoquímicos de rochas geradoras. que mostra a intensidade da anomalia de hidrocarbonetos presentes numa seção perfurada por um determinado poço de petróleo (Triguis et al. este intervalo está imaturo. à direita da reta que indica a profundidade de uma determinada perfuração. 6. 2009). A zona matura está a 1600m (Figura 12).2.42 Fotomicrografia 1: Análise do Índice de Coloração de Esporos ou de Coloração Térmica (SCl: Spore Color Index). Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP. . Pode-se verificar uma linha. . RH/UP/ECTEP. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo. 2009.43 Elementos e Processos dos Sistemas Petrolífer mento de adoras em químicos ise Rock: COT S2 IH IO Ro Tmax S1 1500m 3200m Figura 12: Perfil geoquímico. 1981) são amplamente utilizados para inferir o grau de maturação térmica. “marcadores biológicos” (Speers & Whitehead. Biomarcadores são compostos orgânicos presentes na geosfera. hidrocarbonetos isoprenóides. Além disso. 1967). os mais estudados são n-alcanos. 2009). cujas estruturas podem ser indubitavelmente relacionadas aos constituintes de algum tipo de organismo (Figura 13). podem ser utilizados como elementos de diagnose e de interpretação geológica de ambientes sedimentares pretéritos. Na geoquímica do petróleo (Figura 14). . Figura 13: Definição e exemplo de biomarcador. 1969) e “biomarcadores” (Seifert & Moldowan. triterpanos.Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo (CENPES. bem como no entendimento dos processos de migração do óleo e para a correlação óleo-óleo e óleo-rocha geradora. esteranos e seus respectivos compostos insaturados e aromáticos (Figura 15) . BIOMARCADORES GEOQUÍMICOS Os indicadores geoquímicos moleculares. contribuindo para a caracterização do ambiente deposicional e correlação entre uma acumulação de hidrocarboneto e sua rocha geradora.44 7. que também são conhecidos como “fósseis químicos” (Eglinton & Calvin. CENPES (2009). . Apostila de Geoquímica do Petróleo. Apostila de Geoquímica do Petróleo. Baixas razões indicam geradoras com maior quantidade de material marinho (Figura 16). Altas razões de pristano / fitano indicam rochas geradoras com maior percentual de matéria orgânica terrestres.45 Figura 14: Biomarcador Fitano. Figura 15: Biomarcador Pristano. CENPES (2009). Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo. . CENPES.46 Figura 16: Relações entre Pristano e Fitano. (2009). Isótopos Estáveis e Espectrometria de Massa. Cromatografia Gasosa. Abaixo encontra-se discriminado o Roteiro das análises geoquímicas necessárias à identificação de biomarcadores (Figura 17). Figura 17: Roteiro das análises geoquímicas de biomarcadores. Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo (CENPES 2009). Essas análises serão descritas nos subitens seguintes . Os bioamarcadores são caracterizados através das análises de Cromatografia Líquida. Os compostos polares ficam retidos nessa pré-coluna. que são encaminhados a uma coluna principal. ramificadas e cíclicas).1 CROMATOGRAFIA LÍQUIDA DE MÉDIA PRESSÃO (CLMP) Este processo tem a finalidade de separar os componentes dos óleos (Foto 2) nas frações parafinas (normais. por uma coluna de sílica.. que faz o registro pela diferença de polaridade do solvente (Lopes et al. Na coluna principal. compostos aromáticos e compostos polares (resinas + asfaltenos) (Figura 18).47 7. As parafinas são registradas como um pico pelo sinal do detector UV (ultravioleta). Existem dois frascos coletores específicos. 2008).. que é a fase estacionária (Lopes et al. um para as parafinas e outro para os aromáticos (Lopes et al. passando apenas os hidrocarbonetos. para o cálculo da composição da amostra analisada (Lopes et al. A separação é feita através da passagem da amostra de óleo diluída em um solvente (n-hexano + padrão colestano).. As duas frações são posteriormente concentradas. 2008). que faz o registro por sinal eletrônico.. 2008) . 2008). que é a fase móvel. 2008). gerados pelo sinal no detector IR (índice de refração). extraídos. Os compostos polares que ficam retidos nas pré-colunas são pressurizados com etanol. e os aromáticos são registrados como dois picos concomitantes. concentrados e armazenados em frascos separados.. as parafinas passam com o menor tempo de retenção. As diferentes frações irão percolar a coluna com velocidades distintas devido às interações moleculares entre os compostos carreados pela fase móvel e a fase estacionária (Lopes et al. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo( RH/UP/ECTE.48 Foto 2: Análise de cromatografia líquida de média pressão. 2009). . se faz necessário identificar esses componentes (Lopes et al. 2008). cíclicas e compostos aromáticos (Lopes et al. permite a separação e a identificação dos compostos mais abundantes em um petróleo. que é realizada na amostra de óleo. Geralmente. ou seja. e picos menores.49 Figura 18: Caracterização e correlação de hidrocarbonetos.2 CROMATOGRAFIA GASOSA (WHOLE OIL) A técnica de cromatografia gasosa. os cromatogramas de óleos preservados apresentam picos predominantes representando as cadeias lineares.1. 2008) .. representando cadeias ramificadas. 7. (CENPES 2009). Após a separação das frações. Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo. as parafinas (principalmente as lineares e as ramificadas) (Foto 3).. Por isso. deve ser injetado 1μl da amostra diluída em diclorometano no cromatógrafo a gás.. registrando picos para os grupos de moléculas (Lopes et al. 2008). O injetor permite o controle da vazão de amostra injetada e é mantido a 300ºC (Lopes et al. 2008).25mm de diâmetro interno. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP. 2008)... com taxa de aquecimento de 2. Foto 3: Análise de Cromatografia Gasosa. As moléculas mais voláteis tendem a sair primeiro. Ao sair da coluna (Figura 19). mantido a 340ºC. 2008). Cada grupo de moléculas semelhantes é vaporizado e arrastado pelo gás inerte hélio.50 Para a análise de cromatografia gasosa de óleo total (whole oil). as moléculas são reconhecidas por um detector de ionização de chama (DIC). contendo uma fina película de fase estacionária (Lopes et al. O tempo de saída dos grupos de compostos depende da afinidade que estes têm com a fase estacionária.5ºC/min. 2009). Nota-se que de acordo com a composição relativa da fração parafínica interpretam-se diferentes origens de óleo características (Figura 20). trabalha-se com uma rampa de aquecimento de 40º a 320ºC.. . permitindo que os mais pesados saiam gradativamente com o aumento da temperatura (Lopes et al. passando por um tubo capilar de metilsilicone com 30m de comprimento e 0. Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo (CENPES 2009).51 = Figura 19: Cromatografia Gasosa Óleo Total (whole oil). cujo esqueleto básico da molécula é o de um hidrocarboneto. enxofre e oxigênio são . Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo (CENPES 2009). Os compostos do petróleo. mas que contêm heteroátomos como: nitrogênio. Figura 20: Exemplos de óleos de diferentes origens analisados por cromatografia gasosa. 3 – ESPECTROMETRIA DE MASSA As frações do petróleo separadas por cromatografia líquida podem ser analisadas por métodos gravimétricos. 10. 14 tetrametil hexadecano – C20). Um equipamento de cromatografia gasosa acoplado a um espectrômetro de massa é constituído das seguintes unidades funcionais: 1. 1995). com moléculas cujo número de átomos de carbono é inferior a 25. 6. Roques et al. isto é. 14 tetrametil pentadecano – C19) e o fitano (2. pois juntos somam mais que 55% de todos os isoprenóides acíclicos (Tissot e Welte. 10. Dentre esses compostos. Eles possuem um radical metila ligado a cada 4 átomos de carbono da cadeia linear e têm como precursores biológicos a cadeia lateral da molécula da clorofila e arqueobactérias (Treibs.hidrocarbonetos.1994). 1993. Os isoprenóides mais abundantes no petróleo são o pristano (2. das famílias dos triterpanos e esteranos. Devido a não especificidade do detector de ionização de chama na quantificação dos compostos mono e poliaromáticos e na identificação e quantificação de moléculas complexas como os biomarcadores. os métodos mais utilizados são a cromatografia em fase gasosa e a cromatografia em fase gasosa acoplada à espectrometria de massa (CG/ EM) (Wang & Fingas. 1995). a técnica mais apropriada é a de cromatografia gasosa de alta resolução acoplada à espectrometria de massa (CG/EM). Linha de transferência dos compostos . 6. 1984. 1936 apud Peters e Moldowan. espectroscopia de fluorescência e do ultra–violeta. aqueles contendo enxofre. compostos saturados derivados do isopreno.52 conhecidos como a fração de não . 1973 apud Peters e Moldowan. 7.1. Hunt. por espectroscopia do infra–vermelho. Sulfetos orgânicos. 1993). Cromatógrafo em fase gasosa com coluna capilar 2. pertencem a três classes principais: Tióis (mercaptanos). a qual combina separação química com elevada resolução espectral (McFadden. Tiofeno e seus derivados (Triguis et al 2009). Entretanto. Os alcanos ramificados de médio peso molecular (C9 a C25) são conhecidos como isoprenóides. sendo a seguir detectados por um multiplicador de elétrons que gera um perfil de fragmentação característico do composto. Câmara de ionização 4. Analisador de massa 5.53 3. até mesmo a de estereoisômeros característicos de compostos biomarcadores do petróleo. Ele pode ser usado para monitorar uma série de compostos de pesos moleculares variados. Para a aquisição e o processamento da grande quantidade de dados gerada ao longo de uma análise.. e avaliados em função de sua razão massa/carga (m/z). os compostos são transferidos para o espectrômetro de massa (CG/EM). Após a separação dos componentes da mistura por cromatografia gasosa. adquirem a capacidade de ionizar compostos que variam de 50 a 600 unidades de massa atômica (uma). Cada espectro consiste de uma série de fragmentos de íons que podem ser usados na elucidação da estrutura do composto.. Computador para aquisição. do tipo quadrupolo. Os elétrons são gerados pelo aquecimento de um filamento de tungstênio e. após serem acelerados. é necessário o uso de um computador. Peters & Moldowan. o espectrômetro de massa analisa cerca de 1800 espectros. Um cromatograma de massa é obtido fixando-se m/z e plotando-se tempo de retenção por resposta do detector. Os íons e fragmentos formados são levados ao analisador de massa. . Detetor de íons 6. 1993). 1979. Peters & Moldowan. 1979. em intervalos de tempo inferiores a 3 segundos. A ionização de cada composto que chega ao espectrômetro normalmente é feita por impacto de elétrons. 1993). conhecido como seu espectro de massa. processamento e apresentação dos dados. fragmentos menores e moléculas neutras de menor peso molecular (Silverstein et al. Os elétrons acelerados bombardeiam as moléculas do composto formando íons moleculares (M+). Durante uma análise de CG/EM que dure aproximadamente 90 minutos. formados após a fragmentação (Silverstein et al. comparando cada um deles com aqueles previamente existentes numa determinada biblioteca. O espectro de massa de um determinado composto é obtido fixando-se o número de varreduras ou tempo de retenção e plotando-se a razão m/z por resposta do detector. Nela todo o espectro de íons gerados pela fonte de ionização . Esse tipo de análise denomina-se full-scan (varredura completa). é gerado um espectro de massa completo que serve para ser usado na identificação qualitativa de compostos (Peters & Moldowan. 2008). associados à geradora.4 ISÓTOPOS ESTÁVEIS DE CARBONO A razão 13 C/12C é utilizada para medir o fracionamento isotópico em processos genéticos. os valores medidos representam o desvio em relação ao padrão internacional PDB. 7. e pós-genéticos.1. Portanto. respectivamente (Figura 21) (Lopes et al. onde δ = [(Ra . não havendo perdas de informação. calibrados a um padrão secundário como o NBS 19 oil (Lopes et al.. Os resultados da composição isotópica total de carbono são expressos na forma de δ13C.Rp)/Rp] x 103. é necessário que se utilize um computador capaz de adquirir e processar uma grande quantidade de dados. obtido para o componente desconhecido com aqueles já padronizados.54 Na identificação de componentes desconhecidos em uma mistura de compostos a utilização da biblioteca é de grande utilidade. . duas opções para a identificação do componente em questão. 2008). onde Ra e Rp referem-se às razões isotópicas 13C/12C da amostra e do padrão.. fornecendo.massa de 50 a 600 uma é analisado. Na modalidade de full scan. normalmente. pois o sistema compara o espectro de massas. relacionados a transformações secundárias. 1993). Para isso. Estas cápsulas são acondicionadas em um amostrador automático. água e compostos nitrogenados. contendo cobre e óxido de cobre.. 2009). A temperatura é de 900ºC e o hélio é enriquecido temporariamente com oxigênio puro. 2008). onde ocorre a oxidação. 2008). Pesam-se cerca de 200μg de amostra. o CO2 é diluído com hélio e transferido ao espectrômetro de massas. São formados então CO2. 2008). A amostra é transferida para dentro de um tubo vertical de quartzo. Este tubo contém óxido de cromo. Então. O CO2 e o N2 são separados em uma coluna cromatográfica e transferidos para uma interface (Lopes et al. A água formada na oxidação fica retida em uma armadilha (trapa) de anidrônio (perclorato de magnésio). em cápsulas de estanho. a amostra passa por um forno de redução a 680ºC. Nesta unidade... que tem massa 44 e pode interferir no pico do CO2 (que também apresenta massa 44) (Lopes et al. Os compostos nitrogenados devem ser eliminados. onde são bombardeadas com feixe . Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP. onde os compostos nitrogenados são eliminados. ocorrendo a oxidação da amostra pela reação flash combustion. em específico o N2O. deve ser feita uma análise elementar e espectroscopia de massas para a razão isotópica (EA-IRMS) (Lopes et al. Então as moléculas de CO2 entram em uma fonte de íons. onde são purgadas em fluxo contínuo de hélio. óxido de cobalto e prata (Lopes et al.. 2008). Para a determinação isotópica de carbono de um óleo.55 Figura 21: Cálculo de isótopos estáveis. 2009). Cada íon formado é encaminhado a um coletor pré-determinado. formando CO2+.. através de campos magnéticos específicos. 2008). . O resultado é então ampliado e comparado com o resultado do gás de referência para o cálculo de δ (Foto 4) (Lopes et al. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP. 2008). Foto 4: Análise de isótopos estáveis.56 perpendicular de elétrons a 70eV. dependendo da combinação dos isótopos (C13/C12 e O16/ O18) (Lopes et al. O íon CO2+ pode apresentar massa 44. 45 ou 46.. 1988). 1988). Através de alguns parâmetros moleculares que dependem da maturidade. Uma vantagem extra no exame de características de marcadores biológicos e geoquímicos de rochas geradoras de petróleo é a disponibilidade de amostras de uma variedade de sistemas deposicionais para os quais feições geológicas e paleontológicas são bem descritas (Mello et al. dentro de um único domínio geográfico (Mello et al.57 8. 1988). conforme descrito anteriormente. salino e hipersalino (Mello et al. usada para avaliar os ambientes deposicionais de rochas geradoras na maioria das bacias marginais brasileiras (Mello et al. há uma disponibilidade e uma variedade de amostras de rochas maturas e imaturas (com óleos) escolhidas para cobrir relativamente uma extensão matura (%Ro) e ainda permite feições variadas para serem descritas para uma dependência original (Mello et al. 1988). Muitos autores têm demonstrado que evidências geoquímicas e biológicas de distribuição de marcadores podem constituir critérios diagnósticos para distinção de extratos e origem de rochas geradoras depositadas numa variedade de ambientes. água doce-salobra. 2009) Esta avaliação resume uma multidisciplinaridade aproximada (geoquímica. . As bacias marginais brasileiras oferecem uma oportunidade ideal para uma investigação. 1988).. pode-se reuni-los em famílias em função do tipo de input orgânico.. devido a suas características únicas para cada tipo de óleo ou extrato. 1988).. Com relação aos fingerprints de cada óleo. desde que elas contenham uma sucessão de sedimentos depositados em diferentes ambientes. paleontológica e estatística). através de suas feições específicas. isto é. têm aumentado nos últimos anos (Mello et al.. O cromatograma identifica cada tipo de óleo ou extrato. CARACTERIZAÇÃO DOS AMBIENTES DEPOSICIONAIS DAS ROCHAS GERADORAS A avaliação e diferenciação de paleoambientes deposicionais de rochas geradoras de petróleo.. usando parâmetros geoquímicos e biológicos. O cromatograma recebe também a denominação de fingerprint. geológica.. como lacustrino.. do tipo da matéria orgânica que deu origem ao óleo. do paleoambiente deposicional e da maturação dessa matéria orgânica (Triguis et al. LACUSTRINO DE ÁGUA DOCE Presentes em bacias das porções central e norte da margem continental.58 Amostras de ambiente lacustre são claramente separadas da daquelas de sistemas marihos carbonáticos e evaporíticos. alta razão hopanos/esteranos (5-15). 1988)... As rochas geradoras (querogênios Tipos I e II) foram depositadas no Neocomiano e o Aptiano. marinho evaporítico. 8. marinho carbonático. os seguintes ambientes são classificados: lacustrino de água doce. estando seus óleos acumulados em rochas sedimentares de mesma idade (Figura 22) (Mello et al. confirmando que as variáveis selecionadas são primariamente independentes da maturidade (Mello et al. 1988)..30bisnorfano (biomarcador) e traço ou ausência de níquel e vanádio fracionado (Mello et al.1 GRUPO I .. Nas bacias marginais brasileiras é representado por uma associação com alto conteúdo de saturados.5%) e um elevado potencial gerador de hidrocarbonetos (superior a 37Kg Hc/ ton de rocha) devido ao querogênio tipo I e II que lhes caracteriza (Índice de Hidrogênio superior a 779 mg Hc/g carbono orgânico) (Mello et al. 1988).. Através dos dados geoquímicos. 0.. 1988). As rochas geradoras contém COT moderado a alto (superior a 6. n-alcanos dominantes. marinho altamente anóxico com uma predominância da litologia calcárea. menores valores de 13C (31%o). O óleo tende a ser intimamente associado a rochas geradoras de mesmo ambiente deposicional.g. e. menor valor da relação V/Ni (somente óleos).. marinho deltaico. Outras propriedades devem também ser notadas. . menor valor de enxofre (0-3% para óleos.3% para rochas). lacustrino de água salgada. relativa abundância de n-alcanos com alto peso molecular. c. 1988). e marinho anóxico com uma predominância da litologia siliciclástica (Mello et al. 1988). pristano sempre superior ao fitano. Os efeitos das variáveis nos componentes principais mostram que o primeiro componente principal está relacionado à concentração absoluta de biomarcadores. ausência de C30 esteranos regulares e presença de outros esteranos (Mello et al. ausência de β-carotano e 28. 1988). enquanto que o segundo principal componente para classificação está relacionado ao total relativo de esteranos e triterpanos (Mello et al. óleos c. situadas nas áreas oriental e meridional da margem continental brasileira. Os óleos e amostras de rochas apresentam registros similares aos de dados diagnósticos de um ambiente não-marinho.2 GRUPO II.. elevadas concentrações de C30 αβ hopeno.0.6%. alta razão V/Ni (somente óleos). Estes incluem médio conteúdo de enxofre (rochas 0.3 . Fonte: Triguis et al (2009). presença de β-carotano. Os óleos são acumulados em reservatórios depositados em fácies não-marinhas e marinhas. quando comparados aos dados de outros grupos (Mello et al. mas modificados por alguns constituintes com características isotópicas e moleculares que podem ser descritas como originárias de alta salinidade em corpos de água.LACUSTRINO DE ÁGUA SALINA As rochas geradoras e óleos deste grupo estão confinados nas bacias de Campos e Espírito Santo... Elas contém de moderado a alto COT (superior a 5%) e elevado potencial gerador de hidrocarbonetos (superior a 38Kg Hc/ton de rochas) abundantemente originado de querogênio do tipo I (índice de hidrogênio superior a 900mg Hc/g carbono orgânico) (Figura 23) (Mello et al. com idades do Aptianoas ao Oligoceno (Mello et al. 0. 1988). 1988). As rochas geradoras (somente matéria orgânica amorfa) foram depositadas principalmente no Barremiano/Aptiano. 1988).59 Figura 22: Fingerprint de um óleo de um paleoambiente lacustre de água doce. . 8.3%). 28.0) e de isoprenóides C25 e C30. Poucos exemplos de lagos antigos salinos têm sido noticiados na literatura..30-bisnorhopano e 25. e a bacia Chaidamu. na China. ii) a presença de 28. As melhores comparações com exemplos brasileiros são a Formação Green River.MARINHO EVAPORÍTICO Rochas geradoras e óleos deste grupo ocorrem nas bacias do Ceará. valores pesados de ∂13C e altas concentrações de esteranos (C21-22) com baixo peso molecular (Mello et al. USA. Ambientes análogos contemporâneos devem ocorrer nos Lagos Magadi. Bahia Sul e Espírito Santo. herbáceos e lenhosa) foram depositadas durante o Aptiano (Mello et al. central e oriental da margem continental (Figura 24). nas áreas equatorial. Figura 23: Fingerprint de óleo de um paleoambiente lacustre salino..30-trisnorhopano (baixa abundância) e iii) abundância triclínica de terpanos superiores a C35 (Mello et al.. Nakuru e Bogoria.. Potiguar. 8.3 GRUPO III . Sergipe/ Alagoas. 1988) e geralmente contém moderado a alto COT superior a 14% e elevado potencial gerador original (superior a 97 kg .9 a 1. 1988). Estas rochas geradoras (matéria orgânica mista de amorfos. 1988). Outras notáveis feições incluem i) altas concentrações de níquel (superior a 2800 ppm) relativo para o vanádio (superior a 150 ppm) porfírico (Ni/Ni+V=0 variando de 0. 1988).(2009). no sistema rifte da África Oriental (Mello et al. Fonte: Triguis et al.60 abundância média relativa de gamacerano. com exceção da presença de C30 esteranos. 1986).5% para óleos e a 2.. 1985). As amostras são caracterizadas por um grupo de tamanho. sendoeste último n-alcano dominante. 1988.S.5% para rochas). Outras importantes propriedades são i) fitano > pristano.6 a 0. de C30 esteranos é considerada um indicador de origem marinha (Moldowan et al. Moldowan et al. 1988). Também é possível que a abundância relativa de vanádio porfirínico para os . iv) baixa a muito baixa abundância relativa de diasteranos e terpanos tricíclicos. iv) bacias Italy e Camargue. Fu Jiamo et al. junto com alta abundância de 28.g.30bisnorhopano e 25. U.30bisnorhopano e 25. um número de resultados similares tem sido relatado de ambientes hipersalinos marinhos (evaporíticos) na i) bacia de Terragona. 28. a bacia Jianghan. Os óleos estão contidos em reservatórios do Aptiano ao Paleoceno.28. Connan & Dessort... iii) relativa abundância superior de 28.. embora em menor abundância relativa. Valioso registro é o de que um grupo similar de dados tem sido relatado para diversas rochas geradoras hipersalinas paleogênicas lacustrinas e óleos (e.30-trisnorhopano e de 4-metil esteranos com uma dominância do componente C30.. 28. 1988). 1988). C35 hopanos tendendo a dominante de C34 em contrapartida altas concentrações de níquel em ambos (superior a 1900 ppm) e vanádio (superior a 600ppm) porfirínicas (Ni/Ni + V = 0 estendendo de 0. C30 αβ hopano e esteranos (superiores a 1200. 1969. ii) bacia Paradox (Utah).30-trisnorhopano também verificada em todas as amostras brasileiras.9 (Mello et al. De fato. 2000 e 4000 ppm. a maioria da classificação correta dentro de grupos (Mello et al.. normalmente relacionado a querogênio do tipo II (índice de hidrogênio superior a 300 mg Hc/g carbono orgânico) (Mello et al. França Meridional (Albaiges et al. Além disso. ten Haven et al. talvez. os C30 esteranos estão ausentes nas amostras não-marinhas brasileiras (grupos I e II). A presença. respectivamente).1985. ii) alto conteúdo de enxofre (superior a 1.. Espanha.30-trisnorhopano.28.. 1988). iii) bacias Prinos e Messiniana (Apeninos setentrional). sugerindo uma origem marinha para o estabelecimento de cada ambiente hipersalino. além do βcaroteno (superior a 600 ppm) do isoprenóide C25 e do esqualano (superior a 1500 ppm) (Mello et al.. com dados elementares e moleculares que provém. Feições úteis para esta finalidade são as elevadas concentrações de gamacerano.61 Hc/ton de rochas ).30-bisnorhopano e 25. 1986. China oriental. 1987).A. Peterson & Hite.. além de um alto potencial gerador de hidrocarbonetos (superior a 22kg Hc/ton de rocha). 1980. 1988). Shark Bay. 1975. Maranhão e Sergipe / Alagoas. Figura 24: Fingerprint de um óleo associado a paleoambiente evaporítico.4 GRUPO IV. traduza uma influência marinha. 1985. Fonte: Triguis et al (2009). 1980. 1984). desde que as amostras carbonáticas marinhas (grupo IV) tenham maior abundância relativa de componentes de vanádio (Mello et al. situadas nas partes central e oriental da margem continental brasileira (Figura 25). Dunlop and Jefferies. As rochas geradoras (somente MO amorfa e lenhosa) foram depositadas durante o Albiano (Mello et al. Podem ser citados exemplos de bacias marinhas hipersalinas: Mar Vermelho e Mar Morto no meio leste. Laguna Madre e Baffin Bay. largamente relacionado a mistura dos . no Texas e Sivash na Rússia (Kinsman.62 teores de níquel supracitados. na Austrália ocidental. 8. Kirkland and Evans.. Friedman. Huang e Meinschein.MARINHO CARBONÁTICO Rochas geradoras marinhas carbonáticas e seus respectivos óleos são encontradas somente nas bacias do Amapá.. 1988) e possuem moderado a alto carbono orgânico (COT superior a 4%). 1988).30 trisnorhopano e viii) uma tendência à dominância de C35 hopanos sobre C34 homólogos (Mello et al. iv) alto conteúdo de enxofre. vi) menor abundância relativa de diasteranos.. Venezuela e Colômbia. costa da Arábia (Rafalska-Bloch & Cunningham. 1988).1-0. 1988). devido à acidez do hidrocarboneto. i) Menor razão hopano /esterano (< 3).. 1984).14.. Outras diferenças entre amostras dos Grupos III e IV são i) a maior abundância relativa de vanádio (superior a 300 ppm) porfirínico para níquel (superior a 400 ppm. Os óleos são acumulados em reservatórios do Maastrichtiano ao Terciário. v) Ts/Tm menor que 1.30-bisnorhopano e 25.. 1988). Feições similares às de amostras carbonáticas marinhas têm sido registradas em amostras i) das Formações La Luna e Querencua. Pelet. (Talukdar et al. 1988).. ii) bacia Officer oriental. 1986.. 1986.18-pentametileicosano (C25) e C30 (esqualano) isoprenóide. Conceituada menção são margens continentais do sudoeste de Porto Rico e Belize oriental e o Golfo de Aden. esses estão em maior concentração nas amostras de ambiente evaporítico.10. 1981). 1984 Palacas et al. Zumberge. com dominância de componentes C30. .S. U. além de gamacerano.A. Ni/Ni + V = 0 variando entre 0. Austrália e iii) bacia do sul da Flórida. Embora as amostras de ambos os grupos contenham β-caroteno. sendo um n-alcano superior preferencial. McKirdy et al. mas menor C30 αβ hopano e concentrações de esteranos (Mello et al.6. vii) alta abundância relativa de 28. ii) abundância relativa similar do 4-metil esterano. Exemplos contemporâneos registrados na literatura são poucos.63 querogênios dos tipos I e II (Índice de Hidrogênio superior a 557 mg Hc/g carbono orgânico) (Mello et al.3). ii) a maior abundância relativa de esteranos regulares C30 e terpanos triclínicos superiores ao C35. presumivelmente refletindo essa característica extremamente salina (Mello et al. 1984. iii) dominância de fitano sobre pristano... longa cadeia 2. As características geoquímicas e moleculares deste ambiente são muito similares às do Grupo IIIEvaporítico (Mello et al. São características comuns a esses dois ambientes.28. Elas também mostram algumas das feições que caracterizam amostras derivadas de carbonatos.oleanano e alta abundância relativa de um C24 terpano tetracíclico.(2009).4% para óleos e 0. junto com um elevado conteúdo ceroso (Mello et al. As amostras deste ambiente podem ser diferenciadas de outros grupos usando marcadores diagnósticos próprios. 1988). e conteúdo de enxofre (superior a 0.7% para rochas). alta abundância relativa de C30 . associado a querogênio do tipo II/III (índice de hidrogênio superior mg Hc/g carbono orgânico) (Mello et al. São observadas feições que sugerem o estabelecimento de um ambiente deltáico sobre uma plataforma marinha carbonática (Mello et al..0). ocorrendo na parte oriental da margem continental (Figura 26). As rochas geradoras contêm moderado a alto carbono orgânico (COT superior a 7.MARINHO DELTÁICO (INFLUÊNCIA DA LITOLOGIA CARBONÁTICA) As rochas geradoras e óleos deste grupo são confinados a sequências do Terciário.2%) e elevado potencial gerador de hidrocarbonetos (superior a 26 kg Hc/ton de rocha).5 GRUPO V . especialmente a presença de 18α (H). por serem específicos para altas contribuições de organismos. 1988).64 Figura 25: Fingerprint de um óleo associado a paleoambiente marinho carbonático. predominância de n-alcanos. Fonte: Triguis et al. alta razão V/Ni (disponível somente para óleos). tais como baixa razão pristano/fitano. 1988)... 8. baixa razão hopano / esterano (0.5-3. delta Mahakam. desde que estejam combinadas. VIVII) (Mello et al. e deltas do Ganges e Indus.28. 1988). 1983..b). A elevada abundância relativa de diasteranos nas rochas geradoras investigadas (as quais são imaturas. e delta do Congo. 1988). duas outras feições de amostras do grupo V são a virtual ausência de 28.55%). na Indonésia (Pillon et al. na Nigéria. Fonte Triguis et al. Figura 26: Fingerprint de um óleo associado a paleoambiente marinho deltaico. dominância de C35 hopanos sobre C34 correspondentes.. no Brasil. Nigéria (Ekweozor et al. além de uma abundância similar relativa de esteranos com baixo peso molecular (Mello et al.30-trisnorhopano e de porfirínicos (Mello et al. %Ro em torno 0. (2009)... Indonésia (Grantham et al. Talvez quais feições estejam relatadas para uma diminuição na anoxia do ambiente como resultado do aporte de águas oxigenadas trazendo altas porções de minerais de argila e restos de matéria orgânica associados a sistemas de canais (contraste com grupos II-IV. .65 esteranos. delta do Amazonas. Análogos modernos de ambientes deltaicos são o delta do Níger. supõem uma hipótese. bacia de Angola (Connan et al. Dignas de nota. 1986). 1980) e delta Mahakam. mesmo com os efeitos catalíticos dos minerais argilosos ácidos (Rubinstein et al. 1988).. 1988). 1979 a. 1975).30-bisnorhopano e 25... Estas feições dão suporte à idéia do estabelecimento de um ambiente deltáico sobre uma plataforma carbonática. Algumas feições similares às de amostras do grupo V têm sido relatadas para algumas amostras do delta do Níger. no Oceano Índico (Demaison & Moore.. acredita-se surgirem da redução do reajuste de produtos dos esteranos. e em alguns casos nas frações alcano (Mello et al. presença de β-caroteno. Ceará. na Califórnia (Katz & Elrod.5%o). respectivamente). e muito menor abundância relativa de diasteranos (Mello et al. As feições geoquímicas e moleculares dessas amostras são similares às de amostras marinhas carbonáticas.. COM As rochas sedimentares deste grupo. com razão Ni/Ni + V = 0 variando de 0.30-bisnorhopano (superior a 120 ppm) e 25. sedimentos do Cenomaniano/Turoniano do Oued Bahloul. nos cromatogramas massa. 1984..3 a 0...30-trisnorhopano (superior a 130 ppm). As amostras do grupo VI também possuem altas concentrações de níquel (superior a 1700 ppm) e vanádio (superior a 4000 ppm) porfirínico. entretanto.MARINHO ALTAMENTE DOMINÂNCIA DA LITOLOGIA CALCÁREA ANÓXIDO. distribuem-se ao longo da margem continental. alta abundância relativa de C30 esteranos.. e folhelhos pleistocênicos e jurássicos da plataforma continental norueguesa. Em muitos casos. relacionado a querogênio do tipo II (índice de hidrogênio superior a 550 mg Hc/g carbono orgânico) (Mello et al.. dominância de C35 hopanos sobre esses C34 em contrapartida.. Exemplos de ambientes análogos antigos estão na formação Monterey. 1983. Sergipe/Alagoas e Campos. 1983). 1982. 1988) foram obtidas das bacias do Amapá. valores δ13C relativamente pesados (em torno de 27. Mar do Norte (Rullkotter et al. Elevadas abundâncias desses compostos têm sido associadas à presença de altas condições marinhas anóxidas (Rullkotter et al. 1987). 1983). predominância de n-alcanos. Curiale et al. Potiguar.66 8. . 1988).. Outra feição de todas as amostras neste grupo é a alta abundância relativa de esteranos C29. 1985). 1988)..28. As amostras de rocha investigadas por (Mello et al. muitas abundâncias relativas e concentrações de 28. Geralmente elas contêm moderado a alto carbono orgânico (COT superior a 5%) e um elevado potencial gerador de hidrocarbonetos (superior a 20kg Hc/ton de rocha). Katz & Elrod. Tunisia e Danish Grabén Central. estes compostos geram picos maiores em m/z 191 e 177. 1988). As similaridades incluem teores de enxofre significantes e elevados conteúdos carbonáticos (superiores a 0.6 GRUPO VI . com idade Turoniana a Santoniana. 1988). As feições mais notáveis dessas amostras são.9) (Mello et al. Mar do Norte (Farrimond. Volkman et al. menor razão pristano/fitano.5% e 48%. 4%) e um elevado potencial gerador de hidrocarbonetos (superior a 17kg Hc/ton de rocha).. depositadas entre o Aptiano e o Oligoceno.MARINHO ANÓXIDO. 1988). feições geoquímicas e moleculares dessas amostras podem essencialmente ser consideradas como características de muitas das maiores feições diagnósticas de outros ambientes deposicionais que não estão presentes (Mello et al. Oxfordiano e Kimmeridgiano no Mar do Norte e os folhelhos Toarcianos do sudoeste da Alemanha e bacia de Paris. 1986). 1988). pristano sempre mais alto que fitano. Análogos antigos deste ambiente são os do Liassico. relacionado a um querogênio do tipo II (índice de hidrogênio superior a 368 mg Hc/g carbono orgânico) (Mello et al.5 a 3... Somente rochas foram estudadas.. 1980).. Sergipe/Alagoas e Espírito Santo (Mello et al. De acordo com interpretações.. 1988). alta abundância relativa de diasteranos e esteranos C30.7 GRUPO VII . 8. Em geral. 1980). ocorrem em algumas áreas de bacias marginais. COM PREDOMINÂNCIA DE LITOLOGIA SILICICLÁSTICA As rochas desta sequência. Exemplos contemporâneos documentados são áreas do oceano Índico e Mar Negro (Demaison & Moore. concentrações médias de esteranos e hopanos (razões hopano/esterano variando de 1. 1988). 1984. Moldowan et al. 1980. oceano Índico e na plataforma sudoeste africana (Demasion & Moore. concentrações de pregnanos e homopregnanos relativamente altas e significativas concentrações de níquel (superior a 800 ppm) e vanádio (superior a 130 ppm) porfirinas na maioria das amostras (Mello et al. Elas são vistas nas bacias do Ceará. França (Mackenzie et al.0). As principais feições geoquímicas e moleculares são a predominância de n-alcanos de menor peso molecular.67 Exemplos contemporâneos são áreas de poços na plataforma continental peruano. . eles contêm moderado a alto carbono orgânico (COT superior a 4. principalmente as que estão imaturas. geograficamente contínuas. Desses estágios. Com base no estudo dessas seqüências. em geral. Analisando-se a sucessão sedimentar das diversas bacias das margens leste e equatorial brasileira.68 9. Os dois primeiros. O estágio pré-rifte está provavelmente relacionado ao soerguimento crustal resultante do aquecimento induzido pela presença de hotspots (pontos quentes) no Gondwana central. relacionadas aos dos processos que culminaram com a ruptura do Gondwana a partir do final do Jurássico (Lima & Junior. AMBIENTE GERADOR DE BACIAS DA MARGEM LESTE BRASILEIRA 9. em geral associadas às bacias intracratônicas. ocorreu entre o final do Jurássico e o início do Cretáceo (Berriasiano a Valanginiano) (Lima & Junior. não ocorrem necessariamente (Lima & Junior. relacionadas a estágios evolutivos termomecânicos distintos. cinco estágios tectônicos foram diferenciados nessas bacias: sinéclise. bem como a intensidade de soerguimento. transicional e deriva (Lima & Junior. causando sua posterior ruptura (Lima & Junior. pré-rifte. grandes semelhanças quanto à evolução tectônica e história do preenchimento sedimentar. A ação desses hotspots auxiliou o enfraquecimento crustal da junção entre as placas sul-americana e africana. de uma forma geral. . Essas semelhanças devem-se à gênese comum. porém. embora tenha-se também aproveitado das antigas depressões relacionadas às sinéclises paleozóicas. 2003). 2003). 2003). O estágio de sinéclise corresponde às sucessões sedimentares relacionadas ao preenchimento de grandes depressões. rifte. 2003). O início ou final desse estágio. os três últimos correspondem àqueles que ocorrem sucessivamente em bacias que evoluem de uma fase rifte para uma fase de deriva (margem passiva). que não é o caso das bacias estudadas neste trabalho. 2003).1 EVOLUÇÃO TECTÔNICA DAS BRASILEIRA E OESTE AFRICANA MARGENS LESTE As bacias marginais brasileiras compartilham. sinéclise e pré-rifte. observa-se que o pacote sedimentar existente nessas bacias poderia ser agrupado em seqüências geneticamente correlatas. variou de um local a outro. 100 Ma) (Lima & Junior. relacionadas a falhas de transferência (Lima & Junior. ocorrida no final do Proterozóico (Lima & Junior. A rotação diferencial das placas sul-americana e africana. 2003). estando. gerando os riftes estreitos e alongados que ocuparam essa área (Lima & Junior. Durante o estágio rifte. foi bastante mais complexa na margem equatorial. bem como pelos principais lineamentos e falhas existentes na região (Lima & Junior. 2003). o início do rifte foi mais ou menos simultâneo. 2003). desenvolveu-se condicionado aos alinhamentos derivados da orogenia brasiliana. entre o Barremiano e o final do Albiano (130 . a sedimentação consistiu praticamente na colmatagem da calha gerada pelos falhamentos novos ou reativados pelos esforços distensivos que aconteceram ao longo da atual margem continental brasileira.69 No estágio rifte. nota-se que praticamente todo o litoral leste brasileiro. mais rápida a sul. distinta nas bacias situadas mais ao sul (bacias do Espírito Santo a Pelotas). 2003). Nesta região. Nas bacias da margem leste. 2003). A propagação da ruptura. onde o estiramento crustal esteve associado a vulcanismo basáltico. contudo. Várias calhas (bacias distintas) eram internamente compartimentadas em blocos altos (horsts) e baixos (grabens). ocorrendo entre o Berriasiano e o Valanginiano (145 – 135 Ma. A evolução crustal foi. que condicionaram a sedimentação em seu interior (Lima & Junior. A evolução da ruptura continental esteve condicionada às direções estruturais impostas pelo arcabouço dos crátons e das faixas móveis que serviram de embasamento às bacias. finalmente. a distensão atingiu o limite elástico da crosta e. ocasionou compressão e distensão localizada na margem equatorial. 2003). conduziu à ruptura da placa litosférica. desde o Rio Grande do Sul até a Bahia. que ocorreu preferencialmente de sul para norte na margem leste. as principais feições estruturais são paralelas à costa. 2003). muitas vezes. foi responsável pela reativação tectônica das estruturas brasilianas. O tectonismo de idade eocretácea. 2003). causadas pela reativação do complexo sistema nordestino de lineamentos e falhas de direção predominante leste-oeste e nordeste-sudeste (Lima & Junior. já na fase rifte. início do Cretáceo) (Lima & Junior. o rifteamento ocorreria mais tarde. . Analisando-se a atual margem continental. conhecido como "Reativação Wealdeniana". Nas bacias da margem equatorial. de modo que o influxo de água restrito e as altas taxas de . na África: a cadeia de Rio Grande-Walvis (Figura 27) (Lima & Junior.70 O progresso da separação entre as placas sul-americana e africana permitiu a entrada intermitente de água marinha no estreito e alongado golfo moldado ao final da fase rifte. Esse alto atuou como uma barreira à comunicação efetiva entre o oceano Atlântico Austral e o golfo Brasil-África. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP. 2009). 2003). O influxo de água marinha no golfo do proto-oceano Atlântico esteve controlado por uma importante feição estrutural que hoje estende-se entre o litoral sul do Brasil e a costa da Namíbia. Figura 27: Reconstituição paleogeográfica do Atlântico Sul durante o final do Aptiano. Essa incursão marinha marcou o início do estágio transicional. exibindo as principais feições topográficas do fundo oceânico. Iniciou-se. Esse estágio começou mais cedo também nas bacias da margem leste. 2003). a cadeia de Rio Grande-Walvis teve seu papel progressivamente reduzido no controle das incursões marinhas para o golfo. então. Figura 28: Fisiografia atual da região oceânica. 2003). . mas taxas de sedimentação ainda altas ocorreram no início desta fase devido à subsidência térmica (Lima & Junior. o estágio de deriva continental (Lima & Junior.71 evaporação existentes devido ao clima quente então vigente favoreceram a concentração dos sais nesses mares (Lima & Junior. 2003). Nas bacias da margem equatorial ocorreu entre o final do Aptiano e o Cenomaniano (Lima & Junior. Assim permitiu-se o acúmulo de uma espessa seqüência evaporítica. de modo que estas assumiram caráter permanente (Figura 28). A cadeia Rio Grande-Walvis. Com o avanço da separação entre as placas sul-americana e africana. A fase transicional caracteriza-se por uma diminuição dos falhamentos por distensão crustal. ocorrendo predominantemente durante o Aptiano. hoje descontínua. que exerceu grande influência na evolução tectono-sedimentar subseqüente dessas bacias. 2003). Fonte: Lima & Júnior (2003). teve importante papel no controle das incursões marinhas durante o Aptiano. inibiu posteriormente a gênese e deposição carbonática. de modo que as seqüências sedimentares evoluíram para um sistema predominantemente siliciclástico que persiste até hoje (Lima & Junior. 9. climática e hidrológica da bacia. Devido a maior suscetibilidade das bacias lacustres às mudanças ambientais.72 O estágio de deriva foi inicialmente marcado.2 EXEMPLOS DE ROCHAS GERADORAS NAS BACIAS DA MARGEM LESTE BRASILEIRA Amostras de rocha ricas em matéria orgânica de origem lacustre são responsáveis por mais de 90% das reservas de petróleo do Brasil. nas bacias marginais. salinidade e temperatura. Como reflexo da complexidade e variedade de ambientes encontrados nas bacias lacustres. diversos modelos de formação de rochas geradoras têm sido propostos nas últimas décadas. A produção e a preservação da matéria orgânica nos sistemas lacustres são condicionadas por uma série de fatores. A utilização de parâmetros geoquímicos integrados a dados geológicos constitui uma poderosa ferramenta para reconstrução da evolução paleoambiental dessas bacias. destacam-se exemplos de rochas geradoras nas Bacias da Margem Leste Brasileira e características geológicas e geoquímicas: . 2003). pelo desenvolvimento de amplas plataformas carbonáticas. Na Tabela 2. O progresso da separação. rochas geradoras de petróleo lacustres tendem a apresentar variações laterais e verticais de fácies e de características geoquímicas mais abruptas do que as apresentadas por aquelas de origem marinha. que influem no padrão de estratificação os quais por sua vez dependem da história tectônica. tais como o padrão de estratificação da coluna d’água. associado às modificações climáticas induzidas pelo extenso oceano gerado. Marinho Folhelhos da Fm.6% 900 Tipos I e II Folhelhos lacustrinos do Cretáceo Inferior e margas da Fm.73 Tabela 2: Características geológicas e geoquímicas das rochas geradoras na margem leste brasileira. Lagoa Feia (Cretáceo Inferior). Regência.8% > 650 Tipo II Fm Urucutuca e Fm Regência (Albiano). Fm Cricaré. Bacias COT IH (mgHc/g COT) Camamu 4 – 5% 200 . Marinho . Marinho Incursões marinhas Lacustre Campos 2 . Imbé (“Cone”).300 Tipo I Sedimentos lacustres de água doce Rio da Serra a Jiquiá Eocretáceo (~143-123 Ma). Cenomaniano/Turoniano (~120-140 Ma). 2011). Itajaí-Açu (influência de sedimentação carbonática). Folhelhos lacustres Pelotas Média 4. Barremiano e Aptiano (~127-123 Ma). Albiano/Cenomaniano (~112-95 Ma). Permiano. Marinho Espírito Santo 2 . principal intervalo gerador/ Membro Sernambi (Barremiano/Eoaptiano).5% 200 Tipo II Folhelhos marinhos da Fm. Lacustre Alcalino Santos 2 .2% > 400 Tipo I da fase rifte. 1 – 4% MO Rochas Geradoras Idade da Rocha Geradora Tipo de Ambiente Deposicional Lacustre Cumuruxatiba até 300 Tipo II Margas e folhelhos calcíferos marinhos da Fm. Aptiano e final do Cretáceo inferior (~120-113 Ma). Folhelhos da Fm. Fonte: Modificado de Notas de Aulas de Geologia do Petróleo (Silva. Irati (Permiano). Fm Mariricu/ Membro Mucuaí (Neoaptiano). Aptiano. Albiano (~112-100 Ma) Neo-Aptiano (~121-112 Ma) Barremiano/Eoaptiano (~130-123 Ma). De acordo com a empresa Petrobrás (2011). As rochas geradoras podem ser folhelhos prodeltaicos (eocênicos-oligocênicos). depositados antes da progradação de grandes deltas oligomiocênicos. British Petroleum (hoje BP-Amoco) e Texaco já somam cerca de 8 bilhões de barris de reservas (Brazilian Journal of Geophysics. Uma série impressionante de descobertas feitas por companhias como a Elf e a Total (hoje TotalFinaElf). Brasil. 2000).. 1990). relacionados a depósitos anóxicos do Cenomaniano/Turoniano. está localizada em área foco de atuação para a empresa – a Costa Oeste da África. o único campo em produção atualmente em lâminas d’água superiores a 600m encontra-se na Guiné Equatorial (Campo de La Ceiba).3 EXEMPLOS DE ROCHAS GERADORAS NAS BACIAS DA MARGEM OESTE AFRICANA Rochas geradoras lacustres são responsáveis pela origem de uma parcela significativa das reservas de petróleo em várias regiões do mundo (e. a exemplo do delta do Niger.g. oeste da África e Austrália. Costa do Marfim e Mauritânia). Sumatra. A costa oeste da África. 2000). cobertos igualmente por progradações deltaicas oligomiocênicas. China. completa o chamado “triângulo dourado das águas profundas” (Brazilian Journal of Geophysics. da costa oeste africana a maioria dos sistemas petrolíferos ativos são deltaicos. notadamente nas águas profundas de Angola (delta do Congo) e Nigéria (delta do Niger). A bacia costeira do Gabão. ou folhelhos marinhos. Congo. 2000) Nas águas profundas e ultraprofundas. sendo operado pela pequena companhia Triton (Brazilian Journal of Geophysics. . por exemplo. Indonésia. também se destacam (Brazilian Journal of Geophysics. Esso (hoje ExxonMobil). 2000) Outras áreas em franco desenvolvimento no número de descobertas e na perspectiva de entrada em produção de campos de petróleo em águas profundas como Trinidad Tobago e outros países da África Ocidental (Guiné Equatorial. há semelhanças entre as bacias sedimentares da Costa Oeste da África e da Margem Leste do Brasil.74 9. tais como os deltas do Orinoco (Trinidad Tobago) e do Congo (Angola/Congo). Entretanto. Katz. A costa africana. por razões geológicas. uma barreira vulcânica impediu a continuação da formação da camada de pré-sal no Sul do país e na Argentina. é área de estruturas excepcionais abaixo do pré-sal e. Benin. Acredita-se que possam existir grandes reservas de petróleo no pré-sal na costa Oeste da África. uma parte do pré-sal ficou na costa brasileira e a outra. com grandes expectativas de que existam reservas significativas de petróleo. O Atlântico formou-se posteriormente com a oceanização deste golfo. parte do Hemisfério Sul era um só. semelhante ao Mar Vermelho atual. com a América do Sul e a África unidos em um só bloco. por isso. entre Pernambuco e Santa Catarina. Há cerca de 120 milhões de anos as duas regiões começaram a se separar. Na época. O golfo se formou na costa brasileira. onde haveria reservas significativas de petróleo também abaixo da camada de sal. É possível que as rochas geradoras destes ambientes possuam similaridades (Figura 29). Como resultado do processo de fragmentação do Gondwana. Abaixo observa-se alguns exemplos de ambientes deposicionais entre as costas leste brasileira e oeste africana (Angola). nas proximidades das ilhas de São Tomé e Príncipe. Foi a partir de então que começou a se formar a camada de sal. Há cerca de 150 milhões de anos. sobrepondo-se a pacotes sedimentares. Nesta região. . que estão em constante movimento. os blocos do pré-sal na Bacia de Santos estão de frente para a bacia de Angola no continente africano. contendo rochas propícias à formação de hidrocarbonetos (petróleo ou gás natural).75 A região apresenta estruturas geológicas consideradas comparáveis àquelas encontradas no Brasil e possui potencial para a descoberta de expressivos volumes de petróleo em áreas localizadas em águas profundas. em determinado momento se formou um golfo.. a Petrobras já está presente em Angola. (ao se separarem. em Santa Catarina. Os olhos das gigantes corporações petrolíferas estão se voltando para a costa Oeste da África. na costa africana) com a movimentação das placas tectônicas. formou-se a camada de sal. Namíbia e Nigéria. numa área idêntica à existente no Brasil. Ao longo do período de separação dos dois continentes. Na altura de Florianópolis. . 2009). Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP.76 Figura 29: Correlação de rochas geradoras da Costa Leste Brasileira e Costa Oeste Africana. Eval. Ela é a matéria prima para geração de hidrocarbonetos. O objeto de estudo da geoquímica orgânica do petróleo é a sua gênese.CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES A geoquímica orgânica do petróleo caracteriza-se pela utilização integrada dos métodos e técnicas da química orgânica e da geologia. Com esta finalidade. pois a costa oeste africana apresenta estruturas geológicas consideradas comparáveis àquelas encontradas no Brasil. com a América do Sul e a África unidos em um só bloco. Os olhos das gigantes corporações petrolíferas estão se voltando para a costa Oeste da África. Há cerca de 120 milhões de anos as duas regiões começaram a se separar. cuja compreensão possui grande impacto na exploração de uma bacia sedimentar. que estão em constante movimento. uma parte do pré-sal ficou na costa brasileira e a outra. contribuindo para a exploração de petróleo. . Índice de Coloração dos Esporos) bem como técnicas geoquímicas qualitativas e quantitativas (parâmetros de Pirólise Rock . estudando assim a quantidade. existem semelhanças entre as bacias sedimentares da Costa Oeste da África e da Margem Leste do Brasil. parte do Hemisfério Sul era um só. a qualidade e o nível de maturação da matéria orgânica. (ao se separarem. numa área idêntica à existente no Brasil. sendo necessário que se compreenda sua evolução desde a sua incorporação às rochas até sua transformação térmica em petróleo e/ou gás natural. Conforme mencionado ao longo do texto. que é um ramo bastante especializado da indústria do petróleo. são utilizadas técnicas para caracterização de rochas geradoras. Há cerca de 150 milhões de anos.77 10. Os dois objetivos principais da geoquímica orgânica do petróleo são a determinação de parâmetros para a avaliação do potencial gerador em uma bacia sedimentar e a análise geoquímica do óleo. A evolução da matéria orgânica é tratada pela geoquímica orgânica do petróleo. conteúdo de carbono orgânico total – COT e caracterização dos biomarcadores). Acredita-se que possam existir grandes reservas de petróleo no pré-sal na costa Oeste da África. onde haveria reservas significativas de petróleo também abaixo da camada de sal. possuindo potencial para a descoberta de expressivos volumes de petróleo em áreas localizadas em águas profundas. Utilizam-se técnicas petrográficas de avaliação óptica (Reflectância da Vitrinita. na costa africana) com a movimentação das placas tectônicas. identificando os estratos que lhe deram origem. por razões geológicas. 78 A constatação de uma rocha geradora numa bacia sedimentar constitui o principal elemento de um sistema petrolífero e a ausência dela inviabiliza totalmente a exploração de hidrocarbonetos. Assim. . recomenda-se estudos e pesquisas nessas regiões para que se descubram e se desenvolvam grandes acumulações petrolíferas. gerando riquezas e desenvolvimento para os países que detêm as respectivas áreas. 1988.. 11. LEVACHE D. ALGABA J. L. Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro.. Org. CLAVELL E. Oxford. situação atual e perspectivas. thesis. RH/UP/ECTEP. Pergamon Press.REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS APOSTILA INTERNA DO CURSO DE FORMAÇÃO DE GEOLOGIA DO PETRÓLEO. Petroleum geochemistry of the Tarragona Basin (Spanish Mediterranean off – shore). Ph.. CONNAN J. D. 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