EVOLUÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA: DA ORIGINAL AOS

V ENCONTRO DE PROFESSORES DE GEOCIÊNCIAS DO ALGARVE
VILA REAL DE SANTO ANTÓNIO – OUTUBRO DE 2004
EVOLUÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA: DA ORIGINAL AOS CARVÕES E PETRÓLEO
Paulo Fernandes
Universidade do Algarve – Faculdade de Ciências do Mar e Ambiente
Campus de Gambelas
( [email protected] )
A matéria orgânica é um constituinte ubíquo em praticamente todos os sedimentos modernos e nas
rochas sedimentares. Pode ser encontrada concentrada, por exemplo, na forma de petróleo, carvão,
hidratos de metano, ou disseminada nos sedimentos, formando um constituinte menor (normalmente menos de 1%). Toda a matéria orgânica presente nos sedimentos e rochas pode ser dividida em
duas partes: querogénio e betumes. O querogénio é a “fracção da matéria orgânica sedimentar que é
insolúvel nos solventes orgânicos comuns”, enquanto que os betumes correspondem à fracção solúvel. O querogénio não é uma substância orgânica com uma composição química bem definida pois
inclui matéria orgânica derivada das áreas continentais e dos ambientes marinhos, que apresentam
diferentes composições químicas iniciais. A definição de querogénio também não tem em conta o
estado de biodegradação da matéria orgânica nem o seu grau de maturação. O querogénio inclui
toda a matéria orgânica presente nas rochas, sedimentos modernos e solos. Betumes são produtos
orgânicos secundários derivados de transformações do querogénio relacionadas com mudanças de
temperatura e pressão que ocorrem nas bacias sedimentares por acção dos processos de subsidência.
Os betumes incluem os hidrocarbonetos líquidos, como o petróleo, e outros hidrocarbonetos sólidos.
Nas rochas sedimentares, o querogénio pode ser isolado por métodos químicos que dissolvem a matéria mineral mas que não afectam ou modificam a composição química e as propriedades físicas da
matéria orgânica. Pelo estudo das propriedades químicas e físicas que ocorreram nos resíduos orgânicos, ou resíduos de querogénio, é possível determinar o grau de maturação e o potencial gerador
de hidrocarbonetos das rochas sedimentares
Carvões e petróleo, os principais combustíveis fósseis, resultam das transformações químicas e físicas que ocorrem no querogénio relacionadas com mudanças de temperatura e pressão durante a
evolução das bacias sedimentares. Contudo, a formação destes combustíveis fósseis está dependente, principalmente, da composição, qualidade e quantidade da matéria orgânica inicial, ou percursora, presente nos sedimentos. Estas características da matéria orgânica percursora, por seu lado, estão
intimamente relacionadas com o tipo de ambientes sedimentares onde se acumula.
Os carvões resultam da compactação e alteração de restos de plantas devido ao aumento da temperatura e pressão à medida que ocorre subsidência em bacias sedimentares continentais ou marinho
marginais (por exemplo, deltas). Os constituintes orgânicos dos carvões são os macerais. Os macerais são, essencialmente, componentes de origem botânica e encontram-se separados em três grupos: o grupo da vitrinite, o grupo da inertinite e o grupo da exinite – liptinite. A diferenciação dos
diferentes grupos de macerais é feita através do microscópio de reflexão em amostras com superfícies polidas e tem em consideração propriedades, tais como: a cor, a forma, o relevo, a dureza e
principalmente, a reflectividade.
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VILA REAL DE SANTO ANTÓNIO – OUTUBRO DE 2004
O grupo da vitrinite inclui os constituintes botânicos formados por lenhina e celulose que evoluíram
por gelificação em condições essencialmente anaeróbias durante as primeiras fases do processo de
incarbonização. O grupo da inertinite também é formado por constituintes lenhino – celulósicos
mas que evoluíram por fusinização em condições oxidantes (aeróbias). O grupo da exinite – liptinite
inclui constituintes botânicos estruturados, tais como, esporos, pólenes, cutículas, algas e resinas,
que apresentam uma composição química idêntica e possuem uma evolução semelhante durante o
processo de incarbonização. Devido às mudanças regulares observadas nas propriedades de reflectância dos macerais do grupo da vitrinite durante o processo de incarbonização, este constitui o parâmetro óptico mais importante usado para determinar o rank dos carvões (lenhites, carvões sub-betuminosos, carvões betuminosos e antracites) e o grau de maturação orgânica das rochas nas sucessões sedimentares.
As principais transformações químicas que ocorrem nos macerais durante o processo de incarbonização (aumento do teor em carbono e diminuição dos componentes voláteis, principalmente, oxigénio e hidrogénio) são graduais e acompanhados por variações das propriedades físicas (reflectância
da vitrinite, fluorescência e cor dos macerais). Embora estas transformações sejam consideradas
graduais, são reconhecidos quatro pontos onde as propriedades dos macerais mudam rapidamente.
Estes quatro pontos são conhecidos como saltos de incarbonização e estão também correlacionados
com as principais fases de produção de hidrocarbonetos. O primeiro salto de incarbonização ocorre
quando os carvões possuem 80% de carbono, 43% de matéria volátil e um poder reflector médio da
vitrinite de 0,5%. Este salto coincide com o início da produção de hidrocarbonetos líquidos (início
da janela do petróleo). O segundo salto de incarbonização ocorre quando os carvões possuem 87%
de carbono, 29% de matéria volátil e um poder reflector médio da vitrinite de 1,5%. Este salto é caracterizado pelo desaparecimento das propriedades de fluorescência dos macerais do grupo da exinite – liptinite e pelo fim da janela do petróleo e início da produção de metano termogénico. O terceiro e quarto saltos de incarbonização ocorrem a poderes reflectores médio da vitrinite de 2,5% e
3,7%, respectivamente. Caracterizam-se por perdas suplementares em matéria volátil, especialmente, hidrogénio sob a forma de metano e aceleração das reacções que produzem condensação dos
anéis aromáticos dos macerais do grupo da vitrinite.
Hunt (1996) define uma rocha mãe de hidrocarbonetos como “qualquer rocha que têm a capacidade
de gerar e expelir quantidades suficientes de hidrocarbonetos para formar uma acumulação de petróleo ou gás”. Na determinação do potencial gerador de hidrocarbonetos das sucessões sedimentares, pelo menos três factores devem ser considerados: quantidade, qualidade e grau de maturação da
matéria orgânica.
A quantidade de matéria orgânica presente nos sedimentos ou nas rochas sedimentares pode ser determinada geoquimicamente, sendo normalmente apresentada como valores de Carbono Orgânico
Total (ou TOC – total organic carbon). Os valores de TOC variam consideravelmente com a litologia, os valores mais elevados são encontrados em argilitos negros (black shales) e os valores menos
elevados em arenitos. Os valores de TOC, normalmente, aceites como mínimos para uma rocha silto – argilosa ser considerada como uma rocha mãe de hidrocarbonetos varia entre 1% a 1,5% de
TOC.
A qualidade do querogénio presente nas rochas pode ser estudada geoquimicamente ou através de
métodos petrográficos. Geoquimicamente, o querogénio pode ser diferenciado, e o seu potencial
gerador de hidrocarbonetos caracterizado, por análises químicas elementares, geralmente, com base
nas razões hidrogénio/carbono (H/C) e oxigénio/carbono (O/C). Atendendo às variações dos valores
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destas razões durante o processo de maturação, é possível diferenciar quatro tipos diferentes de querogénio: tipo I, II, III e IV. Atendendo a esta classificação, o factor mais importante que controla a
génese dos diferentes hidrocarbonetos, petróleo ou gás, é o conteúdo inicial em hidrogénio da matéria orgânica percursora. O querogénio de tipo I é rico em hidrogénio que se encontra presente na
matéria rica em lípidos, sendo a sua origem, essencialmente, material de algas, quer marinhas quer
lacustres. Este tipo de querogénio têm um elevado potencial para gerar petróleo, contudo, é raro no
registo geológico. O tipo II apresenta uma composição intermédia e deriva de material de algas (fitoplâncton e zooplâncton) como também de material de origem continental rico em lípidos, como
são os esporos e os pólenes. Este tipo de querogénio é o que se encontra presente na grande maioria
das rochas mãe de petróleo. O querogénio de tipo III apresenta valores de hidrogénio baixos e é rico
em compostos orgânicos aromáticos derivados de plantas superiores apresentado por isso, um maior
potencial para gerar gás do que petróleo em relação aos tipos anteriores. O querogénio de tipo IV
apresenta um potencial muito baixo para gerar hidrocarbonetos, quer seja petróleo ou gás. Este tipo
de querogénio é formado, essencialmente, por matéria orgânica remobilizada ou altamente oxidada
derivada de ambientes marinhos ou continentais.
A qualidade do querogénio, portanto a sua capacidade para gerar hidrocarbonetos, pode ainda ser
avaliada através de métodos petrográficos. As classificações petrográficas do querogénio são baseadas na aparência da matéria orgânica em luz transmitida e derivaram de classificações iniciais da
matéria orgânica propostas pelos palinólogos. Uma das classificações mais comuns, pois está correlacionada com o potencial gerador de hidrocarbonetos, é a de Bujak et al. (1977). Esta classificação
divide os componentes do querogénio em quatro grupos morfológicos: melanogénio, firogénio, hilogénio e amorfogénio. O melanogénio corresponde a material orgânico opaco sendo correlacionado com os macerais do grupo da inertinite e com o querogénio tipo IV. Este grupo apresenta um potencial muito limitado, ou nenhum, para gerar hidrocarbonetos. Firogénio é toda a matéria orgânica
estruturada não opaca de natureza não lenhino – celulósica e incluiu esporos, pólenes, dinoflagelados, etc. Este grupo morfológico correlaciona-se com os macerais do grupo da exinite – liptinite e
com o querogénio de tipo II. O grupo do hilogénio consiste em material orgânico não opaco estruturado de natureza lenhino – celulósica. Pode ser correlacionado com os macerais do grupo da vitrinite e o querogénio de tipo III. O amorfogénio, normalmente referido como matéria orgânica amorfa
(MOA), é toda a matéria orgânica não estruturada e não organizada, que pode estar finamente disseminada ou coagulada em massas. Este grupo correlaciona-se com certos macerais do grupo da
exinite – liptinite e com o querogénio tipo I. O firogénio e o amorfogénio são considerados como
geradores de petróleo, enquanto que o hilogénio é considerado como gerador de gás.