Rochas Geradoras e seus exemplares nas Bacias da - TWiki

Figura 1Figura 2Figura 3Figura 4Figura 5Figura 6Figura 7Figura 8Figura 9Figura 10Figura
11Figura 12Figura 13Figura 14Figura 15Figura 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.
v
AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus por ter conseguido chegar até este tão esperado momento da minha vida,
minha graduação em Geologia e por ter me concedido saúde, perseverança, persistência, por
ter me dado forças para lutar e por ter iluminado o meu caminho nesta dura caminhada,
durante esses anos de muita dificuldade, lutas, renúncias e erros, na tentativa de sempre
acertar.
Agradeço a minha família, por todo o apoio, dedicação, amor e paciência cedidos ao longo
destes anos. Em especial aos meus pais: Elza e Levi e a minha irmã Joanita.
Aos mestres, tão importantes para minha formação, em especial, a Hailton, Ângela,
Simone, Flávio, Roberto Rosa, Olívia, Johildo, Tânia, Reginaldo, Haroldo Sá, Amalvina,
Tânia, Félix, Amim Bassrei e Lamark (in memoriam).
Aos funcionários do IGEO, em especial Mércia pela dedicação aos alunos e pela paciência
comigo.
Ao PRH-ANP, em especial, ao professor Cícero da Paixão pela atenção e mesmo não
sendo o meu orientador, o agradeço pelas conversas e idéias compartilhadas.
Aos orientadores Roberto Rosa e Olívia pela orientação deste trabalho, pelos
conhecimentos compartilhados e pela paciência de ambos.
Aos amigos conquistados nesta longa caminhada e que fazem parte da minha vida para
sempre: André Lyrio, Gleice, Mariana, Henrique Assumpção, Acácio, Nelize, Gleide,
Fabiane, Dira, Bianca, Luciano Mata, Milena, Luís Henrique, Rebeca, Valter, Josafá,
Anderson Muniz, Henrique Balogh, Maria Sales, Marília, Renilda, Fernando Cunha, Fábio
Rodamilans, Ana Fábia, Leila Karine, Kátia Abdala, Alex Gomes e a todos que fizeram parte
desta caminhada.
vi
"Antes de julgar a minha vida ou o meu
caráter... calce os meus sapatos e percorra o caminho
que eu percorri, viva as minhas tristezas, as minhas
dúvidas e minhas alegrias. Percorra os anos que eu
percorri, tropece onde eu tropecei e levante-se assim
como eu fiz. E então, só aí poderás julgar. Cada um tem
a sua própria história. Não compare a sua vida com a
dos outros. Você não sabe como foi o caminho que eles
tiveram que trilhar na vida."
Clarice Lispector
vii
RESUMO
Existem semelhanças quanto a evolução tectônica e história do preenchimento sedimentar
entre as bacias marginais brasileiras, devido a gênese comum, resultado da ruptura do
Gondwana. 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. 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. Este trabalho foi desenvolvido através da revisão bibliográfica destacando a
caracterização das rochas geradoras através das técnicas geoquímicas de COT, Pirólise RockEval, Reflectância de Vitrinita, Índice de Alteração Térmica para avaliação do potencial
gerador e maturação da matéria orgânica, como também as técnicas utilizadas para
determinação dos biomarcadores. Complementando este trabalho, serão apresentadas as
rochas geradoras localizadas nas bacias da costa oeste africana a fim de correlacioná-las com
as bacias da costa leste brasileira, estabelecendo as possíveis relações entre as diferentes
rochas geradoras destas bacias hoje separadas pelo Oceano Atlântico.
Palavras-Chave: Rochas Geradoras; Técnicas Geoquímicas; Biomarcadores;
Petróleo.
viii
ABSTRACT
There are similarities in the evolution and tectonic history of sedimentary deposits between
the Brazilian marginal basins, because of their comparable genesis, related to the disruption of
Gondwana. Based evolution, one can infer that there are similarities between the sedimentary
basins in west Africa and eastern of Brazil. 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. This work was developed through a bibliographic review
highlighting the characterization of source rocks by geochemical techniques of TOC, RockEval pyrolysis, vitrinite reflectance, thermal alteration index for assessing the source rock
potential and maturation of organic matter, as well as the techniques used for analyzing
biomarker. Complementing this work, 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.
Key Words: Source Rocks; Geochemical Techniques; Biomarkers; Oil.
ix
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS.............................................................................................................. xi
LISTA DE FOTOS ................................................................................................................xiii
FOTOMICROGRAFIA ........................................................................................................xiii
LISTA DE TABELAS ...........................................................................................................xiii
1.
INTRODUÇÃO ............................................................................................................... 15
2.
OBJETIVO ...................................................................................................................... 16
3.
METODOLOGIA ........................................................................................................... 16
4.
ORIGEM DO PETRÓLEO INORGÂNICA X ORGÂNICA ..................................... 17
5.
SISTEMA PETROLÍFERO ........................................................................................... 19
5.1 AMBIENTES DE PRESERVAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA ............................. 20
6.
CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA DAS ROCHAS GERADORAS .................. 23
6.1 CARBONO ORGÂNICO TOTAL (COT) ..................................................................... 23
6.2 PIRÓLISE DE ROCK-EVAL ........................................................................................ 24
6.2.1 PARÂMETROS OBTIDOS NA PIRÓLISE ........................................................... 26
6.2.2 APLICAÇÃO DOS PARÂMETROS OBTIDOS NA PIRÓLISE .......................... 28
6.2.3 TIPOS DE QUEROGÊNIO ..................................................................................... 30
6.2.4 ESTÁGIOS DE MATURAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA ............................. 34
6.2.4.1 DIAGÊNESE, CATAGÊNESE E METAGÊNESE ......................................... 35
6.2.5 REFLECTÂNCIA DA VITRINITA ........................................................................ 37
6.2.6 ÍNDICE DE ALTERAÇÃO TÉRMICA .................................................................. 41
6.2.7 PERFIL GEOQUÍMICO .......................................................................................... 42
7.
BIOMARCADORES GEOQUÍMICOS ....................................................................... 44
7.1 CROMATOGRAFIA LÍQUIDA DE MÉDIA PRESSÃO (CLMP) .............................. 47
7.1.2 CROMATOGRAFIA GASOSA (WHOLE OIL) ..................................................... 49
7.1.3 – ESPECTROMETRIA DE MASSA ...................................................................... 52
7.1.4 ISÓTOPOS ESTÁVEIS DE CARBONO ................................................................ 54
8. CARACTERIZAÇÃO DOS AMBIENTES DEPOSICIONAIS DAS ROCHAS
GERADORAS ......................................................................................................................... 57
8.1 GRUPO I - LACUSTRINO DE ÁGUA DOCE ............................................................. 58
8.2 GRUPO II- LACUSTRINO DE ÁGUA SALINA ......................................................... 59
8.3 GRUPO III - MARINHO EVAPORÍTICO .................................................................... 60
8.4 GRUPO IV- MARINHO CARBONÁTICO .................................................................. 62
x
8.5 GRUPO V - MARINHO DELTÁICO (INFLUÊNCIA DA LITOLOGIA
CARBONÁTICA) ................................................................................................................ 64
8.6 GRUPO VI - MARINHO ALTAMENTE ANÓXIDO, COM DOMINÂNCIA DA
LITOLOGIA CALCÁREA .................................................................................................. 66
8.7 GRUPO VII - MARINHO ANÓXIDO, COM PREDOMINÂNCIA DE LITOLOGIA
SILICICLÁSTICA ................................................................................................................ 67
9.
AMBIENTE GERADOR DE BACIAS DA MARGEM LESTE BRASILEIRA ...... 68
9.1 EVOLUÇÃO TECTÔNICA DAS MARGENS LESTE BRASILEIRA E OESTE
AFRICANA .......................................................................................................................... 68
9.2 EXEMPLOS DE ROCHAS GERADORAS NAS BACIAS DA MARGEM LESTE
BRASILEIRA ....................................................................................................................... 72
9.3 EXEMPLOS DE ROCHAS GERADORAS NAS BACIAS DA MARGEM OESTE
AFRICANA .......................................................................................................................... 74
10. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ..................................................................... 77
11. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .......................................................................... 79
xi
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Visão microscópica de uma rocha geradora de petróleo. Fonte: Abreu,
(2007). ...................................................................................................................................... 20
Figura 2: Preservação da Matéria Orgânica. Fonte: Notas de Aulas de Geologia do
Petróleo, Silva (2011). .............................................................................................................. 21
Figura 3: Tipos de amostras analisadas geoquimicamente. Fonte: Apostila Interna
do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP, 2009). .............................. 22
Figura 4: Ciclo do carbono orgânico na natureza. Fonte: Abreu, (2007). ................................ 23
Figura 5: Método da Pirólise: Simulação do processo natural de maturação da
matéria orgânica. Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES (2009). .................. 25
Figura 6: Esquema geral de pirólise de rochas, parâmetros adquiridos e registros.
Fonte: Lavargue (1998). ........................................................................................................... 27
Figura 7: Taxa de transformação da matéria orgânica. Fonte: Tissot & Welte
(1984); Espetalié et al. (1985). ................................................................................................. 30
Figura 8: Tipos de querogênios. Fonte: Tissot & Welt (1980)................................................. 31
Figura 9: Diagrama de Van Krevelen petróleo. Fonte: Tissot & Welt (1980). ........................ 32
Figura 10: Estágios de maturação da matéria orgânica. Fonte: Tissot & Welte (1978). .......... 34
Figura 11: Esquema do equipamento óptico utilizado para a determinação da
reflectância da vitrinita. Fonte: Silva (2007). ........................................................................... 38
Figura 12: Perfil geoquímico. Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo CENPES
(2009). ...................................................................................................................................... 43
Figura 13: Definição e exemplo de biomarcador. Fonte: Apostila de Geoquímica do
Petróleo CENPES (2009). ........................................................................................................ 44
Figura 14: Biomarcador Fitano. Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo
CENPES (2009)........................................................................................................................ 45
Figura 15: Biomarcador Pristano. Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo
CENPES (2009)........................................................................................................................ 45
Figura 16: Relações entre Pristano e Fitano. Fonte: Apostila de Geoquímica do
Petróleo CENPES (2009). ........................................................................................................ 46
Figura 17: Roteiro das análises geoquímicas de biomarcadores. Fonte: Apostila de
Geoquímica do Petróleo (CENPES,2009). ............................................................................... 46
Figura 18: Caracterização e correlação de hidrocarbonetos. Fonte: Apostila de
Geoquímica do Petróleo (CENPES, 2009). .............................................................................. 49
Figura 19: Cromatografia Gasosa Óleo Total (whole oil). Fonte: Apostila de
Geoquímica do Petróleo (CENPES 2009). ............................................................................... 51
Figura 20: Exemplos de óleos de diferentes origens. Fonte: Apostila de Geoquímica
do Petróleo (CENPES 2009). ................................................................................................... 51
Figura 21: Cálculo de Isótopos Estáveis. Fonte: Apostila Interna do Curso de
Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP, 2009).................................................... 55
xii
Figura 22: Fingerprint de um óleo de um paleoambiente lacustre de água doce.
Fonte: Triguis et al (2009). ....................................................................................................... 59
Figura 23: Fingerprint de óleo de um paleoambiente lacustre salino. Fonte: Triguis
et al.(2009). .............................................................................................................................. 60
Figura 24: Fingerprint de um óleo associado a paleoambiente evaporítico. Fonte:
Triguis et al., 2009. ................................................................................................................... 62
Figura 25: Fingerprint de um óleo associado a paleoambiente marinho carbonático.
Fonte: Triguis et al., 2009. ....................................................................................................... 64
Figura 26: Fingerprint de um óleo associado a paleoambiente marinho deltaico.
Fonte Triguis et al., 2009. ........................................................................................................ 65
Figura 27: Reconstituição paleogeográfica do Atlântico Sul durante o final do
Aptiano. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo
(RH/UP/ECTEP, 2009) ............................................................................................................ 70
Figura 28: Fisiografia atual da região oceânica exibindo as principais feições
topográficas do fundo oceânico. A cadeia Rio Grande-Walvis, hoje descontínua,
teve importante papel no controle da incursão marinha durante o Aptiano. Fonte:
Lima e Júnior (2003). ............................................................................................................... 71
Figura 29: Correlação de rochas geradoras da Costa Leste Brasileira e Costa Oeste
Africana. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo
(RH/UP/ECTEP 2009). ............................................................................................................ 76
xiii
LISTA DE FOTOS
Figura 1: Determinação do R0% através da reflectância da vitrinita. Fonte: Apostila
Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP 2009). ................... 40
Foto 2: Análise de cromatografia líquida. Fonte: Apostila Interna do Curso de
Formação de Geologia do Petróleo, RH/UP/ECTE (2009). ..................................................... 48
Foto 3: Análise de Cromatografia Gasosa. Fonte: Apostila Interna do Curso de
Formação de Geologia do Petróleo, RH/UP/ECTEP (2009).................................................... 50
Foto 4: Análise de isótopos estáveis. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação
de Geologia do Petróleo, RH/UP/ECTEP (2009)..................................................................... 56
FOTOMICROGRAFIA
Fotomicrografia 1: Análise do Índice de Coloração dos Esporos ou de Coloração
Térmica (SCl: Spore Color Index). 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. Fonte: Petroleum Geoscience
Technology. Disponível em http://www.pgt.com.br/artigo.pdf. Acesso em
20/08/2011. ............................................................................................................................... 40
Tabela 2: Características geológicas e geoquímicas das rochas geradoras na margem
leste brasileira. Fonte: Modificado de Notas de Aulas de Geologia do Petróleo
(Silva, 2011). ............................................................................................................................ 73
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. INTRODUÇÃO
O estudo das bacias sedimentares de margem passiva da placa sul-americana,
relacionando-as à evolução tectônica com estágios de subsidência rifte e pós-rifte, é de
importância fundamental para a avaliação do potencial exploratório na pesquisa de
hidrocarbonetos.
A indústria petrolífera foi gradualmente percebendo, ao longo de décadas de
exploração, 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, 1994).
O estudo destas características de maneira integrada e a simulação preliminar das
condições ótimas para sua existência concomitante, de forma a diminuir o risco exploratório
envolvido nas perfurações de poços, foram consolidados em um único conceito: o de sistema
petrolífero (Magoon & Dow, 1994).
Nesse conceito destacamos, especialmente, o estudo das rochas geradoras de petróleo
dessas bacias (Magoon & Dow, 1994).
Por ser o petróleo um recurso estratégico, o conhecimento do potencial petrolífero do
território brasileiro deve ser buscado em seu maior grau de precisão possível. As bacias
sedimentares brasileiras possuem uma grande diversidade geológica e, como conseqüência,
riscos exploratórios diferenciados. Essa diversidade deriva o tipo de rocha geradora que as
compõem.
Com a descoberta dos biomarcadores na indústria do petróleo é possível obter
informações sobre a origem marinha ou continental do óleo, o estágio de maturação, rotas de
migração (correlação óleo-óleo e óleo-rocha geradora) e biodegradação.
No desenvolvimento das bacias sedimentares brasileiras, têm surgido algumas
indagações sobre as correlações entre a exuberância de pacotes geradores e os volumes de
óleo já descobertos. Em alguns casos, há indicações de que geradores classificados
geoquimicamente como medianos parecem ter gerado volumes de óleo mais significativos do
que pacotes considerados excelentes.
Os resultados de estudos científicos sobre geração, papel dos geocatalizadores e
migração de hidrocarbonetos, certamente permitirão, a médio prazo, estabelecer a história das
16
acumulações de hidrocarbonetos nas bacias, reduzindo dessa maneira os riscos envolvidos na
exploração.
2. OBJETIVO
Este trabalho tem por objetivo principal discutir rochas geradoras em termos de
ambiente de geração (lacustre doce, lacustre salino, marinho, hipersalino), através de seus
biomarcadores fazendo a correlação rocha geradora - óleo nas bacias da costa leste brasileira.
Como objetivo específico, será discutida a caracterização das rochas geradoras através
das técnicas geoquímicas de COT, Pirólise, Reflectância de Vitrinita, Índice de Alteração
Térmica para avaliação do potencial gerador e maturação da matéria orgânica, como também
as técnicas utilizadas para determinação dos biomarcadores.
De forma complementar, serão apresentadas as rochas geradoras localizadas nas
bacias da costa oeste africana, a fim de correlacioná-las com as bacias da costa leste brasileira.
3. METODOLOGIA
Os dados utilizados para o desenvolvimento desta Monografia foram obtidos através
de revisão bibliográfica. As informações coletadas foram adquiridas em publicações nacionais
e internacionais sobre rochas geradoras, dando-se ênfase naquelas referentes às bacias de
Camamu, Cumuruxatiba, Espírito Santo, Campos, Santos e Pelotas, todas situadas na Costa
Leste Brasileira.
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.
17
4. ORIGEM DO PETRÓLEO INORGÂNICA X ORGÂNICA
As teorias inorgânicas atribuem ao petróleo uma origem a partir de processos
exclusivamente inorgânicos, abiogênicos, baseados em sínteses inorgânicas, isto é, sem a
intervenção de organismos vivos de qualquer espécie.
Essas teorias foram estabelecidas e defendidas principalmente pelos químicos, alguns
deles de celebridade reconhecida. A referência mais antiga sobre a origem inorgânica do
petróleo parece ser de Virlet (1834). Esse autor considerou os hidrocarbonetos do petróleo
como originários de emanações vulcânicas.
Informa ainda que numerosas fontes termais produzem hidrocarbonetos em
quantidades significativas. Boutigny, em 1858, propôs uma “teoria cósmica” para a origem do
petróleo. O autor imaginou a atmosfera primitiva da Terra contendo hidrocarbonetos em
abundância sob a forma gasosa, além de vapor d’água. Com o resfriamento do planeta os
hidrocarbonetos teriam se precipitado sob a forma de chuva, infiltrando-se no solo e aí
formando os depósitos petrolíferos.
Berthhelot, químico e político francês, em 1866 disse que o petróleo se originaria nas
proximidades do núcleo terrestre. O CO2 aí existente se combinaria com metais alcalinos
livres, produzindo compostos do tipo C2Na2. Estes, em contato com a água, dariam origem ao
acetileno que, por reações de polimerização e hidrogenação, formaria os demais
hidrocarbonetos do petróleo, tanto aromáticos como saturados.
Dentre as teorias inorgânicas mais modernas, 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, conclui que, sob as altas
pressões e temperaturas existentes dentro da camada de Gutemberg, na parte superior do
manto, em rochas ultramáficas contendo óxido de ferro e compostos voláteis (H2O, CO),
compostos orgânicos equivalentes ao petróleo são formados e podem aí existir em equilíbrio
termodinâmico com o meio circundante.
Isto porque, em seus laboratórios, eram capazes de produzir hidrocarbonetos a partir
de fontes exclusivamente inorgânicas e não viam razão para que fenômeno semelhante não
ocorresse em condições naturais.
18
As teorias orgânicas postulam que o petróleo é formado a partir de restos de animais e
plantas, isto é, dos produtos bioquímicos incorporados às rochas sedimentares durante a
sedimentação.
Nas décadas de 60 e 70, foi estabelecido e firmado o conceito de rocha geradora, base
da Teoria Orgânica Moderna: “Se foi encontrado petróleo, deve existir uma rocha geradora a
ela relacionada” (Welte, 1965).
A Teoria Orgânica Moderna é aceita atualmente pela esmagadora maioria dos
geólogos e geoquímicos. Entretanto, não se contestam a existência de hidrocarbonetos
formados inorganicamente, tanto na Terra como no espaço exterior. Entretanto, não existem
ainda evidências de que estes hidrocarbonetos tenham contribuído de maneira significativa
para as acumulações petrolíferas conhecidas.
A descoberta dos biomarcadores em óleos foi o golpe final na teoria inorgânica do
petróleo, uma vez que só organismos vivos orgânicos podem sintetizar essas substâncias que
constituem o “esqueleto” dos biomarcadores.
19
5. SISTEMA PETROLÍFERO
Um sistema petrolífero ativo compreende a existência e o funcionamento síncronos de
quatro elementos (rochas geradoras maturas, rochas-reservatório, rochas selantes e trapas) e
dois fenômenos geológicos dependentes do tempo (migração e sincronismo).
O elemento mais importante e fundamental para a ocorrência de petróleo em
quantidades significativas em uma bacia sedimentar, em algum tempo geológico passado ou
presente, é a existência de grandes volumes de matéria orgânica de qualidade adequada,
acumulada quando da deposição de certas rochas sedimentares que são denominadas de
geradoras.
A presença de rochas geradoras é imperativa, de acordo com a teoria moderna da
origem orgânica do petróleo. Trata-se de rochas de granulação muito fina (geralmente
folhelhos, margas e calcários), muito ricas em matéria orgânica adequada à geração de
hidrocarbonetos.
Uma rocha geradora (Figura 1) deve conter um teor médio a elevado de matéria
orgânica (> 1%). Trata-se, portanto, de rocha formada sob condições excepcionais, daí sua
raridade relativa (Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES 2009).
No caso de folhelhos, 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 calcários, o limite inferior é geralmente estabelecido entre 0,2 e 0,4%. 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, 2009).
As rochas geradoras, uma vez submetidas a adequadas temperaturas e pressões,
gerarão o petróleo em subsuperfície. Caso falte este elemento em uma bacia, a natureza não
terá meios de substituí-la, ao contrário dos outros cinco elementos constituintes do sistema
petrolífero, que mesmo estando ausentes, podem ser de alguma forma compensados por
condições de exceções geológicas ou por algumas coincidências adequadas.
20
Figura 1: Visão microscópica de uma rocha geradora de petróleo. Em amarelo as vitrinitas, em preto o
óleo Fonte: Abreu, 2007).
5.1 AMBIENTES DE PRESERVAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA
A exposição da matéria orgânica ao oxigênio (em superfície) resulta na sua
degradação. Nos ambientes aquáticos, 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, 2011).
Assim, em águas óxicas, a matéria orgânica tende a ser degradada, enquanto em águas
anóxicas há melhores condições de preservação (Petroleum Geoscience Technology, 2011).
Em bacias onde toda a coluna d’água é óxica, altas taxas de sedimentação podem
auxiliar na preservação da matéria orgânica, retirando-a da interface água/sedimento mais
rapidamente (Petroleum Geoscience Technology, 2011).
A atividade de organismos heterotróficos também exerce importante papel no processo
de degradação da matéria orgânica. Sob condições óxicas, as bactérias aeróbicas e organismos
metazoários desempenham um importante papel na degradação da biomassa primária
(Petroleum Geoscience Technology, 2011).
Sob condições disóxicas/anóxicas, a ação desses organismos é limitada ou mesmo
eliminada, e a alteração da matéria orgânica passa a ser realizada por bactérias anaeróbicas,
que empregam nitratos e sulfatos como agentes oxidantes. Já na ausência desses agentes
21
oxidantes, a matéria orgânica é decomposta por bactérias metanogênicas, como no caso de
sistemas lacustres (Figura 2) (Petroleum Geoscience Technology, 2011).
Figura 2: Preservação da Matéria Orgânica. Fonte: Notas de Aulas de Geologia do Petróleo (Silva,
2011).
Nos sistemas lacustres de água doce (onde é baixa a disponibilidade de sulfato) a
metanogênese pode ser responsável, junto com a oxidação por oxigênio livre, pela
decomposição da maior parte da matéria orgânica produzida (Petroleum Geoscience
Technology, 2011).
Estima-se que em média 0,1% da matéria orgânica produzida pelos organismos
fotossintéticos é preservada nos sedimentos. Os ambientes mais favoráveis à preservação da
matéria orgânica são os mares restritos, os lagos profundos e também nos lagos rasos
estratificados (Petroleum Geoscience Technology, 2011).
Quais os tipos de amostras utilizadas nas análises geoquímicas que serão discutidas a
seguir? Amostras de calha, testemunhos e afloramentos (Figura 3).
22
Tipos de amostras utilizadas
Amostra de calha/ Testemunhos/ Afloramentos
Figura 3: Tipos de amostras analisadas geoquímicamente. Fonte: Apostila Interna do Curso de
Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP, 2009).
23
6. CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA DAS ROCHAS GERADORAS
A caracterização geoquímica de rochas potencialmente geradoras é necessária para
avaliação da quantidade, qualidade e maturação da matéria orgânica.
Para este estudo, são utilizados dados de análises rotineiras de carbono orgânico total
(COT), pirólise Rock-Eval e petrografia orgânica através da reflectância da vitrinita ou do
índice de alteração de pólens e esporos. Esta metodologia é aplicada no estudo de rochas
geradoras de bacias brasileiras.
6.1 CARBONO ORGÂNICO TOTAL (COT)
O ciclo do carbono (Figura 4) constitui um dos mais importantes ciclos
biogeoquímicos não só por sua complexidade e abrangência, como também pela importância
econômica, ligada à compreensão da origem e ocorrência de combustíveis fósseis.
Figura 4: Ciclo do carbono orgânico na natureza. Fonte: Abreu (2007).
24
A maior parte do carbono orgânico nos ambientes aquáticos ocorre sob forma de
carbono dissolvido, sendo o restante de natureza particulada.
O carbono orgânico dissolvido, composto principalmente por substâncias húmicas,
proteínas, carboidratos e lipídios (Esteves, 1988), consiste no produto da decomposição de
plantas e animais e da excreção destes organismos (fitoplâncton principalmente).
Já o carbono orgânico particulado compreende a matéria orgânica em suspensão,
incluindo a pequena fração representada pelos organismos vivos.
O conteúdo de carbono orgânico total é uma medida de quantidade de matéria
orgânica que foi preservada e incorporada ao sedimento.
COT > 1% para folhelho e COT > 0,5% para calcilutitos. Depois o material é pesado
para se ter uma idéia do resíduo insolúvel. 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.
Para análise de COT é necessário de 3 gramas de amostra. Com 0,25g o material seria
queimado a 1200ºC e a dissociação térmica gera CO2 da MO.
Para esta análise, 0,5 grama de amostra de rocha é acidificada em ácido hidroclórico
(HCl) concentrado, visando eliminar o carbono inorgânico. Após a acidificação, 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. O
dióxido de carbono (CO2) é medido usando-se um detector de condutividade térmica. A
quantidade de matéria orgânica é reportada como percentagem de carbono.
6.2 PIRÓLISE DE ROCK-EVAL
Para determinar o potencial gerador e a quantidade de petróleo livre na rocha,
emprega-se esta técnica que simula, em laboratório, o processo de degradação térmica do
querogênio (fração insolúvel da MO presente nas rochas sedimentares), ou seja, o processo de
maturação da matéria orgânica (Figura 5) que ocorre na natureza (Espitalié et al., 1977).
25
O processo envolve temperaturas experimentais consideravelmente maiores que
aquelas normalmente registradas na subsuperfície, de maneira que possam ocorrer as reações
termoquímicas num curto espaço de tempo. Esta técnica foi desenvolvida pelo Instituto
Francês do Petróleo.
A pirólise adotada pelo CENPES (Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo
A. Minguez de Mello, da Petrobrás) utiliza o equipamento RockEval e envolve o aquecimento
de rocha pulverizada de 300ºC a 600ºC, num período de aproximadamente 25 minutos.
Figura 5: Método da Pirólise: Simulação do processo natural de maturação da matéria orgânica. Fonte:
Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES (2009).
Nessa análise são obtidos três picos (S1, S2 e S3) em diferentes faixas de temperatura
e o Tmáx. Cada pico possui um significado dentro do processo de geração e migração do
hidrocarboneto.
1mg de amostra é auecida em atmosfera de Hélio inerte. Aumenta-se a temperatura até
350ºC para medir S1 (hidrocarboneto livre presente) em torno de 10 minutos, depois até
600ºC. O querogênio vai gerar muito se estiver imaturo e pouco se estiver maturo. Dando S2
(potencial gerador) é medido o Tmáx. Abaixo de 440ºC a MO é imatura e acima desse valor
matura, a partir de 460ºC a rocha é senil.
Após essa queima, a matéria orgânica libera CO2 medindo assim o seu teor (CO2) na
amostra que é S3. Este dióxido de carbono não provém da combustão e sim da perda de
grupos funcionais presentes no querogênio (hidroxilas e carboxilas).
26
Quando associamos esses picos ao teor de carbono orgânico total, obtemos parâmetros
que nos permitem caracterizar a matéria orgânica. Esses parâmetros são denominados de
índices de hidrogênio, de oxigênio, de produção e de transformação. Todos os produtos da
pirólise, como esses parâmetros, estão descritos a seguir.
6.2.1 PARÂMETROS OBTIDOS NA PIRÓLISE
A pirólise é um processo simples, rápido e de baixo custo, o que possibilita i)
reconhecer os vários tipos de rochas geradoras e estimar o potencial petrolífero destas; ii)
caracterizar o grau de evolução diagenética da matéria orgânica; iii) selecionar intervalos para
outras análises geoquímicas e determinar zonas com indícios de hidrocarbonetos e
acumulações de petróleo. A seguir são descritos os seguintes parâmetros utilizados na
interpretação da maturação da matéria orgânica:

Pico S1 - É obtido por volta de 300ºC e está associado aos hidrocarbonetos livres
passíveis de migração. Hidrocarbonetos livres presentes nas amostras, que fornecem a
quantidade de hidrocarbonetos gerados pela rocha e que não sofreram migração. A
área de cada pico obtido, é computada durante a pirólise sendo representada em
unidades de volume de rocha (S1 - mg Hc/g rocha);

Pico S2 - 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 - mg Hc/g rocha);

T máx – A Temperatura Máxima de Pirólise, Tmáx, é dada pela temperatura mostrada
pelo pico S2 e demonstra a paleotemperatura máxima sofrida pela matéria orgânica,
sendo, portanto, uma medida da maturação ou evolução térmica da matéria orgânica.
Resultados da ordem de 430ºC indicariam um posicionamento da matéria orgânica no
27
topo da zona matura (TZM) e valores da ordem de 480ºC estariam indicando um
posicionamento no topo da zona supermatura (TZS).

Pico S3 – O pico S3 ocorre acima de 600ºC e corresponde à presença de oxigênio
associado a matéria orgânica. É medido através da quantidade de dióxido de carbono
(CO2) liberado pelo craqueamento térmico do querogênio (S3 - (mg CO2/g rocha)).
A seguir (Figura 6) é mostrada a técnica da pirólise, com os parâmetros obtidos e os
respectivos registros.
Figura 6: Esquema geral de pirólise de rochas, parâmetros adquiridos e registros. Fonte: Lavargue (1998).
28
6.2.2 APLICAÇÃO DOS PARÂMETROS OBTIDOS NA PIRÓLISE
A quantidade de S1 apresenta a fração do potencial de geração original que teria sido
transformado em hidrocarbonetos. A quantidade de S2 representa a outra fração do potencial
de geração, ou seja, o potencial residual para geração de hidrocarbonetos.
Desta forma S1+S2 expressos em miligramas (mg) de hidrocarbonetos por grama (g)
de rocha, forneceriam uma avaliação do potencial de geração, estando relacionados ao tipo e à
abundância de matéria orgânica.
Sendo Tmáx a temperatura máxima de pirólise (em ºC) usada como parâmetro de
maturação, de modo geral, as rochas termicamente imaturas apresentam valores de Tmáx <
435º-440ºC, enquanto aquelas que alcançaram o pico de geração apresentam valores de Tmáx
entre 440º-450ºC.
Uma vez que os picos S2 e S3 refletem, respectivamente, as quantidades de hidrogênio
e oxigênio presentes na matéria orgânica, utilizando-se os índices de hidrogênio e de oxigênio
em relação às razões H/C e O/C, obtidas através de análises elementares, tem-se a interação
entre a natureza da matéria orgânica e seu grau de preservação.
A quantidade de petróleo gerado pode ser representada diretamente pelo valor de S1,
caso não tenha ocorrido expulsão de óleo. Durante a fase em que ocorre apenas geração de
petróleo, sem expulsão, a taxa de transformação calculada com base nos potenciais original e
residual é igual ao valor do índice de produção (IP).
A partir do início da expulsão, a quantidade de hidrocarbonetos livres na rocha
geradora (S1) diminui. Conseqüentemente, o índice de produção aponta valores
sistematicamente inferiores aos calculados para a taxa de transformação. A seguir estão
descritos e demonstrados na figura 6 os indicadores que podem ser obtidos utilizando as
relações entre S1, S2 e S3:

Índice de Hidrogênio (IH) – pode ser comparado à razão S2 (mg HC) / carbono
orgânico total da rocha em gramas.

Índice de Oxigênio (IO) – pode ser comparado à razão S3(mg CO2)/ carbono orgânico
total da rocha em gramas.

Índice de Produção (IP) ‒ razão entre a quantidade de hidrocarbonetos liberados no
primeiro estágio de aquecimento e a quantidade total de hidrocarbonetos liberados;
29
caracteriza o nível de evolução da matéria orgânica e torna possível a detecção de
indícios de óleo; [S1/(S1+S2)]. IP < 0,1 ~ rochas termicamente imaturas e IP ~ 0,4
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, 1984, e Espitalié et al. 1985)
(Figura 7).
É importante ressaltar que:

Os índices de hidrogênio e oxigênio também indicam os estágios avançados de
maturação, caracterizados por valores próximos a zero.

Rochas que apresentam potencial (S1+S2) inferior a 2mg de HC/g de rocha não são
consideradas geradoras de óleo, mas apresentam algum potencial para gás;

Rochas que apresentam potencial (S1+S2) superior a 6mg de HC/g de rocha são
consideradas geradoras com bom potencial para geração;

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, em bacias sedimentares marinhas, os
intervalos com melhor preservação da matéria orgânica possuem valores máximos de
IH de cerca de 600 mgHC/g COT.
30
Figura 7: Taxa de transformação da matéria orgânica. Fonte: Tissot & Welte (1984)
Espetalié et al. (1985).
6.2.3 TIPOS DE QUEROGÊNIO
O produto final do processo de diagênese é o querogênio, definido como a fração
insolúvel da matéria orgânica presente nas rochas sedimentares. Além do querogênio, também
há uma fração solúvel, composta por hidrocarbonetos e não-hidrocarbonetos derivados de
biopolímeros pouco alterados, e denominada de betume (Petroleum Geoscience Technology,
2011).
O querogênio é a forma mais importante de ocorrência de carbono orgânico na Terra,
sendo 1000 vezes mais abundante do que o carvão e o petróleo somados (Petroleum
Geoscience Technology, 2011).
Quimicamente, 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. Tanto os núcleos quanto as pontes
apresentam grupos funcionais com heteroátomos (ex: ésteres, cetonas etc.) (Petroleum
Geoscience Technology, 2011).
.
Ao microscópio, normalmente é possível identificar estruturas remanescentes da
matéria orgânica original, tais como tecidos vegetais, pólens e esporos, colônias de algas etc.
31
Em muitos casos, entretanto, o processo de diagênese pode obliterar a estrutura original, o que
resulta na formação de um querogênio amorfo (Petroleum Geoscience Technology, 2011).
A proporção entre os três elementos mais abundantes no querogênio (C, H e O) varia
consideravelmente em função da origem e evolução térmica da matéria orgânica.
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, II e III (Figura 8) (Petroleum Geoscience
Technology, 2011), caracterizados no diagrama de Van Krevelen (Figura 9) por seus
respectivos estágios de evolução. Parecem englobar a maioria dos querogênios existentes
segundo La Plante (1974).
Figura 8: Tipos de querogênios. Tissot e Welte, 1980.
32
Figura 9: Principais tipos de querogênios, caracterizados em diagrama de Van Krevelen. Fonte: Tissot &
Welte, 1980.
(a)
Tipo I - O querogênio do tipo I é constituído predominantemente por cadeias
alifáticas, com poucos núcleos aromáticos. Rico em hidrogênio (alta razão H/C), é
derivado principalmente de lipídeos de origem algálica. Normalmente encontrado em
rochas geradoras depositadas em ambiente lacustre (Petroleum Geoscience
Technology, 2011).
(b)
Tipo II – O querogênio do tipo II contém uma maior proporção de núcleos aromáticos,
anéis naftênicos e grupos funcionais oxigenados. Consequentemente, é mais pobre em
hidrogênio e mais rico em oxigênio que o querogênio do tipo I. Geralmente derivado
de matéria orgânica de origem marinha, continental e ocorre também em lagos
(Petroleum Geoscience Technology, 2011).
(c)
Tipo III – O querogênio do tipo III é constituído predominantemente por núcleos
aromáticos e funções oxigenadas, com poucas cadeias alifáticas. Apresenta baixos
valores para a razão H/C e altos valores de O/C. Derivado de matéria orgânica de
origem terrestre, também ocorre em lagos, este tipo é frequentemente encontrado em
33
rochas geradoras depositadas em ambiente marinho deltaico (Petroleum Geoscience
Technology, 2011).
A composição do petróleo gerado a partir de cada querogênio reflete em sua
composição. Assim, um óleo derivado de um querogênio do tipo I apresenta uma elevada
abundância relativa de compostos alifáticos, enquanto um óleo proveniente de um querogênio
do tipo II possui, em geral, um maior conteúdo de enxofre (Petroleum Geoscience
Technology, 2011).
O querogênio do tipo I possui o maior potencial para geração de óleo, seguido pelo
tipo II, com um potencial moderado para a geração de óleo e gás, e pelo tipo III, que possui
um baixo potencial para a geração de óleo. Nas rochas sedimentares, além dos mencionados
acima, também pode ocorrer um tipo denominado de querogênio residual, derivado de matéria
orgânica intensamente retrabalhada e oxidada (Petroleum Geoscience Technology, 2011).
Diferentes tipos de querogênios podem ser caracterizados pela relação entre os índices
de hidrogênio e oxigênio. Por exemplo, querogênios Tipo I (matéria orgânica amorfa) exibem
teores de IH elevados baixos teores de índice de oxigênio, sendo favoráveis à geração de óleo.
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), valores estes válidos para rochas
geradoras imaturas. A razão O/C e o índice de oxigênio são elevados em amostras ricas em
matéria húmica (Tipo III).
Amostras ricas em matéria orgânica lenhosa (Tipo III) possuem baixa razão de H/C,
sendo favoráveis à geração de gás. Entre estes dois extremos situa-se a matéria orgânica do
tipo algal marinha (Tipo II), além de pólens, esporos e cutículas de vegetais superiores,
adequada à geração de óleo e gás.
Com menor conteúdo de hidrogênio e abundância de oxigênio, o querogênio residual
(ou inerte) não apresenta potencial para geração de hidrocarbonetos (Petroleum Geoscience
Technology, 2011).
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, como de mudanças químicas
decorrentes da degradação química e bioquímica sofrida no início da diagênese (Petroleum
Geoscience Technology, 2011).
34
6.2.4 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, 2007).
Após sua incorporação nos sedimentos, a matéria orgânica passa por uma série de
transformações. São reconhecidas três fases na evolução da matéria orgânica em função do
aumento de temperatura: diagênese, catagênese e metagênese (Figura 10).
Figura 10: Estágios de maturação da matéria orgânica. Apostila Interna do Curso de Formação
de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP 2009).
.
35
6.2.4.1 DIAGÊNESE, CATAGÊNESE E METAGÊNESE
A diagênese tem início com a degradação bioquímica da matéria orgânica pela
atividade de microorganismos (bactérias, fungos etc.) aeróbicos e anaeróbicos que vivem na
porção superior da coluna sedimentar, principalmente no primeiro metro (Petroleum
Geoscience Technology, 2011).
As proteínas e carboidratos são transformados em seus aminoácidos e açúcares
individuais, os lipídios são convertidos em glicerol e ácidos graxos e a lignina decomposta em
fenóis e ácidos aromáticos (Petroleum Geoscience Technology, 2011).
As proteínas e carboidratos são os compostos mais instáveis, enquanto que os lipídios
e a lignina são mais resistentes à degradação. Essas transformações são acompanhadas pela
geração de dióxido de carbono, água e metano (Petroleum Geoscience Technology, 2011).
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.
Ao longo deste processo, os biopolímeros (compostos sintetizados pelos organismos)
são transformados nos geopolímeros encontrados nas rochas sedimentares (Petroleum
Geoscience Technology, 2011).
Alguns lipídios e hidrocarbonetos sintetizados pelas plantas e animais resistem à
degradação microbiana, sofrendo somente pequenas mudanças em sua composição e estrutura
molecular. Estas substâncias, encontradas em sedimentos recentes e rochas sedimentares são
chamadas de fósseis geoquímicos ou moleculares, marcadores biológicos ou biomarcadores
(Petroleum Geoscience Technology, 2011).
O produto final do processo de diagênese é o querogênio, como mencionado
anteriormente. Na medida em que se prossegue a subsidência da bacia sedimentar, o
querogênio é soterrado a maiores profundidades.
O aumento de temperatura acarreta a degradação térmica do querogênio para geração
do petróleo, 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, 2011).
36
Com o soterramento da rocha geradora, o querogênio é submetido a temperaturas
progressivamente mais altas, e tem sua estrutura modificada, às novas condições de pressão e
temperatura (Petroleum Geoscience Technology, 2011).
O querogênio passa por uma série de transformações que incluem, inicialmente, a
liberação de grupos funcionais e heteroátomos, seguida pela perda de hidrocarbonetos
alifáticos e cíclicos, acompanhada por uma progressiva aromatização da matéria orgânica
(Petroleum Geoscience Technology, 2011).
Como conseqüência das transformações sofridas pelo querogênio, são produzidos
dióxido de carbono, água, gás sulfídrico, hidrocarbonetos etc (Petroleum Geoscience
Technology, 2011).
São reconhecidas três fases na evolução da matéria orgânica em função do aumento de
temperatura: diagênese, catagênese e metagênese (Petroleum Geoscience Technology, 2011).
Durante a diagênese, o metano é o único hidrocarboneto gerado em quantidade
significativa (Petroleum Geoscience Technology, 2011).
Na catagênese, o querogênio é submetido a temperaturas ainda maiores (da ordem de
50 a 150ºC), o que resulta na formação sucessiva de óleo, condensado e gás úmido. O final da
catagênese é alcançado no estágio em que o querogênio completou a perda de suas cadeias
alifáticas (Petroleum Geoscience Technology, 2011).
Na metagênese, alcançada sob temperaturas muito elevadas (acima de 150-200ºC), a
matéria orgânica é representada basicamente por gás seco (metano) e um resíduo carbonoso
(Petroleum Geoscience Technology, 2011).
O termo maturação se refere ao estágio de evolução térmica alcançado pelas rochas
geradoras. 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. Ao passar
pela catagênese, a rocha geradora é considerada matura (Petroleum Geoscience Technology,
2011).
No início da catagênese, o querogênio passa inicialmente pela “janela de óleo” (zona
de geração de óleo ou oil window), estágio em que predomina largamente a geração dos
hidrocarbonetos líquidos (iso-, ciclo-, e n-alcanos de médio peso molecular) sobre os gasosos
(Petroleum Geoscience Technology, 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
%R0
NÍVEL DE MATURAÇÃO
Diagênese
< 0,6
Imaturo
Catagênese
0,60 - 1,00
Zona de óleo
Catagênese
1,00 - 1,35
Catagênese
1,35 - 2,00
Metagênese
> 2,0
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).
41
Na zona senil, há o domínio de metano, estando ausentes as frações de C4 a C15
(Quadros, 1987).
6.2.6 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, 1987).
As organolitas utilizadas para as determinações paleotermométricas são os pólens,
esporos, foraminíferos quitinosos, algas, fungos, restos de vegetais, chitinozoa e acritarchae.
Este material é reconhecido em microscópio com luz transmitida e com aumento que varia
entre 200X e 400X (Quadros, 1987).
A coloração e a preservação das organolitas permitem avaliar a temperatura máxima a
que estas foram submetidas. 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, 1987).
Com a progressão térmica, as colorações originais das organolitas variam em função
de escalas próprias de cada uma das formas consideradas. Analiticamente, as organolitas são
isoladas das rochas através de ataques ácidos (Quadros, 1987).
Os graus de maturação térmica são avaliados subjetivamente em escalas numéricas.
Existem diversas escalas para determinação visual da maturidade térmica das organolitas
(Fotomicrografia 1) (Quadros, 1987).
Os valores de IAT, por serem subjetivos, devem ser comparados com os valores da
Reflectância da Vitrinita (%R0). Por exemplo, valores entre 2,6 e 3,0 de IAT correspondem a
valores entre 0,6 e 1,0 de %R0 (Quadros, 1987).
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, 2009).
6.2.7 PERFIL GEOQUÍMICO
Com a obtenção e análise de dados geoquímicos de rochas geradoras, é possível
construir um perfil geoquímico desses dados. Pode-se verificar uma linha, à direita da reta que
indica a profundidade de uma determinada perfuração, que mostra a intensidade da anomalia
de hidrocarbonetos presentes numa seção perfurada por um determinado poço de petróleo
(Triguis et al, 2009).
Abaixo tem-se um perfil geoquímico de um poço, mostrando intervalo com elevado
potencial gerador entre 600 e 800 m. Entretanto, este intervalo está imaturo, como indicam os
dados de Tmáx e refletância da vitrinita (Ro). A zona matura está a 1600m (Figura 12).
mento de
adoras em
químicos
ise Rock:
43
Elementos e Processos dos Sistemas Petrolífer
COT S2
IH
IO
Ro
Tmax
S1
1500m
3200m
Figura 12: Perfil geoquímico. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do
Petróleo, RH/UP/ECTEP, 2009.
44
7. BIOMARCADORES GEOQUÍMICOS
Os indicadores geoquímicos moleculares, que também são conhecidos como “fósseis
químicos” (Eglinton & Calvin, 1967), “marcadores biológicos” (Speers & Whitehead, 1969) e
“biomarcadores” (Seifert & Moldowan, 1981) são amplamente utilizados para inferir o grau
de maturação térmica, bem como no entendimento dos processos de migração do óleo e para a
correlação óleo-óleo e óleo-rocha geradora. Além disso, podem ser utilizados como elementos
de diagnose e de interpretação geológica de ambientes sedimentares pretéritos, contribuindo
para a caracterização do ambiente deposicional e correlação entre uma acumulação de
hidrocarboneto e sua rocha geradora.
Biomarcadores são compostos orgânicos presentes na geosfera, cujas estruturas podem
ser indubitavelmente relacionadas aos constituintes de algum tipo de organismo (Figura 13).
Na geoquímica do petróleo (Figura 14), os mais estudados são n-alcanos, hidrocarbonetos
isoprenóides, triterpanos, esteranos e seus respectivos compostos insaturados e aromáticos
(Figura 15) .
Figura 13: Definição e exemplo de biomarcador.Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo (CENPES,
2009).
45
Figura 14: Biomarcador Fitano. Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES (2009).
Figura 15: Biomarcador Pristano. Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES (2009).
Altas razões de pristano / fitano indicam rochas geradoras com maior percentual de
matéria orgânica terrestres. Baixas razões indicam geradoras com maior quantidade de
material marinho (Figura 16).
46
Figura 16: Relações entre Pristano e Fitano. Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES, (2009).
Os bioamarcadores são caracterizados através das análises de Cromatografia Líquida,
Cromatografia Gasosa, Isótopos Estáveis e Espectrometria de Massa. Abaixo encontra-se
discriminado o Roteiro das análises geoquímicas necessárias à identificação de biomarcadores
(Figura 17). Essas análises serão descritas nos subitens seguintes .
Figura 17: Roteiro das análises geoquímicas de biomarcadores. Fonte: Apostila de Geoquímica do
Petróleo (CENPES 2009).
47
7.1 CROMATOGRAFIA LÍQUIDA DE MÉDIA PRESSÃO (CLMP)
Este processo tem a finalidade de separar os componentes dos óleos (Foto 2) nas
frações parafinas (normais, ramificadas e cíclicas), compostos aromáticos e compostos
polares (resinas + asfaltenos) (Figura 18). A separação é feita através da passagem da amostra
de óleo diluída em um solvente (n-hexano + padrão colestano), que é a fase móvel, por uma
coluna de sílica, que é a fase estacionária (Lopes et al., 2008).
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,, 2008).
Os compostos polares ficam retidos nessa pré-coluna, passando apenas os
hidrocarbonetos, que são encaminhados a uma coluna principal. Na coluna principal, as
parafinas passam com o menor tempo de retenção. Existem dois frascos coletores específicos,
um para as parafinas e outro para os aromáticos (Lopes et al., 2008).
As duas frações são posteriormente concentradas. As parafinas são registradas como
um pico pelo sinal do detector UV (ultravioleta), que faz o registro por sinal eletrônico, e os
aromáticos são registrados como dois picos concomitantes, gerados pelo sinal no detector IR
(índice de refração), que faz o registro pela diferença de polaridade do solvente (Lopes et al.,
2008).
Os compostos polares que ficam retidos nas pré-colunas são pressurizados com etanol,
extraídos, concentrados e armazenados em frascos separados, para o cálculo da composição
da amostra analisada (Lopes et al., 2008)
48
Foto 2: Análise de cromatografia líquida de média pressão. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação
de Geologia do Petróleo( RH/UP/ECTE, 2009).
49
Figura 18: Caracterização e correlação de hidrocarbonetos. Fonte: Apostila de Geoquímica
do Petróleo, (CENPES 2009).
7.1.2 CROMATOGRAFIA GASOSA (WHOLE OIL)
A técnica de cromatografia gasosa, que é realizada na amostra de óleo, permite a
separação e a identificação dos compostos mais abundantes em um petróleo, ou seja, as
parafinas (principalmente as lineares e as ramificadas) (Foto 3). Após a separação das frações,
se faz necessário identificar esses componentes (Lopes et al., 2008).
Geralmente, os cromatogramas de óleos preservados apresentam picos predominantes
representando as cadeias lineares, e picos menores, representando cadeias ramificadas,
cíclicas e compostos aromáticos (Lopes et al., 2008)
50
Para a análise de cromatografia gasosa de óleo total (whole oil), deve ser injetado 1μl
da amostra diluída em diclorometano no cromatógrafo a gás. O injetor permite o controle da
vazão de amostra injetada e é mantido a 300ºC (Lopes et al., 2008).
Cada grupo de moléculas semelhantes é vaporizado e arrastado pelo gás inerte hélio,
passando por um tubo capilar de metilsilicone com 30m de comprimento e 0,25mm de
diâmetro interno, contendo uma fina película de fase estacionária (Lopes et al., 2008).
O tempo de saída dos grupos de compostos depende da afinidade que estes têm com a
fase estacionária. As moléculas mais voláteis tendem a sair primeiro. Por isso, trabalha-se
com uma rampa de aquecimento de 40º a 320ºC, com taxa de aquecimento de 2,5ºC/min,
permitindo que os mais pesados saiam gradativamente com o aumento da temperatura (Lopes
et al., 2008).
Ao sair da coluna (Figura 19), as moléculas são reconhecidas por um detector de
ionização de chama (DIC), mantido a 340ºC, registrando picos para os grupos de moléculas
(Lopes et al., 2008).
Nota-se que de acordo com a composição relativa da fração parafínica interpretam-se
diferentes origens de óleo características (Figura 20).
Foto 3: Análise de Cromatografia Gasosa. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do
Petróleo (RH/UP/ECTEP, 2009).
51
=
Figura 19: Cromatografia Gasosa Óleo Total (whole oil). Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo
(CENPES 2009).
Figura 20: Exemplos de óleos de diferentes origens analisados por cromatografia gasosa. Fonte: Apostila
de Geoquímica do Petróleo (CENPES 2009).
Os compostos do petróleo, cujo esqueleto básico da molécula é o de um
hidrocarboneto, mas que contêm heteroátomos como: nitrogênio, enxofre e oxigênio são
52
conhecidos como a fração de não - hidrocarbonetos. Dentre esses compostos, aqueles
contendo enxofre, com moléculas cujo número de átomos de carbono é inferior a 25,
pertencem a três classes principais: Tióis (mercaptanos), Sulfetos orgânicos, Tiofeno e seus
derivados (Triguis et al 2009).
Os alcanos ramificados de médio peso molecular (C9 a C25) são conhecidos como
isoprenóides, isto é, compostos saturados derivados do isopreno. 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, 1936 apud Peters e
Moldowan, 1993).
Os isoprenóides mais abundantes no petróleo são o pristano (2, 6, 10, 14 tetrametil
pentadecano – C19) e o fitano (2, 6, 10, 14 tetrametil hexadecano – C20), pois juntos somam
mais que 55% de todos os isoprenóides acíclicos (Tissot e Welte, 1984; Hunt, 1995).
7.1.3 – ESPECTROMETRIA DE MASSA
As frações do petróleo separadas por cromatografia líquida podem ser analisadas por
métodos gravimétricos, por espectroscopia do infra–vermelho, espectroscopia de fluorescência e
do ultra–violeta. Entretanto, 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).
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, das famílias dos triterpanos e esteranos, a técnica mais apropriada é a
de cromatografia gasosa de alta resolução acoplada à espectrometria de massa (CG/EM), a
qual combina separação química com elevada resolução espectral (McFadden, 1973 apud
Peters e Moldowan, 1993; Roques et al,1994).
Um equipamento de cromatografia gasosa acoplado a um espectrômetro de massa é
constituído das seguintes unidades funcionais:
1. Cromatógrafo em fase gasosa com coluna capilar
2. Linha de transferência dos compostos
53
3. Câmara de ionização
4. Analisador de massa
5. Detetor de íons
6. Computador para aquisição, processamento e apresentação dos dados.
Após a separação dos componentes da mistura por cromatografia gasosa, os
compostos são transferidos para o espectrômetro de massa (CG/EM).
A ionização de cada composto que chega ao espectrômetro normalmente é feita por
impacto de elétrons. Os elétrons são gerados pelo aquecimento de um filamento de tungstênio
e, após serem acelerados, adquirem a capacidade de ionizar compostos que variam de 50 a
600 unidades de massa atômica (uma), em intervalos de tempo inferiores a 3 segundos.
Os elétrons acelerados bombardeiam as moléculas do composto formando íons
moleculares (M+), fragmentos menores e moléculas neutras de menor peso molecular
(Silverstein et al., 1979; Peters & Moldowan, 1993).
Os íons e fragmentos formados são levados ao analisador de massa, do tipo
quadrupolo, e avaliados em função de sua razão massa/carga (m/z), sendo a seguir detectados
por um multiplicador de elétrons que gera um perfil de fragmentação característico do
composto, conhecido como seu espectro de massa.
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. Cada
espectro consiste de uma série de fragmentos de íons que podem ser usados na elucidação da
estrutura do composto, até mesmo a de estereoisômeros característicos de compostos
biomarcadores do petróleo.
Um cromatograma de massa é obtido fixando-se m/z e plotando-se tempo de retenção
por resposta do detector. Ele pode ser usado para monitorar uma série de compostos de pesos
moleculares variados, formados após a fragmentação (Silverstein et al., 1979; Peters &
Moldowan, 1993).
Para a aquisição e o processamento da grande quantidade de dados gerada ao longo de
uma análise, é necessário o uso de um computador. Durante uma análise de CG/EM que dure
aproximadamente 90 minutos, o espectrômetro de massa analisa cerca de 1800 espectros,
comparando cada um deles com aqueles previamente existentes numa determinada biblioteca.
54
Na identificação de componentes desconhecidos em uma mistura de compostos a
utilização da biblioteca é de grande utilidade, pois o sistema compara o espectro de massas,
obtido para o componente desconhecido com aqueles já padronizados, fornecendo,
normalmente, duas opções para a identificação do componente em questão.
Esse tipo de análise denomina-se full-scan (varredura completa). Nela todo o espectro
de íons gerados pela fonte de ionização - massa de 50 a 600 uma é analisado, não havendo
perdas de informação.
Para isso, é necessário que se utilize um computador capaz de adquirir e processar
uma grande quantidade de dados. Na modalidade de full scan, é gerado um espectro de massa
completo que serve para ser usado na identificação qualitativa de compostos (Peters &
Moldowan, 1993).
7.1.4 ISÓTOPOS ESTÁVEIS DE CARBONO
A razão
13
C/12C é utilizada para medir o fracionamento isotópico em processos
genéticos, associados à geradora, e pós-genéticos, relacionados a transformações secundárias.
Os resultados da composição isotópica total de carbono são expressos na forma de δ13C, onde
δ = [(Ra - Rp)/Rp] x 103, onde Ra e Rp referem-se às razões isotópicas 13C/12C da amostra e
do padrão, respectivamente (Figura 21) (Lopes et al., 2008). Portanto, os valores medidos
representam o desvio em relação ao padrão internacional PDB, calibrados a um padrão
secundário como o NBS 19 oil (Lopes et al., 2008).
55
Figura 21: Cálculo de isótopos estáveis. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do
Petróleo (RH/UP/ECTEP, 2009).
Para a determinação isotópica de carbono de um óleo, deve ser feita uma análise
elementar e espectroscopia de massas para a razão isotópica (EA-IRMS) (Lopes et al., 2008).
Pesam-se cerca de 200μg de amostra, em cápsulas de estanho. Estas cápsulas são
acondicionadas em um amostrador automático, onde são purgadas em fluxo contínuo de hélio.
A amostra é transferida para dentro de um tubo vertical de quartzo, onde ocorre a oxidação.
Este tubo contém óxido de cromo, óxido de cobalto e prata (Lopes et al., 2008).
A temperatura é de 900ºC e o hélio é enriquecido temporariamente com oxigênio puro,
ocorrendo a oxidação da amostra pela reação flash combustion. São formados então CO2,
água e compostos nitrogenados. Os compostos nitrogenados devem ser eliminados, em
específico o N2O, que tem massa 44 e pode interferir no pico do CO2 (que também apresenta
massa 44) (Lopes et al., 2008).
Então, a amostra passa por um forno de redução a 680ºC, contendo cobre e óxido de
cobre, onde os compostos nitrogenados são eliminados. A água formada na oxidação fica
retida em uma armadilha (trapa) de anidrônio (perclorato de magnésio). O CO2 e o N2 são
separados em uma coluna cromatográfica e transferidos para uma interface (Lopes et al.,
2008).
Nesta unidade, o CO2 é diluído com hélio e transferido ao espectrômetro de massas.
Então as moléculas de CO2 entram em uma fonte de íons, onde são bombardeadas com feixe
56
perpendicular de elétrons a 70eV, formando CO2+. O íon CO2+ pode apresentar massa 44, 45
ou 46, dependendo da combinação dos isótopos (C13/C12 e O16/ O18) (Lopes et al., 2008).
Cada íon formado é encaminhado a um coletor pré-determinado, através de campos
magnéticos específicos. O resultado é então ampliado e comparado com o resultado do gás de
referência para o cálculo de δ (Foto 4) (Lopes et al., 2008).
Foto 4: Análise de isótopos estáveis. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do
Petróleo (RH/UP/ECTEP, 2009).
57
8. CARACTERIZAÇÃO DOS AMBIENTES DEPOSICIONAIS DAS
ROCHAS GERADORAS
A avaliação e diferenciação de paleoambientes deposicionais de rochas geradoras de
petróleo, usando parâmetros geoquímicos e biológicos, têm aumentado nos últimos anos
(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, como lacustrino, água
doce-salobra, salino e hipersalino (Mello et al., 1988).
O cromatograma identifica cada tipo de óleo ou extrato, através de suas feições
específicas, conforme descrito anteriormente. O cromatograma recebe também a denominação
de fingerprint, devido a suas características únicas para cada tipo de óleo ou extrato. Com
relação aos fingerprints de cada óleo, pode-se reuni-los em famílias em função do tipo de
input orgânico, isto é, do tipo da matéria orgânica que deu origem ao óleo, do paleoambiente
deposicional e da maturação dessa matéria orgânica (Triguis et al., 2009)
Esta avaliação resume uma multidisciplinaridade aproximada (geoquímica, geológica,
paleontológica e estatística), usada para avaliar os ambientes deposicionais de rochas
geradoras na maioria das bacias marginais brasileiras (Mello et al., 1988).
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., 1988).
As bacias marginais brasileiras oferecem uma oportunidade ideal para uma
investigação, desde que elas contenham uma sucessão de sedimentos depositados em
diferentes ambientes, dentro de um único domínio geográfico (Mello et al., 1988).
Através de alguns parâmetros moleculares que dependem da maturidade, 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).
58
Amostras de ambiente lacustre são claramente separadas da daquelas de sistemas
marihos carbonáticos e evaporíticos. O óleo tende a ser intimamente associado a rochas
geradoras de mesmo ambiente deposicional, confirmando que as variáveis selecionadas são
primariamente independentes da maturidade (Mello et al., 1988).
Os efeitos das variáveis nos componentes principais mostram que o primeiro
componente principal está relacionado à concentração absoluta de biomarcadores, enquanto
que o segundo principal componente para classificação está relacionado ao total relativo de
esteranos e triterpanos (Mello et al., 1988).
Através dos dados geoquímicos, os seguintes ambientes são classificados: lacustrino
de água doce; lacustrino de água salgada; marinho evaporítico; marinho carbonático; marinho
deltaico; marinho altamente anóxico com uma predominância da litologia calcárea; e marinho
anóxico com uma predominância da litologia siliciclástica (Mello et al., 1988).
8.1 GRUPO I - LACUSTRINO DE ÁGUA DOCE
Presentes em bacias das porções central e norte da margem continental. As rochas
geradoras (querogênios Tipos I e II) foram depositadas no Neocomiano e o Aptiano, estando
seus óleos acumulados em rochas sedimentares de mesma idade (Figura 22) (Mello et al.,
1988). As rochas geradoras contém COT moderado a alto (superior a 6,5%) 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).
Nas bacias marginais brasileiras é representado por uma associação com alto
conteúdo de saturados, relativa abundância de n-alcanos com alto peso molecular, menor
valor de enxofre (0-3% para óleos, c. 0.3% para rochas), menor valor da relação V/Ni
(somente óleos), menores valores de 13C (31%o), pristano sempre superior ao fitano, n-alcanos
dominantes, alta razão hopanos/esteranos (5-15), ausência de C30 esteranos regulares e
presença de outros esteranos (Mello et al., 1988).
Outras propriedades devem também ser notadas, e.g. ausência de β-carotano e 28,30bisnorfano (biomarcador) e traço ou ausência de níquel e vanádio fracionado (Mello et al.,
1988).
59
Figura 22: Fingerprint de um óleo de um paleoambiente lacustre de água doce. Fonte: Triguis et al
(2009).
8.2 GRUPO II- LACUSTRINO DE ÁGUA SALINA
As rochas geradoras e óleos deste grupo estão confinados nas bacias de Campos e
Espírito Santo, situadas nas áreas oriental e meridional da margem continental brasileira. As
rochas geradoras (somente matéria orgânica amorfa) foram depositadas principalmente no
Barremiano/Aptiano. 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., 1988).
Os óleos são acumulados em reservatórios depositados em fácies não-marinhas e
marinhas, com idades do Aptianoas ao Oligoceno (Mello et al., 1988).
Os óleos e amostras de rochas apresentam registros similares aos de dados
diagnósticos de um ambiente não-marinho, mas modificados por alguns constituintes com
características isotópicas e moleculares que podem ser descritas como originárias de alta
salinidade em corpos de água, quando comparados aos dados de outros grupos (Mello et al.,
1988). Estes incluem médio conteúdo de enxofre (rochas 0.3 - 0.6%, óleos c. 0.3%), alta razão
V/Ni (somente óleos), presença de β-carotano, elevadas concentrações de C30 αβ hopeno,
60
abundância média relativa de gamacerano, valores pesados de ∂13C e altas concentrações de
esteranos (C21-22) com baixo peso molecular (Mello et al., 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 0.9 a 1.0) e de
isoprenóides C25 e C30, ii) a presença de 28,30-bisnorhopano e 25,28,30-trisnorhopano (baixa
abundância) e iii) abundância triclínica de terpanos superiores a C35 (Mello et al., 1988).
Poucos exemplos de lagos antigos salinos têm sido noticiados na literatura. As
melhores comparações com exemplos brasileiros são a Formação Green River, USA, e a bacia
Chaidamu, na China. Ambientes análogos contemporâneos devem ocorrer nos Lagos Magadi,
Nakuru e Bogoria, no sistema rifte da África Oriental (Mello et al., 1988).
Figura 23: Fingerprint de óleo de um paleoambiente lacustre salino. Fonte: Triguis et al.(2009).
8.3 GRUPO III - MARINHO EVAPORÍTICO
Rochas geradoras e óleos deste grupo ocorrem nas bacias do Ceará, Potiguar, Sergipe/
Alagoas, Bahia Sul e Espírito Santo, nas áreas equatorial, central e oriental da margem
continental (Figura 24). Estas rochas geradoras (matéria orgânica mista de amorfos, herbáceos
e lenhosa) foram depositadas durante o Aptiano (Mello et al., 1988) e geralmente contém
moderado a alto COT superior a 14% e elevado potencial gerador original (superior a 97 kg
61
Hc/ton de rochas ), normalmente relacionado a querogênio do tipo II (índice de hidrogênio
superior a 300 mg Hc/g carbono orgânico) (Mello et al., 1988).
Os óleos estão contidos em reservatórios do Aptiano ao Paleoceno. As amostras são
caracterizadas por um grupo de tamanho, com dados elementares e moleculares que provém,
talvez, a maioria da classificação correta dentro de grupos (Mello et al., 1988).
Feições úteis para esta finalidade são as elevadas concentrações de gamacerano, C30
αβ hopano e esteranos (superiores a 1200, 2000 e 4000 ppm, respectivamente), além do βcaroteno (superior a 600 ppm) do isoprenóide C25 e do esqualano (superior a 1500 ppm)
(Mello et al., 1988).
Outras importantes propriedades são i) fitano > pristano, sendoeste último n-alcano
dominante; ii) alto conteúdo de enxofre (superior a 1,5% para óleos e a 2,5% para rochas); iii)
relativa abundância superior de 28,30-bisnorhopano e 25,28,30-trisnorhopano e de 4-metil
esteranos com uma dominância do componente C30; iv) baixa a muito baixa abundância
relativa de diasteranos e terpanos tricíclicos, 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 0,6 a 0,9 (Mello et al., 1988).
Valioso registro é o de que um grupo similar de dados tem sido relatado para diversas
rochas geradoras hipersalinas paleogênicas lacustrinas e óleos (e.g. a bacia Jianghan, China
oriental; Fu Jiamo et al., 1986), com exceção da presença de C30 esteranos, 28,30bisnorhopano e 25,28,30-trisnorhopano.
Além disso, um número de resultados similares tem sido relatado de ambientes
hipersalinos marinhos (evaporíticos) na i) bacia de Terragona, Espanha; ii) bacia Paradox
(Utah), U.S.A.; iii) bacias Prinos e Messiniana (Apeninos setentrional), iv) bacias Italy e
Camargue, França Meridional (Albaiges et al., 1986; Peterson & Hite, 1969; ten Haven et al.,
1988; Moldowan et al.,1985; Connan & Dessort, 1987).
A presença, embora em menor abundância relativa, de C30 esteranos é considerada um
indicador de origem marinha (Moldowan et al., 1985), junto com alta abundância de 28,30bisnorhopano e 25, 28,30-trisnorhopano também verificada em todas as amostras brasileiras,
sugerindo uma origem marinha para o estabelecimento de cada ambiente hipersalino.
De fato, os C30 esteranos estão ausentes nas amostras não-marinhas brasileiras
(grupos I e II). Também é possível que a abundância relativa de vanádio porfirínico para os
62
teores de níquel supracitados, traduza uma influência marinha, desde que as amostras
carbonáticas marinhas (grupo IV) tenham maior abundância relativa de componentes de
vanádio (Mello et al., 1988).
Podem ser citados exemplos de bacias marinhas hipersalinas: Mar Vermelho e Mar
Morto no meio leste; Shark Bay, na Austrália ocidental; Laguna Madre e Baffin Bay, no
Texas e Sivash na Rússia (Kinsman, 1975; Friedman, 1980; Dunlop and Jefferies, 1985;
Kirkland and Evans, 1980; Huang e Meinschein, 1984).
Figura 24: Fingerprint de um óleo associado a paleoambiente evaporítico. Fonte: Triguis et al (2009).
8.4 GRUPO IV- MARINHO CARBONÁTICO
Rochas geradoras marinhas carbonáticas e seus respectivos óleos são encontradas
somente nas bacias do Amapá, Maranhão e Sergipe / Alagoas, situadas nas partes central e
oriental da margem continental brasileira (Figura 25). As rochas geradoras (somente MO
amorfa e lenhosa) foram depositadas durante o Albiano (Mello et al., 1988) e possuem
moderado a alto carbono orgânico (COT superior a 4%), além de um alto potencial gerador de
hidrocarbonetos (superior a 22kg Hc/ton de rocha), largamente relacionado a mistura dos
63
querogênios dos tipos I e II (Índice de Hidrogênio superior a 557 mg Hc/g carbono orgânico)
(Mello et al., 1988).
Os óleos são acumulados em reservatórios do Maastrichtiano ao Terciário. As
características geoquímicas e moleculares deste ambiente são muito similares às do Grupo IIIEvaporítico (Mello et al., 1988). São características comuns a esses dois ambientes. i) Menor
razão hopano /esterano (< 3); ii) abundância relativa similar do 4-metil esterano, com
dominância de componentes C30; iii) dominância de fitano sobre pristano, sendo um n-alcano
superior preferencial; iv) alto conteúdo de enxofre, devido à acidez do hidrocarboneto; v)
Ts/Tm menor que 1; vi) menor abundância relativa de diasteranos; vii) alta abundância
relativa de 28,30-bisnorhopano e 25,28,30 trisnorhopano e viii) uma tendência à dominância
de C35 hopanos sobre C34 homólogos (Mello et al., 1988).
Embora as amostras de ambos os grupos contenham β-caroteno, longa cadeia
2,6,10,14,18-pentametileicosano (C25) e C30 (esqualano) isoprenóide, além de gamacerano,
esses estão em maior concentração nas amostras de ambiente evaporítico, presumivelmente
refletindo essa característica extremamente salina (Mello et al., 1988).
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; Ni/Ni +
V = 0 variando entre 0,1-0,3); ii) a maior abundância relativa de esteranos regulares C30 e
terpanos triclínicos superiores ao C35, mas menor C30 αβ hopano e concentrações de esteranos
(Mello et al., 1988).
Feições similares às de amostras carbonáticas marinhas têm sido registradas em
amostras i) das Formações La Luna e Querencua, Venezuela e Colômbia; ii) bacia Officer
oriental, Austrália e iii) bacia do sul da Flórida, U.S.A. (Talukdar et al., 1986; Zumberge,
1984; McKirdy et al., 1984 Palacas et al., 1984). Exemplos contemporâneos registrados na
literatura são poucos. Conceituada menção são margens continentais do sudoeste de Porto
Rico e Belize oriental e o Golfo de Aden, costa da Arábia (Rafalska-Bloch & Cunningham,
1986; Pelet, 1981).
64
Figura 25: Fingerprint de um óleo associado a paleoambiente marinho carbonático. Fonte: Triguis et
al.(2009).
8.5 GRUPO V - MARINHO DELTÁICO (INFLUÊNCIA DA LITOLOGIA
CARBONÁTICA)
As rochas geradoras e óleos deste grupo são confinados a sequências do Terciário,
ocorrendo na parte oriental da margem continental (Figura 26). São observadas feições que
sugerem o estabelecimento de um ambiente deltáico sobre uma plataforma marinha
carbonática (Mello et al., 1988).
As rochas geradoras contêm moderado a alto carbono orgânico (COT superior a 7,2%)
e elevado potencial gerador de hidrocarbonetos (superior a 26 kg Hc/ton de rocha), associado
a querogênio do tipo II/III (índice de hidrogênio superior mg Hc/g carbono orgânico) (Mello
et al., 1988).
As amostras deste ambiente podem ser diferenciadas de outros grupos usando
marcadores diagnósticos próprios, por serem específicos para altas contribuições de
organismos, especialmente a presença de 18α (H)- oleanano e alta abundância relativa de um
C24 terpano tetracíclico, junto com um elevado conteúdo ceroso (Mello et al., 1988).
Elas também mostram algumas das feições que caracterizam amostras derivadas de
carbonatos, tais como baixa razão pristano/fitano, predominância de n-alcanos, alta razão
V/Ni (disponível somente para óleos), e conteúdo de enxofre (superior a 0,4% para óleos e
0,7% para rochas), baixa razão hopano / esterano (0,5-3,0), alta abundância relativa de C30
65
esteranos, dominância de C35 hopanos sobre C34 correspondentes, além de uma abundância
similar relativa de esteranos com baixo peso molecular (Mello et al., 1988).
Estas feições dão suporte à idéia do estabelecimento de um ambiente deltáico sobre
uma plataforma carbonática. Dignas de nota, duas outras feições de amostras do grupo V são
a virtual ausência de 28,30-bisnorhopano e 25,28,30-trisnorhopano e de porfirínicos (Mello et
al., 1988).
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, VIVII) (Mello et al., 1988).
A elevada abundância relativa de diasteranos nas rochas geradoras investigadas (as
quais são imaturas; %Ro em torno 0,55%), supõem uma hipótese, desde que estejam
combinadas, acredita-se surgirem da redução do reajuste de produtos dos esteranos, mesmo
com os efeitos catalíticos dos minerais argilosos ácidos (Rubinstein et al., 1975).
Algumas feições similares às de amostras do grupo V têm sido relatadas para algumas
amostras do delta do Níger, Nigéria (Ekweozor et al., 1979 a,b), delta Mahakam, Indonésia
(Grantham et al., 1983, e delta do Congo, bacia de Angola (Connan et al., 1988).
Análogos modernos de ambientes deltaicos são o delta do Níger, na Nigéria; delta do
Amazonas, no Brasil, e deltas do Ganges e Indus, no Oceano Índico (Demaison & Moore,
1980) e delta Mahakam, na Indonésia (Pillon et al., 1986).
Figura 26: Fingerprint de um óleo associado a paleoambiente marinho deltaico. Fonte Triguis et al.
(2009).
66
8.6 GRUPO VI - MARINHO ALTAMENTE
DOMINÂNCIA DA LITOLOGIA CALCÁREA
ANÓXIDO,
COM
As rochas sedimentares deste grupo, com idade Turoniana a Santoniana, distribuem-se
ao longo da margem continental. As amostras de rocha investigadas por (Mello et al., 1988)
foram obtidas das bacias do Amapá, Ceará, Potiguar, Sergipe/Alagoas e Campos. 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), relacionado a querogênio do
tipo II (índice de hidrogênio superior a 550 mg Hc/g carbono orgânico) (Mello et al., 1988).
As feições geoquímicas e moleculares dessas amostras são similares às de amostras
marinhas carbonáticas. As similaridades incluem teores de enxofre significantes e elevados
conteúdos carbonáticos (superiores a 0,5% e 48%, respectivamente), menor razão
pristano/fitano, predominância de n-alcanos, valores δ13C relativamente pesados (em torno de
27,5%o), alta abundância relativa de C30 esteranos, presença de β-caroteno, dominância de
C35 hopanos sobre esses C34 em contrapartida, e muito menor abundância relativa de
diasteranos (Mello et al., 1988).
As feições mais notáveis dessas amostras são, entretanto, muitas abundâncias relativas
e concentrações de 28,30-bisnorhopano (superior a 120 ppm) e 25,28,30-trisnorhopano
(superior a 130 ppm). Em muitos casos, estes compostos geram picos maiores em m/z 191 e
177, nos cromatogramas massa, e em alguns casos nas frações alcano (Mello et al., 1988).
Elevadas abundâncias desses compostos têm sido associadas à presença de altas
condições marinhas anóxidas (Rullkotter et al., 1984; Katz & Elrod, 1983). As amostras do
grupo VI também possuem altas concentrações de níquel (superior a 1700 ppm) e vanádio
(superior a 4000 ppm) porfirínico, com razão Ni/Ni + V = 0 variando de 0,3 a 0.9) (Mello et
al., 1988). Outra feição de todas as amostras neste grupo é a alta abundância relativa de
esteranos C29.
Exemplos de ambientes análogos antigos estão na formação Monterey, na Califórnia
(Katz & Elrod, 1983; Curiale et al., 1985), sedimentos do Cenomaniano/Turoniano do Oued
Bahloul, Tunisia e Danish Grabén Central, Mar do Norte (Farrimond, 1987), e folhelhos
pleistocênicos e jurássicos da plataforma continental norueguesa, Mar do Norte (Rullkotter et
al., 1982; Volkman et al., 1983).
67
Exemplos contemporâneos são áreas de poços na plataforma continental peruano,
oceano Índico e na plataforma sudoeste africana (Demasion & Moore, 1980).
8.7 GRUPO VII - MARINHO ANÓXIDO, COM PREDOMINÂNCIA DE
LITOLOGIA SILICICLÁSTICA
As rochas desta sequência, depositadas entre o Aptiano e o Oligoceno, ocorrem em
algumas áreas de bacias marginais. Elas são vistas nas bacias do Ceará, Sergipe/Alagoas e
Espírito Santo (Mello et al., 1988).
Somente rochas foram estudadas, principalmente as que estão imaturas. Em geral,
eles contêm moderado a alto carbono orgânico (COT superior a 4,4%) e um elevado potencial
gerador de hidrocarbonetos (superior a 17kg Hc/ton de rocha), relacionado a um querogênio
do tipo II (índice de hidrogênio superior a 368 mg Hc/g carbono orgânico) (Mello et al.,
1988).
De acordo com interpretações, 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., 1988).
As principais feições geoquímicas e moleculares são a predominância de n-alcanos de
menor peso molecular, pristano sempre mais alto que fitano, alta abundância relativa de
diasteranos e esteranos C30, concentrações médias de esteranos e hopanos (razões
hopano/esterano variando de 1,5 a 3,0), 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., 1988).
Análogos antigos deste ambiente são os do Liassico, Oxfordiano e Kimmeridgiano no
Mar do Norte e os folhelhos Toarcianos do sudoeste da Alemanha e bacia de Paris, França
(Mackenzie et al., 1980, 1984; Moldowan et al., 1986). Exemplos contemporâneos
documentados são áreas do oceano Índico e Mar Negro (Demaison & Moore, 1980).
68
9. AMBIENTE GERADOR DE BACIAS DA MARGEM LESTE
BRASILEIRA
9.1 EVOLUÇÃO TECTÔNICA DAS
BRASILEIRA E OESTE AFRICANA
MARGENS
LESTE
As bacias marginais brasileiras compartilham, de uma forma geral, grandes
semelhanças quanto à evolução tectônica e história do preenchimento sedimentar. Essas
semelhanças devem-se à gênese comum, relacionadas aos dos processos que culminaram com
a ruptura do Gondwana a partir do final do Jurássico (Lima & Junior, 2003).
Analisando-se a sucessão sedimentar das diversas bacias das margens leste e
equatorial brasileira, observa-se que o pacote sedimentar existente nessas bacias poderia ser
agrupado em seqüências geneticamente correlatas, geograficamente contínuas, relacionadas a
estágios evolutivos termomecânicos distintos. Com base no estudo dessas seqüências, cinco
estágios tectônicos foram diferenciados nessas bacias: sinéclise, pré-rifte, rifte, transicional e
deriva (Lima & Junior, 2003).
Desses estágios, os três últimos correspondem àqueles que ocorrem sucessivamente
em bacias que evoluem de uma fase rifte para uma fase de deriva (margem passiva). Os dois
primeiros, sinéclise e pré-rifte, não ocorrem necessariamente (Lima & Junior, 2003).
O estágio de sinéclise corresponde às sucessões sedimentares relacionadas ao
preenchimento de grandes depressões, em geral associadas às bacias intracratônicas, que não
é o caso das bacias estudadas neste trabalho.
O estágio pré-rifte está provavelmente relacionado ao soerguimento crustal resultante
do aquecimento induzido pela presença de hotspots (pontos quentes) no Gondwana central,
embora tenha-se também aproveitado das antigas depressões relacionadas às sinéclises
paleozóicas. A ação desses hotspots auxiliou o enfraquecimento crustal da junção entre as
placas sul-americana e africana, causando sua posterior ruptura (Lima & Junior, 2003).
O início ou final desse estágio, bem como a intensidade de soerguimento, variou de
um local a outro, porém, em geral, ocorreu entre o final do Jurássico e o início do Cretáceo
(Berriasiano a Valanginiano) (Lima & Junior, 2003).
69
No estágio rifte, a distensão atingiu o limite elástico da crosta e, finalmente, conduziu
à ruptura da placa litosférica. Nas bacias da margem leste, o início do rifte foi mais ou menos
simultâneo, ocorrendo entre o Berriasiano e o Valanginiano (145 – 135 Ma, início do
Cretáceo) (Lima & Junior, 2003).
A evolução crustal foi, contudo, distinta nas bacias situadas mais ao sul (bacias do
Espírito Santo a Pelotas), onde o estiramento crustal esteve associado a vulcanismo basáltico,
já na fase rifte. Nas bacias da margem equatorial, o rifteamento ocorreria mais tarde, entre o
Barremiano e o final do Albiano (130 - 100 Ma) (Lima & Junior, 2003).
Durante o estágio rifte, 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. Várias calhas (bacias distintas) eram
internamente compartimentadas em blocos altos (horsts) e baixos (grabens), que
condicionaram a sedimentação em seu interior (Lima & Junior, 2003).
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, bem
como pelos principais lineamentos e falhas existentes na região (Lima & Junior, 2003).
Analisando-se a atual margem continental, nota-se que praticamente todo o litoral leste
brasileiro, desde o Rio Grande do Sul até a Bahia, desenvolveu-se condicionado aos
alinhamentos derivados da orogenia brasiliana, ocorrida no final do Proterozóico (Lima &
Junior, 2003).
O tectonismo de idade eocretácea, conhecido como "Reativação Wealdeniana", foi
responsável pela reativação tectônica das estruturas brasilianas, gerando os riftes estreitos e
alongados que ocuparam essa área (Lima & Junior, 2003).
A propagação da ruptura, que ocorreu preferencialmente de sul para norte na margem
leste, foi bastante mais complexa na margem equatorial. Nesta região, as principais feições
estruturais são paralelas à costa, estando, muitas vezes, relacionadas a falhas de transferência
(Lima & Junior, 2003).
A rotação diferencial das placas sul-americana e africana, mais rápida a sul, ocasionou
compressão e distensão localizada na margem equatorial, causadas pela reativação do
complexo sistema nordestino de lineamentos e falhas de direção predominante leste-oeste e
nordeste-sudeste (Lima & Junior, 2003).
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. Essa
incursão marinha marcou o início do estágio transicional. 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, na África: a cadeia de Rio
Grande-Walvis (Figura 27) (Lima & Junior, 2003).
Figura 27: Reconstituição paleogeográfica do Atlântico Sul durante o final do Aptiano. Fonte: Apostila
Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP, 2009).
Esse alto atuou como uma barreira à comunicação efetiva entre o oceano Atlântico
Austral e o golfo Brasil-África, de modo que o influxo de água restrito e as altas taxas de
71
evaporação existentes devido ao clima quente então vigente favoreceram a concentração dos
sais nesses mares (Lima & Junior, 2003). Assim permitiu-se o acúmulo de uma espessa
seqüência evaporítica, que exerceu grande influência na evolução tectono-sedimentar
subseqüente dessas bacias. Esse estágio começou mais cedo também nas bacias da margem
leste, ocorrendo predominantemente durante o Aptiano. Nas bacias da margem equatorial
ocorreu entre o final do Aptiano e o Cenomaniano (Lima & Junior, 2003).
A fase transicional caracteriza-se por uma diminuição dos falhamentos por distensão
crustal, mas taxas de sedimentação ainda altas ocorreram no início desta fase devido à
subsidência térmica (Lima & Junior, 2003).
Com o avanço da separação entre as placas sul-americana e africana, a cadeia de Rio
Grande-Walvis teve seu papel progressivamente reduzido no controle das incursões marinhas
para o golfo, de modo que estas assumiram caráter permanente (Figura 28). Iniciou-se, então,
o estágio de deriva continental (Lima & Junior, 2003).
Figura 28: Fisiografia atual da região oceânica, exibindo as principais feições topográficas do fundo
oceânico. A cadeia Rio Grande-Walvis, hoje descontínua, teve importante papel no controle das incursões
marinhas durante o Aptiano. Fonte: Lima & Júnior (2003).
72
O estágio de deriva foi inicialmente marcado, nas bacias marginais, pelo
desenvolvimento de amplas plataformas carbonáticas. O progresso da separação, associado às
modificações climáticas induzidas pelo extenso oceano gerado, 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, 2003).
9.2 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. Devido a maior suscetibilidade das bacias
lacustres às mudanças ambientais, 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.
A produção e a preservação da matéria orgânica nos sistemas lacustres são
condicionadas por uma série de fatores, tais como o padrão de estratificação da coluna d’água,
salinidade e temperatura, que influem no padrão de estratificação os quais por sua vez
dependem da história tectônica, climática e hidrológica da bacia.
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 utilização de parâmetros geoquímicos integrados a dados geológicos constitui uma
poderosa ferramenta para reconstrução da evolução paleoambiental dessas bacias. Na Tabela
2, destacam-se exemplos de rochas geradoras nas Bacias da Margem Leste Brasileira e
características geológicas e geoquímicas:
73
Tabela 2: Características geológicas e geoquímicas das rochas geradoras na margem leste brasileira. Fonte: Modificado de Notas de Aulas de Geologia do Petróleo (Silva, 2011).
Bacias
COT
IH (mgHc/g
MO
Rochas Geradoras
Idade da Rocha Geradora
COT)
Camamu
4 – 5%
200 - 300
Tipo de Ambiente
Deposicional
Tipo I
Sedimentos lacustres de água doce
Rio da Serra a Jiquiá Eocretáceo
Lacustre
(~143-123 Ma).
Cumuruxatiba
Espírito Santo
1 – 4%
2 - 8%
até 300
> 650
Tipo II
Tipo II
Marinho
Margas e folhelhos calcíferos marinhos da Fm.
Albiano/Cenomaniano (~112-95
Regência.
Ma).
Fm Urucutuca e Fm Regência (Albiano); Fm
Albiano (~112-100 Ma)
Marinho
Neo-Aptiano (~121-112 Ma)
Incursões marinhas
Barremiano/Eoaptiano (~130-123
Lacustre
Mariricu/ Membro Mucuaí (Neoaptiano); Fm Cricaré,
principal intervalo gerador/ Membro Sernambi
(Barremiano/Eoaptiano).
Ma).
Campos
Santos
2 - 6%
2 - 5%
900
200
Tipos I e II
Tipo II
Folhelhos lacustrinos do Cretáceo Inferior e margas da
Barremiano e Aptiano (~127-123
Fm. Lagoa Feia (Cretáceo Inferior).
Ma).
Folhelhos marinhos da Fm. Itajaí-Açu (influência de
Aptiano e final do Cretáceo inferior
sedimentação carbonática).
(~120-113 Ma).
Lacustre Alcalino
Marinho
Folhelhos da Fm. Irati (Permiano); Folhelhos lacustres
Pelotas
Média
4,2%
> 400
Tipo I
da fase rifte; Folhelhos da Fm. Imbé (“Cone”).
Permiano, Aptiano,
Cenomaniano/Turoniano (~120-140
Ma).
Marinho
74
9.3 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.g., Indonésia, China, Brasil, Sumatra,
oeste da África e Austrália; Katz, 1990).
A costa oeste da África, notadamente nas águas profundas de Angola (delta do Congo)
e Nigéria (delta do Niger), completa o chamado “triângulo dourado das águas profundas”
(Brazilian Journal of Geophysics, 2000).
Uma série impressionante de descobertas feitas por companhias como a Elf e a Total
(hoje TotalFinaElf), Esso (hoje ExxonMobil), British Petroleum (hoje BP-Amoco) e Texaco
já somam cerca de 8 bilhões de barris de reservas (Brazilian Journal of Geophysics, 2000).
Entretanto, o único campo em produção atualmente em lâminas d’água superiores a
600m encontra-se na Guiné Equatorial (Campo de La Ceiba), sendo operado pela pequena
companhia Triton (Brazilian Journal of Geophysics, 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, Congo, Costa do Marfim e Mauritânia),
também se destacam (Brazilian Journal of Geophysics, 2000)
Nas águas profundas e ultraprofundas, da costa oeste africana a maioria dos sistemas
petrolíferos ativos são deltaicos. As rochas geradoras podem ser folhelhos prodeltaicos
(eocênicos-oligocênicos), depositados antes da progradação de grandes deltas oligomiocênicos, a exemplo do delta do Niger, ou folhelhos marinhos, relacionados a depósitos
anóxicos do Cenomaniano/Turoniano, cobertos igualmente por progradações deltaicas
oligomiocênicas, tais como os deltas do Orinoco (Trinidad Tobago) e do Congo
(Angola/Congo).
De acordo com a empresa Petrobrás (2011), há semelhanças entre as bacias
sedimentares da Costa Oeste da África e da Margem Leste do Brasil. A bacia costeira do
Gabão, por exemplo, está localizada em área foco de atuação para a empresa – a Costa Oeste
da África.
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. Nesta região, a Petrobras já está presente em
Angola, Benin, Namíbia e Nigéria.
Acredita-se que possam existir grandes reservas de petróleo no pré-sal na costa Oeste
da África, por razões geológicas. Há cerca de 150 milhões de anos, parte do Hemisfério Sul
era um só, com a América do Sul e a África unidos em um só bloco. Há cerca de 120 milhões
de anos as duas regiões começaram a se separar, (ao se separarem, uma parte do pré-sal ficou
na costa brasileira e a outra, na costa africana) com a movimentação das placas tectônicas, que
estão em constante movimento. Os olhos das gigantes corporações petrolíferas estão se
voltando para a costa Oeste da África, onde haveria reservas significativas de petróleo
também abaixo da camada de sal, numa área idêntica à existente no Brasil.
Ao longo do período de separação dos dois continentes, em determinado momento se
formou um golfo, semelhante ao Mar Vermelho atual. O golfo se formou na costa brasileira,
entre Pernambuco e Santa Catarina. Foi a partir de então que começou a se formar a camada
de sal. O Atlântico formou-se posteriormente com a oceanização deste golfo.
Na época, formou-se a camada de sal, sobrepondo-se a pacotes sedimentares, contendo
rochas propícias à formação de hidrocarbonetos (petróleo ou gás natural). Na altura de
Florianópolis, em Santa Catarina, uma barreira vulcânica impediu a continuação da formação
da camada de pré-sal no Sul do país e na Argentina.
Como resultado do processo de fragmentação do Gondwana., os blocos do pré-sal na
Bacia de Santos estão de frente para a bacia de Angola no continente africano. A costa
africana, nas proximidades das ilhas de São Tomé e Príncipe, é área de estruturas
excepcionais abaixo do pré-sal e, por isso, com grandes expectativas de que existam reservas
significativas de petróleo. Abaixo observa-se alguns exemplos de ambientes deposicionais
entre as costas leste brasileira e oeste africana (Angola). É possível que as rochas geradoras
destes ambientes possuam similaridades (Figura 29).
76
Figura 29: Correlação de rochas geradoras da Costa Leste Brasileira e Costa Oeste Africana.
Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP, 2009).
77
10.CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
A geoquímica orgânica do petróleo caracteriza-se pela utilização integrada dos
métodos e técnicas da química orgânica e da geologia.
O objeto de estudo da geoquímica orgânica do petróleo é a sua gênese, que é um ramo
bastante especializado da indústria do petróleo, cuja compreensão possui grande impacto na
exploração de uma bacia sedimentar.
A evolução da matéria orgânica é tratada pela geoquímica orgânica do petróleo. Ela é
a matéria prima para geração de hidrocarbonetos, sendo necessário que se compreenda sua
evolução desde a sua incorporação às rochas até sua transformação térmica em petróleo e/ou
gás natural. 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, identificando os estratos que lhe deram origem.
Com esta finalidade, são utilizadas técnicas para caracterização de rochas geradoras,
estudando assim a quantidade, a qualidade e o nível de maturação da matéria orgânica,
contribuindo para a exploração de petróleo. Utilizam-se técnicas petrográficas de avaliação
óptica (Reflectância da Vitrinita, Índice de Coloração dos Esporos) bem como técnicas
geoquímicas qualitativas e quantitativas (parâmetros de Pirólise Rock - Eval, conteúdo de
carbono orgânico total – COT e caracterização dos biomarcadores).
Conforme mencionado ao longo do texto, existem semelhanças entre as bacias
sedimentares da Costa Oeste da África e da Margem Leste do Brasil, pois a costa oeste
africana apresenta estruturas geológicas consideradas comparáveis àquelas encontradas no
Brasil, possuindo potencial para a descoberta de expressivos volumes de petróleo em áreas
localizadas em águas profundas.
Acredita-se que possam existir grandes reservas de petróleo no pré-sal na costa Oeste
da África, por razões geológicas. Há cerca de 150 milhões de anos, parte do Hemisfério Sul
era um só, com a América do Sul e a África unidos em um só bloco. Há cerca de 120 milhões
de anos as duas regiões começaram a se separar, (ao se separarem, uma parte do pré-sal ficou
na costa brasileira e a outra, na costa africana) com a movimentação das placas tectônicas, que
estão em constante movimento. Os olhos das gigantes corporações petrolíferas estão se
voltando para a costa Oeste da África, onde haveria reservas significativas de petróleo
também abaixo da camada de sal, numa área idêntica à existente no Brasil.
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.
79
11.REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
APOSTILA INTERNA DO CURSO DE FORMAÇÃO DE GEOLOGIA DO
PETRÓLEO, RH/UP/ECTEP, 2009.
ABREU, L.O. 2007. Petróleo: caracterização, identificação, situação atual e perspectivas.
Instituto de Agronomia, Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro. 42p.
ALBAIGES J., ALGABA J., CLAVELL E., GRIMALT J. 1986. Petroleum geochemistry of
the Tarragona Basin (Spanish Mediterranean off – shore). In Advances in Organic
Geochemistry 1985 (Edited by Leythaeuser D. and Rullkotter J.), pp. 441 – 450. Pergamon
Press, Oxford.
BRAZILIAN JOURNAL OF GEOPHYSICS, 2000.
(CEGEQ) CENTRO DE EXCELÊNCIA EM GEOQUÍMICA. 2009. Centro de Pesquisas
Leopoldo A. Miguez de Mello (CENPES/PETROBRAS) pela análise de geoquímica
orgânica.
CHICARELLI M.I. 1985. The porphyrins of Serpiano oil shale: Structures and
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