Livro Geoquímica do Petróleo

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 GEOQUÍMICA DO PETRÓLEO 
 
 
 
 
 
 
 
ÍNDICE 
 
1) Introdução 
1.1) Histórico 
 
2) Rochas sedimentares 
2.1) Bacia sedimentar e ambiente deposicional 
2.2) Tipos de rochas sedimentares 
2.3) Rocha geradora de petróleo: Quantidade, qualidade e evolução térmica da matéria 
orgânica 
2.4) Petrografia orgânica: ICE e Poder refletor da vitrinita (%Ro) 
 
3) Etapas da geração do petróleo 
3.1) Diagênese, catagênese e metagênese 
3.2) Diagrama de Van Krevelen 
3.3) Perfil de poços 
3.4) Pirólise Rock-Eval 
 
 
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3.5) Maturação da matéria orgânica: Tmáx, IH, IO, IP. 
3.6) Migração do petróleo 
 
4) Aplicação da técnica de cromatografia na análise do petróleo e de extratos 
oleosos 
4.1) Composição do petróleo: Hidrocarbonetos saturados, aromáticos e compostos 
polares 
4.2) Extração da MOS de rochas para análises geoquímicas 
4.3) Introdução aos métodos cromatográficos 
4.4) Fracionamento do petróleo por cromatografia líquida 
4.5) Cromatografia gasosa aplicada à análise de alcanos lineares e isoprenóides 
4.6) Cromatografia gasosa aplicada à análise de policicloalcanos e de aromáticos 
policíclicos 
 
5) Classificação de rochas geradoras quanto ao paleoambiente deposicional e 
ao input de matéria orgânica: Uso de fingerprints 
5.1) Ambiente lacustre de água doce 
5.2) Ambiente Lacustre de água salgada 
5.3) Ambiente marinho deltaico 
5.4) Ambiente marinho evaporítico 
5.5) Ambiente carbonático 
5.6) Ambiente marinho aberto 
 
6) Compostos biomarcadores do petróleo 
6.1) Definição e seus precursores biológicos 
6.2) Famílias de compostos: estruturas químicas 
6.3) Estereoquímica dos compostos policíclicos saturados alquilados 
6.4) Identificação cromatográfica de compostos biomarcadores do petróleo através da 
CG/EM 
 
 
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6.5) Biomarcadores indicadores de paleoambiente deposicionais, input orgânico em 
rochas geradoras, e avaliação da maturação térmica da rocha geradora 
 
7) Geoquímica orgânica aplicada à produção de petróleo 
7.1) Introdução à geoquímica de reservatório 
7.2) Tipos de reservatórios: Homogêneos e heterogêneos 
7.3) Aplicação das técnicas geoquímicas na avaliação de reservatórios: Casos reais. 
 
8) Geoquímica orgânica aplicada ao monitoramento e remediação da poluição 
ambiental causada por petróleo 
8.1) Identificação dos responsáveis legais por derrames de óleo e derivados 
8.2) Monitoramento dos processos de intemperismo sobre óleos derramados no meio 
ambiente 
8.3) Avaliação da eficiência da aplicação de métodos de remediação de áreas 
contaminadas por óleo ou derivados. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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GEOQUÍMICA DO PETRÓLEO 
1) Introdução 
O petróleo sempre transmite uma certa magia, quer pela sua gênese, pela série de 
coincidências que deve enfrentar para ser devidamente armazenado na crosta 
terrestre, pelo seu “geitão”, como também pelo seu custo e pelo que pode representar 
num derrame. 
Uma parte desse mistério irá ser desvendado neste curso que tratará da gênese do 
petróleo, de sua composição e propriedades, assim como de como se procede com 
sua exploração, produção e recuperação do meio ambiente impactado, utilizando-se 
da geoquímca orgânica como ferramenta. 
 
1.1) Histórico 
 
A responsabilidade de um exploracionista na área de petróleo é a de 
encontrar óleo ou gás. Uma medida de sua habilidade é a razão entre o número de 
perfurações secas para cada uma que produz petróleo comercialmente. Wagner e 
Iglehart (1974) descrevem que para 25.562 poços secos perfurados nos Estados 
Unidos entre 1969 e 1973, foram encontrados 572 novos campos de petróleo, 
contendo mais do que 1 milhão de barris. 
 
 
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Até a década de 80, os exploracionistas se basearam na prática, somente em 
métodos geofísicos sísmicos para localizarem feições subsuperfíciais e definirem 
trapas (armadilhas). Apesar dos métodos geofísicos oferecem expectativas para a 
identificação de alguns tipos de reservatórios com hidrocarbonetos, não existe 
geralmente um método aplicável para decidir se uma estrutura em particular conterá 
óleo ou estará vazia. 
Caso se suponha que a geofísica conseguirá se desenvolver até o ponto em 
que cada feição subsuperficial possa ser definida inequivocamente, incluindo 
mudanças litológicas e controle estratigráfico das trapas, qual será a chance de se 
encontrar óleo numa estrutura perfurada? Estatisticamente será a mesma que a 
razão entre o número de trapas (armadilhas) contendo óleo para as que estão 
secas. Obviamente a única forma de melhorar esses resultados é o de se incorporar 
novas técnicas na exploração. A geoquímica do petróleo é uma delas. 
A aplicação da geoquímica do petróleo na exploração pode ser ilustrada 
através de um exemplo. A Figura 1 mostra uma seção leste-oeste através de uma 
área hipotética, onde se efetua exploração de petróleo. O poço 1 foi sucesso em 
encontrar óleo, mas o 2, pouco distante para o oeste, estava seco. O fato que o 
óleo encontrado no poço 1 vinha do folhelho penetrado pelo furo 2, mostra que a 
falha não é um selo atuante, neste caso. A partir desse fato segue-se que a 
estrutura sob B não está suficientemente selada e não é um bom prospecto como o 
é o anticlinal sob A. Neste caso particular, as informações do poço seco auxiliam no 
estabelecimento de vias de migração e indicam a estrutura mais promissora para 
sondagens subseqüentes. Contrariamente, se o folhelho não puder ser 
correlacionado ao óleo, indicará que provavelmente a falha era provavelmente um 
selo. Neste caso A e B seriam igualmente locações atrativas. Se o óleo não viesse 
do folhelho a oeste, de onde viria então? Desde que a falha parece ser um selo 
para os hidrocarbonetos movendo-se para o oeste, o óleo do poço A, 
provavelmente, foi originado em folhelhos mais profundos para o este, e neste caso 
a estrutura sob C seria um alvo prioritário na exploração. 
 
 
 
 
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Oeste 
Poço 1 
Leste 
C B A 
Folhelho Gerador 
Fi.g. 1 Seção hipotética através de uma área no começo da exploração 
 
Poço 2 
 
 
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Deve ser realçado que os dados da geoquímica do petróleo não devem ser 
utilizados separadamente, porém devem ser integrados com informações de outras 
fontes. No exemplo dado acima, seria necessário um entendimento da geologia, e 
particularmente da idade do falhamento e dobramento. Na maioria das bacias, o 
acréscimo de dados geoquímicos aos dados mais convencionais de geologia e 
geofísica, iráo melhorar as chances de sucesso. 
De forma a aplicar geoquímica na exploração, como demonstrado, deverão 
existir métodos para se reconhecer rochas geradoras e correlacionar óleos entre si 
e com suas geradoras. A identificação de uma rocha geradora requer um 
entendimento dos processos pelos quais são gerados os óleos e como migram. 
A correlação envolve um conhecimento dos mecanismos de migração e os 
fatores que podem operar na mudança composicional dos óleos em reservatório. 
Nestas considerações torna-se básico o conhecimento da terminologia utilizada e 
um entendimento dos ambientes nos quais se formam as rochas ricas em matéria 
orgânica. Assim este curso inicia-se com uma revisão da terminologia e uma 
apreciação sobre a matéria orgânica em ambientes sedimentares e continua, com 
as considerações sobre os processos que participam da geração do petróleo. 
Segue-se uma discussão sobre o movimento do óleo da rocha geradora até o 
reservatório e a natureza das mudanças que podem ocorrer. Esta informação 
fornece os subsídios requeridos para uma discussão das técnicas para 
reconhecimento de uma rocha geradora e para usar a correlação geoquímica na 
exploração. 
 
2) Rochas sedimentares 
Na Crosta terrestre estão presentes três tipos de rochas: a ígnea, proveniente 
diretamente do magma, quechega à superfícies através de vulcões ou fissuras na 
crosta. O segundo tipo é representado pelas rochas metamórficas, que são originadas 
das ígneas, das sedimentares ou mesmo de outras metamórficas, quando são 
submetidas a elevadas pressões e/ou temperaturas. As rochas sedimentares são 
formadas através da erosão das rochas ígneas ou metamórficas e o produto dessa 
 
 
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erosão irá formar as sedimentares, que também são compostas de sedimentos 
orgânicos, além dos minerais (inorgânicos). 
As rochas sedimentares são as que serão estudadas neste curso, pois são as que 
podem se tornar rochas geradoras do petróleo, satisfazendo alguns requisitos, como se 
verá a seguir. 
As rochas sedimentares são sempre depositadas em depressões da crosta, que 
quando estão preenchidas pelos sedimentos , são denominadas Bacias sedimentares. 
 
 
 
2.1 Tipos de rochas sedimentares 
Sob o ponto de vista da geoquímica orgânica, as rochas sedimentares serão estudadas 
sob o ponto de vista de sua granulometria, isto é, se são rochas de granulação grossa 
ou fina. 
Quando os sedimentos que virão a formar as rochas sedimentares são depositados em 
paleoambientes deposicionais de elevada energia, tendem a se depositar os 
sedimentos grosseiros, quanto os finos. Neste caso a rocha tem uma má seleção e são 
consituidas por sedimentos mais grosseiros, tipo arenito, como exemplo. Em ambientes 
mais calmos tendem a se depositar os sedimentos mais finos e o resultado será uma 
rocha sedimentar de boa seleção e granulometria fina.tipo argilitos, por exemplo. 
2.2 A matéria orgânica 
 
A matéria orgânica encontrada nas rochas sedimentares foi incorporada a 
partir da coluna d’água sobrejacente, na época que elas estavam sendo 
depositadas como sedimentos (Figura 2). A matéria orgânica nos oceanos pode ser 
encontrada solubilizada, particulada, ou na forma de material coloidal. A 
concentração das três formas é maior perto da superfície e então decresce com a 
 
 
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profundidade para as primeiras centenas de metros, e então permanece 
aproximadamente constante. 
A matéria orgânica dissolvida é mais do que uma ordem de magnitude mais 
abundante do que a matéria orgânica particulada. Como as partículas argilosas 
absorvem parte da matéria orgânica, através da coluna d’água, esta é incorporada 
aos sedimentos. A matéria particulada vai para o fundo e torna-se parte dos 
sedimentos, enquanto a matéria orgânica coloidal flocula primeiramente, e depois 
se deposita. Concomitantemente à deposição da matéria orgânica na coluna 
d’água, bactérias e outros microorganismos iniciam a degradação de determinados 
compostos orgânicos presentes na matéria orgânica. Também na interface do 
sedimento/água observa-se o processo de biodegradação. Logo, somente a parte 
mais resistente da matéria orgânica é incorporada aos sedimentos. As únicas 
exceções são os compostos orgânicos que, de certa forma, estão protegidos, como 
por exemplo, conchas que são mantidas juntas por materiais proteicos, os quais 
passam a ser protegidos da degradação, pelo carbonato envolvente de suas 
carapaças. 
 
 
 
 
 
 Elevada porcentagem de compostos orgânicos (MO) 
 
Dissolvida argilas 
Particulada 
 
Coloidal flocula e precipita 
 esqueletos e 
 conchas 
 
 
 
 
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Organismos que se alimentam no fundo 
 
 
Sedimentos 
 
Figura 2 – Deposição da matéria orgânica em ambientes aquosos 
 
A quantidade e o tipo de material orgânico que alcança os sedimentos são 
controlados, pelo menos em parte, pelo ambiente deposicional e pode estar 
relacionada à produtividade das águas sobrepostas e a granulação dos sedimentos, 
as condições físicas da área de deposição, e a mineralogia do sedimento. 
 
• Produtividade das águas 
A maior parte da matéria orgânica presente nas águas oceânicas vem dos 
organismos indígenos. Assim, uma quantidade maior de material orgânico está 
disponível em áreas de elevada produtividade marinha. Isto está freqüentemente 
relacionado ao elevado teor de matéria orgânica nos sedimentos sob águas da 
superfície altamente produtivas. Em algumas áreas, particularmente perto dos 
estuários de grandes rios, a matéria orgânica transportada da superfície do 
continente pode ser quantitativamente importante. 
 
• Granulometria 
Existe uma relação entre o conteúdo de matéria orgânica e a granulometria 
dos sedimentos (Tabela 1) e esta tendência é observada em rochas antigas. Três 
processos principais operam para produzir essa distribuição: 
a) A ação de ondas e correntes marinhas levam a matéria orgânica do 
tamanho de argilas e pequenas partículas de material orgânico de baixa densidade, 
para fora das areias e as depositam em locais de águas calmas. 
b) Os ambientes de elevada energia (tais como praias, barras e etc.) que 
são caracterizados por depósitos de areias, são freqüentemente oxigenados e a 
matéria orgânica não é preservada em ambientes oxidantes. 
 
 
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c) As partículas de argila que se depositam, devido à sua grande área 
superficial, podem adsorver a matéria orgânica de soluções e transferi-las para 
dentro dos sedimentos. 
A matéria orgânica não é estável sob condições oxidantes, porém pode ser 
preservada quando o ambiente é redutor. As condições oxidantes são 
freqüentemente indicadas pela natureza dos constituintes inorgânicos, por exemplo, 
a presença de óxidos de ferro, os quais dão cor vermelha às chamadas “red beds”. 
Rochas desse tipo geralmente apresentam baixo teor de matéria orgânica e são 
excluídas como rochas geradoras. 
A região abaixo da superfície dos sedimentos rapidamente torna-se redutora, 
e bactérias aeróbicas podem não mais oxidar a matéria. Bactérias anaeróbicas 
continuam o processo de biodegradação, usando o oxigênio dos sulfatos, porém 
seus efeitos diminuem conforme aumenta a profundidade. 
 
 
 
 
2.3 Rocha geradora de petróleo: Quantidade, qualidade e evolução térmica da 
matéria orgânica 
 
Arenitos geralmente têm baixo teor de matéria orgânica, devido às altas 
energias associadas ao ambiente oxidante no qual são depositados, enquanto 
folhelhos, depositados sob condições redutoras, têm elevada porcentagem de 
matéria orgânica preservada. Carbonatos, geralmente são intermediários. Em 
média os folhelhos contêm 1% de matéria orgânica (Hunt, 1972). Cerca de 90% 
referem-se à fração de moléculas de alto peso molecular, insolúveis em solventes 
orgânicos, denominada querogênio, e o restante é a parte solúvel denominada 
Matéria Orgânica Solúvel – MOS ou betume (Figura 3). 
 
 ROCHA 
 MATÉRIA ORGÃNICA (1%) MATÉRIA INORGÂNICA – 
MINERAL (99%) 
 
 
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 BETUME – MOS (10%) 
 
 
 MATÉRIA ORGÂNICA 
 
Figura 3 - Querogênio e betume – MOS em folhelhos 
 
A quantidade e composição do betume variam em função das condições 
físicas e biológicas. Isto conduz a diferenças importantes na composição química 
entre betumes em sedimentos recentes e antigos, particularmente para as moléculas 
de baixo peso molecular (Tabela 1). 
Existe uma transição gradual entre sedimentos recentes e antigos. 
Similarmente à matériaorgânica, existe uma mudança gradual entre a composição 
dos sedimentos recentes e os antigos. 
 
 
 
 
 
 
Tabela 1 - Concentrações de hidrocarbonetos de baixo peso molecular e de aromáticos 
leves em sedimentos recentes e antigos. 
 
 
 
 
 
 
 
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 Recente Antigo 
 
 
Hidrocarbonetos de baixo peso mol (C4-C8) 0,002 ppm* 2-1000 ppm 
 
Aromáticos leves (benzeno + naftalenos) 0,1 ppm* 1-25 ppm 
 
* abaixo do limite de detecção 
 
Os processos bioquímicos que operam nos sistemas vivos geram uma 
variedade de compostos orgânicos. Alguns destes não são estáveis e não 
sobrevivem quando os organismos morrem, mas outros são bastante estáveis e 
sobrevivem dentro das seqüências sedimentares. Assim, a matéria orgânica que 
chega ao sedimento, vinda da coluna d’água sobrejacente, contem compostos com 
vários níveis de estabilidade, e estes reagem com velocidades diferentes como 
resposta às mudanças das condições ambientais. 
Cálculos hidrodinâmicos mostram que em ambientes redutores, o metano e o 
carbono são os produtos finais estáveis, produzidos pela influência do aumento da 
temperatura sobre todos os tipos de matéria orgânica. Isto implica na redistribuição 
do hidrogênio para dar um produto rico em hidrogênio (CH4) e outro sem hidrogênio 
(C). Por exemplo, uma parafina (n-alcano) nC21 irá redistribuir seus átomos de 
hidrogênio da seguinte forma: 
 
 C21H44 11CH4 + 10C 
 
Com o aumento da temperatura, que acompanha o aumento da profundidade 
de soterramento, o querogênio torna-se progressivamente rico em carbono, 
tornando-se mais condensado e desenvolve mais estruturas aromáticas, enquanto 
que a fração solúvel torna-se cada vez mais rica em hidrogênio, conforme aumenta 
 
 
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a fração das parafinas. Esta redistribuição do hidrogênio pode ser sumarizada no 
esquema seguinte (Figura 4). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
MATÉRIA ORGÂNICA 
ORIGINAL 
QUEROGÊNIO 
QUEROGÊNIO 
MATURO 
GRAFITE 
ÓLEO 
 METANO 
 
 
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 PERDA DE HIDROGÊNIO GANHO DE HIDROGÊNIO 
 
 
Figura 4 - Redistribuição do hidrogênio entre querogênio e óleo. 
As rochas sedimentares são constituídas de sedimentos, isto é, sedimentos 
orgânicos, m. orgânica, e sedimentos inorgânicos, minerais, conforme já exposto 
nesta apostila. As rochas com granulação fina, derivadas de ambientes 
deposicionais com baixa energia (folhelhos, argilitos, margas etc), são as que 
contêm maior porcentagem de matéria orgânica, contrariamente às rochas 
sedimentares originárias de ambientes de alta energia (arenitos, turbiditos, etc) que 
possuem muito pouca matéria orgânica. 
As rochas de granulação fina, contendo matéria orgânica, podem ser 
qualificadas como rochas geradoras de hidrocarbonetos líquidos ou gasosos, desde 
que satisfaçam os seguintes quesitos: 
• Contenham uma quantidade mínima de matéria orgânica, definida por classe de 
rocha, 
• Que a qualidade da matéria orgânica presente na rocha seja adequada para a 
geração de hidrocarbonetos, 
• Que essa matéria orgânica tenha sofrido um processo de soterramento 
necessário para ter atingido uma paleotemperatura mínima suficiente para sua 
transformação em óleo ou gás (petróleo) 
 
• Quantidade de matéria orgânica 
A quantidade de matéria orgânica existente numa determinada rocha 
sedimentar pode ser medida de maneira direta, separando a fração orgânica da 
inorgânica, avaliando-se a quantidade de matéria orgânica em relação ao total da 
rocha. O processo de separação da fração orgânica, através de uma digestão 
 
 
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ácida dos minerais, acrescentando-se separação dos minerais pesados por 
densidade, é um processo demorado de aproximadamente 24 horas, o que não é 
compatível com as necessidades da indústria, que por vezes precisa de respostas 
urgentes. 
A medida indireta da quantidade de matéria orgânica, através da avaliação 
do teor de carbono orgânico da rocha, veio sanar o problema do longo tempo de 
análise, fazendo-se essa medida em questão de minutos. Como resultado se obtém 
o valor da porcentagem de Carbono Orgânico Total (COT) existente por peso de 
rocha. Neste procedimento o teor de querogênio de uma rocha sedimentar é 
normalmente determinado pela combustão do carbono orgânico a CO2 numa 
atmosfera de oxigênio, após a remoção do carbono de carbonatos, com o 
tratamento ácido. Esta análise é efetuada em amostra de rocha pulverizada, num 
aparelho de combustão, utilizando um forno de indução e uma célula de 
condutividade térmica para medir a quantidade de CO2. 
A quantidade de matéria orgânica mínima numa rocha sedimentar, para 
começar a ser avaliada como possível rocha geradora, está vinculada ao tipo de 
rocha, se siliciclástica ou carbonática. As rochas siliciclásticas apresentam, no geral, 
baixa porosidade e permeabilidade, havendo necessidade que se criem caminhos 
para a migração do betume ou óleo, quando se der início o processo de geração. 
Estes caminhos poderão ser obtidos através do aparecimento de micro fraturas na 
rocha, possivelmente ocasionadas pela pressão exercida durante a geração de 
hidrocarbonetos. Quanto maior a quantidade de matéria orgânica, ou COT, maior 
será a possibilidade de se efetuar a migração dos hidrocarbonetos gerados. 
A quantidade mínima de COT aceita para que uma rocha sedimentar 
siliciclástica possa ser classificada possivelmente como uma rocha geradora, é da 
ordem de 1%. Contrariamente, as rochas carbonáticas já possuem uma porosidade 
e permeabilidade, peculiar a esses tipos de rochas, não havendo a necessidade da 
criação de microfraturas, para se desenvolver o processo de migração, exigindo-se 
assim menor quantidade de matéria orgânica, para a classificação dessas rochas 
 
 
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como possíveis geradoras. A quantidade mínima de COT aceita para uma rocha 
sedimentar carbonática, para ser inicialmente classificada como possível geradora, 
é da ordem de 0,5%. 
• Qualidade da matéria orgânica 
A quantidade de matéria orgânica de uma rocha sedimentar deverá estar 
relacionada a uma qualidade de matéria orgânica adequada, para a geração de 
hidrocarbonetos. Sendo os hidrocarbonetos formados somente por átomos de 
carbono e hidrogênio, a relação atômica H/C é a que irá determinar se um 
determinado tipo de matéria orgânica tem condições de gerar petróleo, isto é, óleo 
ou gás. 
Assim faz-se necessário uma distinção entre os vários tipos de matéria 
orgânica, devido a que a cada tipo irá corresponder uma determinada 
potencialidade para geração de hidrocarbonetos e mesmo tendo essa 
potencialidade, se está relacionada a hidrocarbonetos líquidos ou gasosos. Essa 
diferenciação está ligada às variações na estrutura química da matéria orgânica. 
O reconhecimento da qualidade da matéria orgânica para se avaliar sua 
potencialidade para a geração de hidrocarbonetos pode ser através de análises 
químicas, para a determinação da relação atômica H/C ou então a caracterização 
microscópica. O tipo de matéria orgânica disseminada corresponde ao tipo I, 
quando a relação atômica H/C inicial é de 1,5 ou maior, para o tipo II seria entre 1.0 
e 1,5, enquanto que para o tipo III estaria abaixo de 1.0. 
A qualidade da matéria orgânica ou querogênio, verificada através de 
microscópios, leva o nome de petrografia orgânica. A visualização do querogênio na 
petrografia, requer que ele seja retirado da rocha, através de uma digestão ácida de 
minerais, sendo utilizado HF para a digestão dos minerais silicatados e HCl para a 
digestão deminerais carbonáticos. Numa fase final os minerais pesados serão 
separados através de líquidos pesados e o querogênio será obtido, depois de 
aproximadamente 24 horas de trabalho em laboratório. A preparação do querogênio 
 
 
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para análise microscópica poderá ser em lâminas de vidro, para análise sob luz 
branca transmitida ou luz ultra-violeta incidente, ou poderá ser feita em plugs de 
resina para análise sob luz branca ou ultra violeta incidentes. 
As classificações dos diferentes tipos de matéria orgânica tiveram origem na 
petrografia do carvão. A utilizada em petrografia de matéria orgânica disseminada 
(querogênio em rochas sedimentares) é derivada das pesquisas com carvão e 
classifica a matéria orgânica da seguinte forma: 
• Classificação da Matéria Orgânica 
a) Amorfa = matéria orgânica sem forma própria, parecendo fragmentos de 
esponja. Normalmente é derivada de matéria orgânica sapropelítica. Quando de 
sua deposição tem elevado valor de H/C, normalmente superior a 1,5. Nesta 
condição, quando submetida à luz ultra-violeta incidente apresenta intensa 
fluorescência variando do amarelo esverdeado ao amarelo alaranjado (Figura 5). 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 5 - Matéria orgânica amorfa 
b) Leptinítica – Tipo II - Compreende os seguintes grupos: 
• esporos e polens (Figura 6), 
 
 
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• cutículas vegetais, 
• algas 
• dinoflagelados 
• acritarcas, etc 
Quando de sua deposição tem um valor inicial de H/C ao redor de 1,0 a 1,5. 
A fluorescência é menos intensa que a amorfa, com coloração alaranjada, quando 
submetida à luz ultra-violeta incidente. 
 
 Figura 6 - Matéria orgânica leptinítica – esporo e pólem 
 
 
 
 
 
c) Lenhosa - Tipo III - Compreende dois grupos: 
• Vitrinita 
• Inertinita 
 
 
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O grupo da vitrinita se distingue por apresentar ainda algum valor residual 
para a relação atômica H/C, podendo gerar hidrocarbonetos gasosos, enquanto que 
a inertinita apresenta uma relação H/C nula, sendo uma matéria orgânica inerte, 
não gerando nenhum hidrocarboneto (Figura 7). A vitrinita tem sido utilizada para a 
medida da paleotemperatura máxima a que esteve submetida à matéria orgânica, a 
exemplo do que se realiza na pesquisa do carvão. 
Para o grupo da vitrinita o valor da relação H/C é menor que 1,0, devendo 
estar ao redor de 0,5. Para a inertinita os valores da razão H/C são nulos pois é 
desprovida de hidrogênio. È matéria orgânica inerte. 
Existem pesquisadores que têm colocado o grupo da vitrinita como sendo 
matéria orgânica do tipo III e o da inertinita como sendo do tipo IV. 
 
 
 
 
 
 
Figura 7 - Matéria orgânica lenhosa – Tipo III 
Maceral é a unidade da matéria orgânica, com a qual ainda pode se distinguir 
sua qualidade, a exemplo dos minerais nas rochas. Assim, tem-se maceral de 
vitrinita, maceral de alga, etc 
 
2.4) Petrografia orgânica: ICE e Poder refletor da vitrinita (%Ro) 
O estudo microscópico do querogênio, independente de seu modo de montagem 
 
 
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para análise é denominado de petrografia orgânica. Através da petrografia pode-se 
qualificar a matéria orgânica presente numa determinada rocha sedimentar, segundo a 
classificação exposta, assim como é possível se determinar a temperatura máxima a 
que esteve submetida essa matéria orgânica, através das medidas do ICE (índice de 
coloração de esporos e polens – ICE) ou da medida do poder refletor da vitrinita 
(%Ro,) 
Se compararmos a matéria orgânica que é depositada junto com o sedimento 
inorgânico, numa bacia sedimentar, com a massa de pão por exemplo, no momento 
que é colocada no forno, podemos verificar o seguinte: 
• A massa de pão ao entrar no forno é de coloração clara, quando 
formada por farinha de trigo, fermento e água, e vai se tornando mais 
escura, à medida que atinge a temperatura do forno e continua nessa 
temperatura por um prazo determinado . (Tempo X temperatura). Pode 
vir a tornar-se de coloração preta, caso venha a permanecer no forno 
por um tempo maior do que o seu cozimento. 
Essa variação de temperatura 
 
3) Etapas da geração do petróleo 
 
O petróleo é o resultado de uma série de transformações biológicas, físicas e químicas, 
sofrida pela matéria orgânica, e conhecidas como: diagênese, catagênese e 
metagênese 
 
 
 
3.1) Diagênese, catagênese e metagênese 
 
. Na diagênese os biopolímeros, lipídeos, proteínas e carbohidratos que 
compõem a matéria orgânica, são transformados em querogênio. Inicialmente, 
 
 
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proteínas e carboidratos são degradados por microrganismos gerando aminoácidos 
e açúcares, que juntamente com os lipídeos sofrem reações químicas de 
policondensação e polimerização formando compostos como ácidos fúlvicos e 
húmicos. Durante o progressivo soterramento dos sedimentos há um aumento das 
reações de condensação e a perda de alguns grupos funcionais, e a transformação 
dos ácidos fúlvicos e húmicos em querogênio. 
Algumas moléculas de hidrocarbonetos derivadas dos lipídeos podem ser 
aprisionadas nos sedimentos, juntamente com o querogênio, sendo posteriormente 
liberadas e caracterizadas como a primeira fonte de hidrocarbonetos para formação 
do petróleo. A próxima etapa de transformação é a catagênese, na qual ocorre um 
aumento de temperatura e pressão devido ao progressivo soterramento da matéria 
orgânica e dos sedimentos. Nesta etapa, a degradação termal do querogênio é 
responsável pela geração da maioria dos hidrocarbonetos que irão compor o 
petróleo. Metagênese é a última etapa de evolução da matéria orgânica e só é 
alcançada a grandes profundidades, na presença de elevadas temperaturas e 
pressões. Neste estágio o querogênio e os hidrocarbonetos são craqueados, 
principalmente em metano e em resíduo de carbono. 
Na Figura 8 são apresentados os diferentes processos de transformação da 
matéria orgânica em petróleo (modificado de Tissot e Welte, 1984). 
 
 
24
 
 
 
Figura 8: Os diferentes processos de transformação da matéria orgânica em 
petróleo (modificado de Tissot e Welte, 1984). 
3.2) Diagrama de Van Krevelen 
Várias representações gráficas têm sido desenvolvidas para mostrar as 
mudanças na composição química do querogênio, em função da profundidade. O 
mais simples é a que plota as %C, %H, etc com a profundidade. LaPlante (1974) 
mostra essa relação, com querogênios separados de folhelhos em vários poços do 
Gulf Coast. Ele mostra um aumento sistemático no conteúdo de carbono de cerca 
de 68% a 1300m para 82% a 5000m. O aumento em carbono é balanceado pela 
diminuição do teor de oxigênio. O conteúdo de hidrogênio aumenta até cerca de 
3.500m e então diminui. LaPlante sugere que o teor de hidrogênio diminui devido a 
que ele está sendo usado para formar os hidrocarbonetos ricos em hidrogênio da 
fração betuminosa (solúvel). 
As porcentagens de carbono, hidrogênio e oxigênio podem ser plotadas em 
diagramas ternários, mas o método alternativo mais conveniente tem sido 
Metagenesis 
 
 
25
 
desenvolvido por pesquisadores do carvão. Eles usam relações das razões 
atômicas H/C versus O/C. Tissot et al., (1974) denominam a tendência definida 
pelos valores de H/C versus O/C para querogênios com o aumento de profundidade 
como traço diagenético. Diferentes tipos de matéria orgânica seguem diferentes 
tendências, dependendo da composição elementar original (Figura 9). 
DIAGRAMA 
TIPO VAN 
KREVELEN
 
Figura 9 – Diagrama Van Krevelen 
3.3) Perfil de poços 
Analisando a Figura 10 pode-se verificar uma linha, à direita da reta que 
indica a profundidade da perfuração, que mostra a intensidade da anomalia de 
hidrocarbonetos presentes na seção perfurada por esse poço. A primeira anomalia, 
denominada A, refere-se à presença de gás seco, metano, muito próximo à 
superfície, cuja gênese é totalmente biogênica. Trata-se do chamado gás de 
pântano. A segunda anomalia a uma maior profundidade, denominada B, é 
referente à geraçãode hidrocarbonetos líquidos, óleo, por um processo 
termogênico, a partir da matéria orgânica presente na rocha geradora. 
 
 
26
 
A uma profundidade maior, pode-se verificar a presença de uma terceira 
anomalia, denominada C, que representa a geração de gases, por um processo 
termogênico, a partir da matéria orgânica da rocha geradora, ou a partir de óleo 
anteriormente gerado, a uma menor profundidade, e que, por algum processo, 
ultrapassou o limite da presença de hidrocarbonetos líquidos, sendo craqueados a 
gás por uma energia térmica mais elevada. 
Numa determinada profundidade, onde a temperatura estiver ao redor dos 
60ºC, tem-se o Topo da Zona Matura, (TZM), isto é, inicia-se a zona de geração de 
óleo, com temperatura adequada, entre 60 e 120ºC. A partir desta última tem-se o 
Topo da Zona Supermatura, ou Senil, (TZS), onde não existe mais a presença de 
óleo, e a matéria orgânica passa a gerar gás. 
Pode-se imaginar uma rocha considerada potencialmente geradora, 
localizada na superfície do terreno, praticamente na cota zero desse poço. Seu 
valor de COT seria hipoteticamente de 5% e o valor da relação H/C seria, por 
exemplo, de 1,5. Imaginando-se que essa unidade potencialmente geradora fosse 
soterrada, o valor do COT iria diminuindo com a profundidade, principalmente na 
zona de geração do óleo e depois da zona de geração do gás, esse COT não seria 
mais de 5%, e sim de uma ordem de aproximadamente 2 a 3%, na dependência da 
qualidade dessa matéria orgânica. O mesmo aconteceria com a relação atômica 
H/C. 
O intervalo de profundidade da superfície até a profundidade que 
corresponde a aproximadamente 60ºC, topo da zona matura, é denominada zona 
da Diagênese, ou Zona Imatura e os processos de transformação da matéria 
orgânica são eminentemente bioquímicos. A partir dos 60ºC começa a Zona da 
Catagênese ou Zona Matura, caracterizada por processos termoquímicos de 
transformação da matéria orgânica e a partir de aproximadamente 120ºC inicia-se a 
Zona da Metagênese ou Zona Supermatura, também caracterizada por processos 
termoquímicos, com energias mais elevadas, de transformação da matéria 
orgânica. 
 
 
27
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Figura 10 - Poço de sondagem hipotético – perfil de sua seção geoquímica 
 
 
 
3.4) Pirólise Rock-Eval 
No final da década de 80, o Instituto Francês do Petróleo lançou no mercado 
um equipamento que veio revolucionar a geoquímica orgânica, pelos resultados que 
podia apresentar e a utilidade na pesquisa geoquímica, na exploração de petróleo. 
Seu principal autor foi o geoquímico Jean Espitalié. 
A pirólise Rock-Eval é uma técnica que consiste na simulação do processo 
natural de maturação térmica da matéria orgânica. O processo envolve 
TZM 
TZS 
60ºC 
120ºC 
GÁS BIOGÊNICO 
JANELA DE GERAÇÃO DE ÓLEO 
PICO DA JANELA DE GERAÇÃO 
JANELA DE GERAÇÃO DE GÁS TERMOGÊNICO 
DIAGÊNES
CATAGÊNESE 
METAGÊNESE 
 
 
28
 
temperaturas maiores do que as normalmente registradas em subsuperfície, 
resultando na ocorrência de reações termoquímicas em menor espaço de tempo. 
Este equipamento queima a amostra de rocha, aproximadamente 1g, e produz um 
gráfico, denominado pirograma (Figura 11), com alguns picos, cuja interpretação, 
fornece resultados para se avaliar a qualidade da rocha, se geradora ou não e sua 
potencialidade de geração, análise esta com a duração de aproximadamente 20 
minutos. 
O pico S1 representa a quantidade de hidrocarbonetos livres, presente na 
rocha. O pico S2 representa a quantidade de hidrocarbonetos que poderão ser 
formados a uma maior temperatura, isto é, representa a potencialidade que a rocha 
ainda possui para geração. O pico S3 avalia a quantidade de oxigênio presente no 
querogênio que se está analisando. A potencialidade de geração pode ser dada 
somente pelo pico S2, representando a quantidade de querogënio que ainda poderá 
ser craqueado a hidrocarbonetos líquidos ou gasosos, assim como pela soma dos 
picos S1 + S2, isto é, pela soma do pico S1, que representa os hidrocarbonetos 
livres, presentes na rocha, e o pico S2, que representa a quantidade de querogënio 
que ainda poderá ser transformado em hidrocarbonetos. 
 
PirólisePirólise RockRock-- EvalEval
SS11 SS33
SS22
Temperatura ºCTemperatura ºC
Pirograma
250250
II
nn
tt..
S1 ou S2 = mg HC/g rocha
S3 = mg CO2/g rocha
Evolução térmica da matéria orgânicaEvolução térmica da matéria orgânica
 
Figura: 11 - Pirograma 
 
 
29
 
Os valores dos picos S1 e S2 são apresentados da seguinte forma S1 e S2 = mg 
HC/g rocha ou g HC/kg de rocha ou mesmo Kg HC/ton rocha. Dividindo-se o pico 
do S2 pelo COT (% de carbono orgânico por peso de rocha), obtém-se o Índice de 
Hidrogënio, IH, que é um parâmetro de medida de qualidade da matéria orgânica, 
substituindo com vantagens a relação H/C. 
O pico S3, que representa a quantidade de CO2, por unidade em peso da rocha 
(mg CO2/g rocha), somente foi apresentado, com a finalidade de chamar a atenção 
para o IO, denominação dada ao S3, para qualificar a qualidade do querogënio 
presente na rocha geradora. Valores de S1 e/ou S2 abaixo de 5mg HC/g rocha, são 
considerados regulares a pobres, enquanto valores de 15 a 20 mg HC/g rocha, são 
considerados bons. Para o IH, os valores iguais ou menores que 300 mg HC/ g 
COT representam matéria orgânica do tipo III, valores entre 300 e 600 mg HC/g 
COT indicam qualidade de matéria orgânica do tipo II e para os resultados maiores 
que 600 mg HC/g COT o IH estaria ligado a um querogënio do tipo I. 
 A Temperatura Máxima de Pirólise, Tmax 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 (Figura 11). Resultados da ordem de 430ºC indicariam um 
posicionamento da matéria orgânica no topo da zona matura (TZM) e valores da 
ordem de 480ºC estariam indicando um posicionamento no topo da zona 
supermatura (TZS). 
A figura 12 mostra o pirograma de amostras de um determinado poço em 
diferentes profundidades. Pode-se perceber que à medida que a amostra for 
originária de uma maior profundidade, o pico S2 vai se deslocando para a direita do 
gráfico, aumentando a temperatura desse pico, isto é do Tmax. Isso se explica pelo 
fato de que quanto maior a profundidade, maior deve ser a temperatura para 
craquear a molécula do querogênio, a qual irá se tornando cada vez mais complexa 
(residualmente). 
 
 
30
 
 
Valores de Valores de Tmax Tmax com a com a 
profundidadeprofundidade
SS11
SS22
800m800m
1810m1810m
2480m2480m
3200m3200m
p
rofu
ndid
a d
e
p
r ofu
nd id
ad
e
Tmax
 
 
Figura 12 - Variação da Temperatura máxima com a profundidade. 
O índice de produção, IP, dado pela fórmula S1/S1+S2, caracteriza áreas 
onde pode haver ou não excesso de óleo no sistema. De acordo com o fabricante 
do aparelho, valores iguais ou superiores a 0,2 demonstrariam que existe esse 
excesso de óleo, estando a amostra apresentando um show de óleo, por se tratar 
de uma geradora com óleo, de uma rocha reservatório impregnada com 
hidrocarboneto ou mesmo de uma via de migração, (carrier bed) onde existe óleo 
residual. 
 
 
4) Aplicação da técnica de cromatografia na análise do petróleo e de extratos 
oleosos 
4.1) Composição do petróleo: Hidrocarbonetos saturados, aromáticos e 
compostos polares 
 
 
31
 
O petróleo pode ser definido como um produto composto basicamente por uma 
mistura complexa de hidrocarbonetos saturados e aromáticos. Além dos 
hidrocarbonetos, outros compostos fazem parte desse conjunto, entre eles incluem-
se compostos cujo esqueleto básico da molécula é de um hidrocarboneto, mas que 
contêm heteroátomos como: nitrogênio, enxofre e oxigênio, conhecidos como 
compostos NSO, que compõem as classes das resinas e dos asfaltenos (figura 13). 
 
Figura 12: Diagramaternário mostrando a composição, em função das 
percentagens de hidrocarbonetos saturados, aromáticos e compostos NSO, de 636 
diferentes tipos de óleo (Tissot e Welte, 1984). 
Alguns metais como níquel e vanádio, associados à estruturas porfirínicas 
também podem ser encontrados no petróleo (Tissot e Welte, 1984; Hunt, 1995). 
 
Hidrocarbonetos 
 
Hidrocarbonetos são grupos de compostos que apresentam apenas átomos 
de carbono e hidrogênio em suas moléculas. A composição do petróleo em termos 
de hidrocarbonetos é expressa em função da presença de: Compostos alifáticos, 
isto é, aqueles que contêm ligações simples e formam cadeias lineares como nos 
n-alcanos ou parafinas; ou cadeias ramificadas; e ainda os alcenos ou olefinas com 
 
 
32
 
uma ou mais ligações duplas entre os átomos de carbono; Compostos 
cicloalifáticos ou alicíclicos como os cicloalcanos e compostos aromáticos e 
cicloalcanoaromáticos. A distribuição média dos principais grupos de 
hidrocarbonetos nos diferentes óleos já analisados é bastante similar e isto pode 
ser confirmado em função dos resultados analíticos obtidos do levantamento de 
517 amostras de óleo, realizado pelo Instituto Francês do Petróleo. Uma parte 
destes resultados é apresentada na tabela 2 (Tissot e Welte, 1984; Hunt, 1995). 
 
Tabela 2: Composição média de hidrocarbonetos no petróleo (Tissot e Welte, 1984). 
 
Grupos de hidrocarbonetos Valores médios nos óleos 
(% em peso) 
Alcanos normais (n) e ramificados 33,6 
cicloalcanos 31,9 
aromáticos 34,5 
 
 Os hidrocarbonetos alifáticos englobam substâncias gasosas, líquidas e sólidas, 
sendo que o estado líquido prevalece em compostos de até vinte átomos de 
carbono, considerando as condições normais de temperatura e pressão. Outra 
característica de extrema importância sob o aspecto da biodegradação desses 
compostos é serem todos hidrofóbicos. 
 
 
 
a) Alcanos normais 
 
São hidrocarbonetos de cadeia aberta e sem ramificações, que apresentam 
somente ligações simples (saturados) entre seus átomos, como pode ser 
observado na figura 13. Sua fórmula geral é: Cn H2n+2. Todos os componentes da 
série homóloga de alcanos normais (n-alcanos), contendo de 1 a 40 átomos de 
carbono (C1 a C40), podem ser identificados no petróleo. As concentrações deste 
 
 
33
 
grupo de compostos variam de 15 a 20%, podendo ser bem mais baixa em óleos 
degradados, ou elevada (35%) nos óleos leves (Hunt, 1995). 
 
 
Figura 13: Exemplos de n-alcanos (Tissot e Welte, 1984). 
 
b) Alcanos ramificados 
 
São hidrocarbonetos de cadeia aberta com ramificações, apresentam somente 
ligações simples (saturadas) entre seus átomos, sua fórmula geral é: Cn H2n+2. A 
maior concentração individual de alcanos ramificados no petróleo é encontrada na 
forma de 2 metil ou 3 metil – hexano e/ou – heptano, podendo chegar a 1% no óleo 
cru (Tissot e Welte, 1984; Hunt, 1995). 
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). Na figura 14 são apresentados alguns exemplos de alcanos 
ramificados. 
 
n-C6 H14 
n-C27 H56 
ou 
 
 
34
 
 
 
Figura 14: Exemplos de alcanos ramificados (Tissot e Welte, 1984). 
 
c) Alcenos 
Alcenos são hidrocarbonetos de cadeia aberta, insaturados, isto é, com uma ou 
mais ligações duplas (C = C), sua fórmula geral é: Cn H2n. São instáveis e 
conseqüentemente raros em óleos crus, podendo ocorrer em quantidades muito 
pequenas como n-hexeno e n-hepteno (Tissot e Welte, 1984). 
 
d) Cicloalcanos (naftenos) 
Cicloalcanos são hidrocarbonetos saturados de cadeia fechada ou cíclica, e sua 
fórmula geral é: Cn H2n. Compostos como ciclopentano, ciclohexano e seus 
derivados metilados de baixo peso molecular, isto é, contendo menos que 10 
átomos de carbono são importantes constituintes do petróleo, sendo o 
metilciclohexano o mais abundante chegando a 2,4% em alguns óleos. Os 
compostos denominados como mono e dicicloalcanos compõem aproximadamente 
50% do total dos cicloalcanos que contêm mais de 10 átomos de carbono. Estes 
cicloalcanos possuem normalmente ramificações alquilas de diferentes números de 
carbono (Tissot e Welte, 1984; Hunt, 1995). 
 iso 
ante iso 
isoprenóide 
2, 2, 4 trimetil 
pentano 
2 metil, 3 etil 
heptano 
ou 
ou 
2,6,10,14 tetrametil 
hexadecano 
 
Fitano (C20H42) 
 
 
35
 
Cicloalcanos de médio a elevado peso molecular (C10 a C35) são produzidos 
pelo arranjo de 1 a 6 ciclos, nesta classificação encontram-se duas categorias de 
compostos: os esteranos (tetracíclicos) e os hopanos (pentacíclicos), constituídos de 
anéis condensados de 5 e 6 átomos de carbono e múltiplas ramificações alquilas, 
importantes como marcadores biológicos (Peters e Moldowan, 1993). Algumas 
estruturas de cicloalcanos são apresentadas na figura 15. 
 
 
 
 
 
Figura 15: Exemplos de cicloalcanos (Tissot e Welte, 1984). 
 
e) Aromáticos 
 
Mono- 
cicloalcano 
dicicloalcano 
policicloalcanos 
ou 
ou 
C6H12 
ciclohexano 
C10H18 - decalina 
 
C10H16 - adamantano 
 
C27H48 - colestano C30H52 - gamacerano 
 
 
36
 
Hidrocarbonetos aromáticos são aqueles que possuem pelo menos um anel 
benzênico em sua molécula. No benzeno, C6 H6, os átomos de carbono formam um 
ciclo plano com 6 ligações iguais. Estas ligações possuem um comprimento de 1,40 
Angstrons, valor intermediário entre o comprimento de uma ligação simples (1,53 
Angstrons) e de uma dupla (1,33 Angstrons). Os aromáticos de baixo peso molecular, 
presentes no petróleo, tais como: benzeno, tolueno (metil benzeno), etilbenzeno e os 
isômeros orto, meta e para do xileno (dimetil benzeno) são parcialmente solúveis em 
água e facilmente volatilizados a temperatura ambiente. Este conjunto de compostos é, 
normalmente, denominado de BTEX. Tolueno e meta-xileno são os monoaromáticos de 
maior incidência no petróleo. 
No petróleo são encontrados também, compostos com anéis benzênicos 
condensados, conhecidos por Hidrocarbonetos Policíclicos Aromáticos (HPA) com o 
número de anéis variando de 2 a 4: naftaleno (2), fenantreno e antraceno (3), pireno, 
benzoantraceno e criseno (4). Os derivados alquilados de benzeno, naftaleno e 
fenantreno são mais abundantes nos óleos, que seus parentes não ramificados (Tissot 
e Welte, 1984; Hunt, 1995). Na figura 16 são apresentados alguns exemplos de 
compostos denominados como mono e policíclicos aromáticos comumente 
encontrados no petróleo. 
 
 
 
Figura 16: Exemplos de compostos aromáticos (Tissot e Welte, 1984). 
 
 
 
ou 
C
ou 
C6 H6 - benzeno 
C13 H14 – 3,6,7 trimetil 
naftaleno 
C16 H14 – 1, 8 dimetil 
fenantreno 
 
 
 
37
 
f) Cicloalcanoaromático (naftenoaromático) 
Estes compostos, normalmente, são os constituintes da fração dos 
hidrocarbonetos do petróleo de maior ponto de ebulição. Possuem um ou mais anéis 
aromáticos fundidos com cicloalcanos, e ramificados por cadeias de radicais alquilas 
(Fig. 17). As estruturas de maior ocorrência variam de 2 a 5 anéis, incluindo a parte 
aromática e a naftênica (Tissot e Welte, 1984; Hunt, 1995). 
 
 
 
Figura 17: Exemplos de compostos naftenoaromáticos (Tissot e Welte, 1984). 
 
Compostos contendo: nitrogênio, enxofre e oxigênio 
 
Os compostos do petróleo, cujo esqueleto básico da molécula é o de um 
hidrocarboneto, mas que contêm heteroátomos como: nitrogênio, enxofree oxigênio 
são 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 (mercaptans), Sulfetos orgânicos, 
Tiofeno e seus derivados (figura 21). 
Nas frações de elevado peso molecular o enxofre aparece incorporado às 
moléculas de hidrocarbonetos policíclicos aromáticos, fazendo parte da fração mais 
polar do petróleo, a de compostos NSO. O enxofre é o terceiro átomo mais abundante 
no petróleo e sua concentração média é de 0,6% (Tissot e Welte, 1984; Hunt, 1995). 
C10 H12 tetralina 
 
C16 H14 – dimetil 
 ciclohexano 
isopropil naftaleno 
 
C18 H16 – metil 
ciclopentano 
fenantreno 
 
C25 H24 – dimetil 
ciclohexano 
metil 
benzofenantreno 
 
 
 
38
 
 
 
Figura 21: Exemplos de compostos contendo enxofre (Tissot e Welte, 1984). 
 
A concentração de compostos contendo nitrogênio no petróleo é muito pequena, 
menos que 0,2%. Entre os de baixo a médio peso molecular encontram-se: piridinas, 
quinolinas e carbazóis (Fig. 22). Entretanto, a principal participação dos compostos 
nitrogenados, é encontrada nas frações de elevado peso molecular e ponto de 
ebulição, na forma de compostos policíclicos aromáticos que contêm nitrogênio, isto é, 
nos compostos NSO. Dos compostos que contêm oxigênio como heteroátomo, os mais 
 
 
Tiol 
 
 
Sulfetos 
ou 
ou 
ou 
Tiofenos 
ou 
2, 3 dimetil dibenzotiofeno 
2 metil benzotiofeno 
2 etil-tiofeno 
Tiociclohexano 
Etil metil sulfeto 
2- Butanotiol 
 
 
39
 
importantes são os fenóis, cetonas, ésteres e ácidos graxos saturados (Tissot e Welte, 
1984; Hunt, 1995). 
 
Figura 22: Exemplos de compostos contendo nitrogênio (Tissot e Welte, 1984). 
 
Compostos de elevado peso molecular contendo heteroátomos de enxofre, 
nitrogênio e oxigênio, conhecidos como compostos NSO, são os constituintes da fração 
mais polar do petróleo, a das resinas e asfaltenos. Os heteroátomos, nitrogênio, 
enxofre e oxigênio, por serem átomos eletronegativos, conferem elevada polaridade às 
moléculas de compostos NSO, resinas e asfaltenos. As resinas e os asfaltenos 
possuem como estruturas básicas núcleos de compostos policíclicos aromáticos ou 
naftenoaromáticos. As resinas são constituídas também de piridinas, quinolinas, 
carbazóis e amidas; e os asfaltenos de fenóis, ácidos graxos, cetonas, ésteres e 
porfirinas. A principal diferença entre esses dois grupos baseia-se na solubilidade em 
n-hexano. As resinas são solúveis enquanto que os asfaltenos são insolúveis e 
precipitam. Entretanto, ambos são solúveis em benzeno e clorofórmio. Por possuírem 
propriedades semelhantes, as resinas e os asfaltenos freqüentemente ocorrem 
associados, formando partículas coloidais (Tissot e Welte, 1984; Hunt, 1995). 
ou 
ou 
ou 
3 metilpiridina 
Quinolina 
Carbazol 
 
 
40
 
 
Compostos Organometálicos 
 
Os óleos contêm metais, principalmente níquel e vanádio, em quantidades 
variáveis, de menos que 1 ppm a 1200 ppm de vanádio e de 1 ppm a 150 ppm de 
níquel. Existe uma boa correlação entre os teores de metais, de enxofre e de 
asfaltenos, pois normalmente os metais se encontram nessas frações. Uma parte 
variável de níquel e vanádio está incorporada em moléculas complexas conhecidas por 
porfirinas (Sundararaman, 1985 apud Peters e Moldowan, 1993; Filby e Branthaver, 
1987 apud Peters e Moldowan, 1993). Na figura 23 está representado o possível 
mecanismo de conversão, ocorrido durante a diagênese do petróleo, da clorofila para 
as porfirinas. 
Outros metais como: ferro, zinco, cobre, chumbo, molibdênio, cobalto, 
manganês, cromo, também podem ser encontrados no óleo, mas com concentrações 
muito baixas (Tissot e Welte, 1984). 
 
 
 
Figura 23: Conversão da molécula de clorofila em porfirinas onde M = VO+2 ou Ni+2 
(Peters e Moldowan, 1993). 
 
 
Clorofila a 
Porfirinas 
 
 
41
 
 
4.2) Extração da Matéria Orgânica Solúvel (MOS) de rochas para análises 
geoquímicas 
 
Conforme verificado, a matéria orgânica presente numa determinada rocha 
geradora apresenta-se como querogënio, que é a matéria orgânica não solúvel em 
solventes orgânicos e a MOS ou betume, que é solúvel em solventes orgânicos. O 
valor do carbono orgânico total ou COT é medido no querogênio e na MOS, enquanto 
que a qualidade da matéria orgânica, sob a óptica da microscopia, só analisa o 
querogénio. A pirólise Rock Eval quantifica a matéria orgânica solúvel, o S1, enquanto 
o S2 quantifica o querogëniio. 
Com a análise da rocha geradora através da pirólise, encerra-se a etapa das 
análises geoquímicas de rotina, e procede-se ao desenvolvimento de um perfil 
geoquímico, onde se obtêm os resultados de litologia, COT, qualidade da matéria 
orgânica pela petrografia e os valores dos parâmetros da pirólise Rock-Eval (S1, S2, 
TMAX, IH, IO e IP). A rocha geradora apresenta-se identificada quanto a quantidade de 
matéria orgânica, (COT), qualidade da matéria orgânica (Petrografia , IH e IO) e 
maturação (ICE, %Ro e Tmax). 
O próximo procedimento analítico é a qualificação da MOS ou betume, técnica 
esta que serve também para o óleo presente numa determinada rocha, assim como 
todas as que virão após a extração. A partir da rocha pulverizada, procede-se à 
extração da matéria orgânica solúvel, que está presente na rocha geradora ou na rocha 
reservatório, com auxílio de solventes orgânicos, para que o extrato oleoso possa ser 
analisado quimicamente.. O primeiro passo desta análise é feito com a trituração e 
pulverização da amostra de rocha, para que o acesso do solvente a MOS, seja 
otimizado.. Uma parte da amostra é pesada, e colocada no cartucho de celulose, como 
solvente, utiliza-se diclorometano, o qual entra em contato com a rocha saturada de 
óleo promovendo sua extração. Pode ser usado um Extrator Soxhlet (Fig. 24) ou 
ultrasom. 
 
H2O 
Cartucho de celulose 
Condensador 
 
 
42
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 24 : Esquema de um Extrator Soxhlet. 
 
Após a extração procede-se a evaporação do diclorometano do extrato. A 
matéria orgânica solúvel restante ou o óleo podem ser quantificados (Fig. 25). Esta 
quantificação fornecerá uma medida semelhante ao valor obtido para o pico S1 
(quantidade de hidrocarbonetos livres), numa análise do tipo pirólise Rock-Eval. À 
medida que a rocha geradora vai evoluindo termicamente, vai aumentando a 
quantidade da MOS, através do craqueamento do querogënio. Poder-se–ia denominar 
a MOS como pré-óleo, o qual adquiriria sua identidade através da evolução térmica. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ROCHA 
Querogênio 
MOS ou Betume 
Amostra de rocha - 1 Amostra de rocha - 2 
Digestão ácida 
(HCl e HF) 
Extração por solvente orgânico 
Cromatografia líquida 
 
 
43
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 25: Fluxograma analítico para uma amostra de rocha geradora. 
 
 
4.3) Introdução aos métodos cromatográficos 
 
 Entre os métodos modernos de análise, a cromatografia ocupa um lugar de 
destaque devido à sua facilidade em efetuar a separação, identificação e quantificação 
de espécies químicas, especialmente em misturas complexas como o petróleo. A 
cromatografia é um método físico-químico de separação dos componentes de uma 
mistura, realizada através da distribuição destes componentes entre duas fases, onde 
uma permanece estacionada enquanto a outra se move através dela. Durante a 
passagem da fase móvel sobre a fase estacionária, os componentes da mistura são 
distribuídos entre elas, de tal forma que cada um dos componentes é seletivamente retido 
pela fase estacionária, resultando em migrações diferenciais desses compostos. As 
técnicas cromatográficas mais empregadas nas análises de petróleo e derivados são 
aquelas em fase líquida e gasosa (Collins et al., 1990). 
4.4) Fracionamento do petróleo por cromatografia líquida 
 
A cromatografia líquida é empregada na separação das principais frações de 
compostosdo petróleo: Fração de hidrocarbonetos saturados – representada pelos 
alcanos normais e ramificados, e pelos cicloalcanos com um ou mais na´. Fração de 
hidrocarbonetos aromáticos – que contém compostos com um ou mais anéis 
Saturados 
Aromáticos 
Petrografia orgânica e 
análise elementar 
Compostos 
NSO 
Cromatografia Gasosa-FID e CG/EM 
 
 
44
 
benzênicos, como os HPA. Fração de compostos polares – constituída de resinas e 
asfaltenos. Essa separação está baseada no princípio de que um soluto pode ser 
dissolvido por um solvente de polaridade similar. Ela pode ser realizada em colunas de 
vidro recheadas com adsorventes como sílica gel, florisil ou alumina, a pressão ambiente 
ou em colunas de aço onde a amostra e os solventes são aplicados sob pressão (Peters 
e Moldowan, 1993). 
O diagrama triangular mostrado na figura 26 representa a composição do extrato 
total, em função das 3 frações que compõem os diferentes tipos de petróleo, isto é, 
hidrocarbonetos saturados, aromáticos, resinas e asfaltenos (compostos contendo 
nitrogênio, enxofre e oxigênio). As setas indicam alguns dos processos pelos quais os 
óleos podem ter sua composição química alterada. 
 
Figura 26: Diagrama da composição do extrato orgânico em termos de hidrocarbonetos 
saturados, aromáticos e compostos NOS. 
 
As frações do petróleo separadas por cromatografia líquida, podem ser analisadas 
por métodos gravimétricos, por espectroscopia do infra–vermelho, espectroscopia de 
Compostos NSO Saturados 
Aromáticos 
 
Maturação 
Degradação 
 
 
45
 
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 (Wang e Fingas, 1995b). 
4.5) Cromatografia gasosa aplicada à análise de alcanos lineares e isoprenóides 
 
Na técnica de cromatografia gasosa, a fase móvel empregada é um gás e sua 
grande aplicação é na análise de compostos voláteis ou que possam ser volatilizados 
sem ter suas estruturas alteradas pelo aquecimento. Atualmente, uma das técnicas 
analíticas mais usadas em laboratório, principalmente na separação de misturas 
complexas como petróleo e derivados e na identificação de seus numerosos 
componentes é a cromatografia gasosa capilar ou de alta resolução. Nesta técnica a fase 
estacionária é um líquido de elevado ponto de ebulição, depositado sobre as paredes 
internas de colunas capilares flexíveis de sílica fundida, extremamente finas e longas, e a 
fase móvel é um gás inerte, normalmente hélio, o qual carrega cada componente até a 
saída da coluna, na qual está localizado um detector. O detector mais adequado para 
análises qualitativas e quantitativas de n-alcanos e isoprenóides presentes em amostras 
de óleo total, não fracionado por cromatografia líquida e para as frações de saturados, 
é o detector de ionização de chama (FID- Flame Ionization Detector). Na figura 27 
encontra-se um diagrama com os principais componentes de um cromatógrafo em fase 
gasosa (Collins et al., 1990). 
 
 
 
46
 
 
 
1- Reservatório de Gás e Controles de Vazão / Pressão. 
2 - Injetor (Vaporizador) de Amostra. 
3 - Coluna Cromatográfica e Forno da Coluna. 
4 - Detector. 
5 - Eletrônica de Tratamento (Amplificação) de Sinal. 
6 - Registro de Sinal (Registrador ou Computador). 
 
Figura 27: Esquema de cromatógrafo em fase gasosa. 
 
A temperatura da coluna aumenta bastante durante a análise, com a finalidade de 
melhorar a resolução dos picos e permitir a análise de compostos com elevadas 
temperaturas de ebulição. Em geral os compostos leves saem da coluna em primeiro 
lugar e muitas separações em cromatografia gasosa se aproximam da separação 
através do ponto de ebulição. Um cromatograma típico de um óleo é mostrado na 
Figura 28. 
 
 
 
Pico do solvente 
 
 
47
 
 
Tempo de retenção dos componentes entre a injeção da amostra e sua detecção (minutos) 
 
 
Figura 28: Principais feições observadas em um cromatograma. 
 
Na figura 28 foram identificadas as principais feições de um cromatograma. Estas 
feições podem variar em função do input orgânico (entrada de matéria orgânica na 
formação da rocha geradora), isto é, da qualidade da matéria orgânica que deu origem 
ao óleo, do paleoambiente deposicional e da maturação dessa matéria orgânica. 
As principais feições são: 
• Envelope 
• Pico máximo dos n-alcanos 
• n-alcanos de baixo e de alto pesos moleculares 
• UCM - 
• Índice preferencial de carbono – IPC 
 
Envelope é uma linha imaginária que une todos os maiores picos do 
cromatograma; Pico máximo dos n-alcanos é aquele que apresenta a maior 
abundância relativa; quando comparado aos outros picos do cromatograma, 
descontando-se o do solvente. A predominânica de n-alcanos de baixos ou de 
elevados pesos moleculares. UCM – Área sob a elevação da linha de base do 
cromatograma (Hump) representando uma mistura complexa de compostos, não 
resolvida pela coluna cromatográfica (Unresolved Complex Mixture). Índice preferencial 
de carbono: IPC – relação impar/par dos n-alcanos. 
Envelope de 
alcanos 
Componentes de baixo 
peso molecular 
Componentes de elevado 
peso molecular 
UCM 
Pristano 
 
 
48
 
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 à suas características únicas para cada 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, da qualidade da matéria orgânica que deu 
origem ao óleo, do paleoambiente deposicional e da maturação dessa matéria 
orgânica. 
 
4.6) Cromatografia gasosa aplicada à análise de policicloalcanos e de aromáticos 
policíclicos 
 
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 de alta resolução 
2. Linha de transferência dos compostos 
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). Nos sistemas 
 
 
49
 
mais modernos de CG/EM, em que são usadas colunas capilares, todos os compostos 
que eluem da coluna passam diretamente para a câmara de ionização. 
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 e 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) e a seguir são 
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-seo número de varreduras ou 
tempo de retenção e plotando-se a razão m/z X 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 X 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 e 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 em sua biblioteca. 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. 
 
 
50
 
A esse tipo de análise denomina-se full-scan (varredura completa), na qual todo 
o espectro de íons - massa (50 – 600 uma) gerados pela fonte de ionização é 
analisado, não havendo perdas de informações. Mas 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 e Moldowan, 1993). 
 
5) Classificação de rochas geradoras quanto ao paleoambiente deposicional e ao 
input de matéria orgânica: Uso de fingerprints 
 
5.1) Ambiente lacustre de água doce 
 
O cromatograma da figura 29 mostra um exemplo típico de um perfil 
cromatográfico para óleos cujo ambiente paleodeposicional foi lacustre de água doce, 
com as seguintes características: 
• Envelope tipo caixote, típico de matéria orgânica de origem continental; 
• Presença de n-alcanos de baixos e alto pesos moleculares, também 
característica de matéria orgânica de origem continental; 
• O índice preferencial de carbono é típico de predominância das parafinas 
impares, e de MO. de origem continental; 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
51
 
 
Figura 29:. Fingerprint de um óleo de um paleoambiente lacustre de água doce 
 
 
5.2) Ambiente Lacustre de água salgada 
Apresenta as seguintes características (FIG. 30): 
• Envelope tipo caixote; 
• Abundãncia de n-alcanos de baixos e altos pesos moleculares; 
• ICP indicando predominância dos n-alcanos ímpares 
• Presença de β - carotano; 
• Presença dos isoprenóides, i-C25 e i-C30 
 
- 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 30: . Fingerprint de óleo de um paleoambiente lacustre salino 
 
 
5.3) Ambiente marinho deltaico 
 
Apresenta as seguintes características (Fig.31): 
 
• Envelope tipo caixote; 
• Predominância de n-alcanos de baixos e altos pesos moleculares, 
 
 
 
52
 
• Presença de isoprenóides i-C25 e i-C30 
• Presença de β - Carotano 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 30: Fingerprint de um óleo com paleoambiente marinho deltáico 
 
 
 5.4) Ambiente marinho evaporítico 
 
Apresenta as seguintes características (Fig.32): 
 
• Abundância relativa dos isoprenóides pristano e fitano maior que a dos n-
alcanos; 
• Presença do B-carotano e dos isoprenóides i-C25 e i-C30; 
• Pr/Ph<1 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
53
 
 
 
 
 
 
Figura 32: Fingerprint de um óleo com paleoambiente evaporítico 
 
5.5) Ambiente carbonático 
 
Principais feições (Fig.33): 
• Isoprenóides i-C25 e i-C30, e presença de β - Carotano; 
• Envelope tipo sino; Pr/Ph< 1 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 33: Fingerprint de um óleo com paleoambiente marinho carbonático 
 
5.6) Ambiente marinho aberto 
Feições (Fig.34): 
• Envelope em sino 
• Pr/Ph>1, Sem feições de salinidade 
• 
 
 
 
 
 
 
54
 
 
 
 
 
 
 
Figura 34: Fingerprint de um óleo com paleoambiente marinho aberto. 
 
6) Compostos biomarcadores do petróleo 
6.1) Definição e seus precursores biológicos 
 
Durante a diagênese e a catagênese algumas moléculas específicas dos 
precursores biológicos do petróleo, apesar de terem participado de reações químicas, 
mantiveram íntegras suas estruturas básicas. Esses compostos orgânicos são 
conhecidos como marcadores biológicos ou biomarcadores (Eglinton et al., 1964; 
Eglinton e Calvin, 1967 apud Peters e Moldowan, 1993). Sua origem pode estar 
relacionada a organismos como: bactérias (arqueobactérias, cianobactérias, etc); algas 
(diatomáceas e dinoflagelados); plantas terrestres (angiospermas e gimnospermas) e 
animais invertebrados (Tissot e Welte, 1984). 
Os precursores dos biomarcadores, conhecidos como terpenóides ou 
isoprenóides (Nes e Mc Kean, 1977 apud Peters e Moldowan, 1993), foram 
inicialmente biossintetizados por microrganismos e plantas, a partir da polimerização de 
subunidades de isopreno (metil butadieno). Os compostos complexos resultantes desta 
polimerização desempenham funções específicas nos organismos vivos, como o 
bacteriohopanetetrol, componente da membrana celular de procariontes como 
bactérias e cianobactérias (Rohmer, 1987 apud Peters e Moldowan, 1993); o colesterol, 
componente da membrana celular de organismos eucariontes (Mackenzie et al., 1982 
apud Peters e Moldowan, 1993); e a clorofila, pigmento responsável pela fixação 
fotossintética de carbono por plantas e certos tipos de bactérias (Baker e Louda, 1986 
apud Peters e Moldowan, 1993). 
 
 
55
 
6.2) Famílias de compostos: estruturas químicas 
 
Os compostos biomarcadores são divididos em famílias, em função do número 
aproximado de subunidades de isopreno que contém. As várias famílias são compostas 
por estruturas acíclicas e cíclicas. Alguns exemplos de biomarcadores pertencentes a 
essas categorias podem ser observados nas figuras 18 e 19. Os hemiterpanos (C5), 
monoterpanos (C10), sesquiterpanos (C15), diterpanos (C20) e os sesterpanos (C25), 
contêm respectivamente, 1, 2, 3, 4 e 5 unidades de isopreno. Os triterpanos (hopanos) 
e esteranos (C30) diferem na estrutura, mas ambos são derivados de seis unidades de 
isopreno, enquanto tetraterpanos (C40) contêm 8 unidades. Os que têm 9 ou mais 
unidades são os politerpanos (Devon e Scott, 1972 e Simoneit, 1986 apud Peters e 
Moldowan, 1993). 
 
 
56
 
 
 
Figura 18: Exemplos de classes de biomarcadores acíclicos presentes no petróleo 
(modificado de Peters e Moldowan, 1993). 
 
 
57
 
 
 
Figura 19: Exemplos de classes de biomarcadores cíclicos presentes no petróleo 
(modificado de Peters e Moldowan, 1993). 
 
 
 
58
 
 
6.3) Estereoquímica dos compostos policíclicos saturados alquilados 
 
Dentre os terpenóides cíclicos encontram-se os hopanos e os esteranos. Os 
hopanos com mais de 30 átomos de carbono são chamados de homohopanos, o 
prefixo homo se refere à adição de grupos CH2 à cadeia lateral ligada ao carbono 21 da 
molécula do hopano. Os homohopanos apresentam, normalmente, cadeias laterais 
longas contendo um átomo de carbono assimétrico na posição 22, gerando a série de 
homohopanos C31, C32, C33, C34, C35 com seus respectivos epímeros 22R e 22S 
(Peters e Moldowan, 1993). 
Os hopanos são compostos por três séries estereoisômeras, conhecidas por: 
17β(H), 21β(H) – hopanos, 17β(H), 21α(H) – hopanos, 17α(H), 21β(H) – hopanos. 
Compostos da série βα são também chamados de moretanos. A notação α e β indica a 
posição do átomo de hidrogênio, ligado ao carbono 17 ou 21 do ciclo, em relação ao 
plano que contem os ciclos, acima (α) ou abaixo (β). Hopanos com a configuração 
17α(H), 21β(H) variando de 27 a 35 átomos de carbonosão característicos do petróleo 
devido à sua grande estabilidade termodinâmica, quando comparados com as outras 
séries epiméricas (ββ e βα). A série ββ (22R), conhecida como configuração biológica, 
geralmente não é encontrada no petróleo em função de sua instabilidade térmica 
(Bauer et al., 1983, apud Peters e Maldowan, 1993). 
 
6.4) Identificação cromatográfica de compostos biomarcadores do petróleo 
através da CG/EM 
A modalidade de cromatografia gasosa acoplada a espectrometria de massas 
mais empregada na análise quantitativa de biomarcadores do petróleo já identificados é 
a de Detecção de Múltiplos Íons (MID–Multiple Ion Detection), algumas vezes chamada 
de Monitoramento Seletivo de Íons (SIM–Selected Ion Monitoring). Essa modalidade é 
usada no estudo de classes de compostos como esteranos e hopanos, através da 
definição da razão massa/carga (m/z) do fragmento base (o de maior abundância 
relativa, no espectro de massa do principal representante da família) gerado por todos 
os componentes de uma família (Steen, 1986 apud Peters e Moldowan, 1993). 
 
 
59
 
Na técnica de Monitoramento Seletivo de Íons são escolhidos íons específicos ou 
valores de m/z, obtendo-se perfis de distribuição chamados de cromatogramas de 
massas de famílias de compostos que possuem estruturas moleculares semelhantes 
entre si. No caso dos biomarcadores os íons mais usados são: triterpanos (m/z=191) e 
esteranos (m/z=217) observados nas figuras 35 e 36 para o óleo do campo de 
Albacora, Bacia de Campos. Para os hidrocarbonetos policíclicos aromáticos 
alquilados: naftalenos (m/z=157 e 170), fenantrenos (m/z=192), dibenzotiofenos 
(m/z=198), fluorenos (m/z=180), e esteróides triaromáticos (m/z=231 e 245). 
 
Figura 35: Cromatograma de massas dos terpanos (m/z=191) do óleo de Albacora 
 
1 Tricíclico C20 
2 Tricíclico C21 
3 Tricíclico C22 
4 Tricíclico C23 
5 Tricíclico C24 
6 Tricíclicos C25 α e β 
7 Tetracíclico C24, Tricíclicos C26 α e β 
8 Tricíclicos C28 α e β 
9 Tricíclicos C29 α e β 
 
 
60
 
10 C27 18 α (H) 22, 29, 30 Trisnorneohopano (Ts) 
11 C27 17 α (H) 22, 29, 30 Trisnorhopano (Tm) 
12 C29 17 α 21 β 30 norhopano 
13 C30 17 α 21 β hopano 
14 C31 17 α 21 β homohopanos 22 S e 22 R 
15 C32 17 α 21 β homohopanos 22 S e 22 R 
16 C33 17 α 21 β homohopanos 22 S e 22 R 
17 C34 17 α 21 β homohopanos 22 S e 22 R 
18 C35 17 α 21 β homohopanos 22 S e 22 R 
 
 
 
Figura 36: Cromatograma de massas dos esteranos (m/z=217) do óleo de Albacora 
 
1 C27 13 β, 17 α diacolestano 20 S 
2 C27 13 β, 17 α diacolestano 20 R 
3 C27 5 α, 14 α, 17 α, colestano 20 S 
4 C27 5 α, 14 β, 17 β, colestano 20 R 
5 C27 5 α, 14 β, 17 β, colestano 20 S 
6 C27 5 α, 14 α, 17 α, colestano 20 R 
7 C28 5 α, 14 α, 17 α, ergostano 20 S 
 
 
61
 
8 C28 5 α, 14 β, 17 β, ergostano 20 R 
9 C28 5 α, 14 β, 17 β, ergostano 20 S 
10 C28 5 α, 14 α, 17 α, ergostano 20 R 
11 C29 5 α, 14 α, 17 α, estigmastano 20 S 
12 C29 5 α, 14 β, 17 β, estigmastano 20 R e 20 S 
13 C29 5 α, 14 α, 17 α, estigmastano 20 R 
 
6.5) Biomarcadores indicadores de paleoambiente deposicionais, input orgânico 
em rochas geradoras, e avaliação da maturação térmica da rocha geradora 
 
Os esteranos são hidrocarbonetos da classe dos triterpanos tetracíclicos, 
Aqueles que possuem 27 átomos de carbono são chamados de colestanos, 28 átomos 
de carbono de ergostanos, e com 29 átomos de estigmastano (figura 20). Entre os 
precursores naturais dos esteranos, os mais abundantes são o colesterol presente em 
animais e algas planctônicas, β-sitosterol e estigmasterol em vegetais superiores e o 
ergosterol em fungos (Chosson et al., 1991). Durante a diagênese os esteróis são 
convertidos à esteranos mantendo a configuração tridimensional biológica ααα 20R 
(5α (H), 14α (H), 17α (H), 20R) de seus precursores. A temperaturas de soterramento 
mais elevadas é gerada uma série adicional de esteranos, termodinamicamente mais 
estável, αββ (5α (H), 14β (H), 17β (H)). Simultaneamente, ocorre uma isomerização na 
cadeia lateral de algumas moléculas, levando a uma mistura de epímeros, o biológico 
20R e o geológico 20S, gerando as séries ααα 20R, ααα 20S, αββ 20 R e αββ 20S dos 
esteranos C27, C28 e C29 (Seifert e Moldowan, 1979 apud Chosson et al., 1991; Peters e 
Moldowan, 1993). Na figura 20 são apresentadas as estruturas básicas de esteranos e 
de hopanos com seus respectivos sistemas de numeração. 
Os biomarcadores são utilizados na caracterização da qualidade da matéria 
orgânica presente na rocha geradora, das condições de paleoambiente deposicional, e 
da paleotemperatura em que um determinado tipo de petróleo foi gerado, fornecendo 
informações importantes sobre correlações óleo X rocha geradora e óleo X óleo (Seifert 
 
 
62
 
e Moldowan, 1980 apud Peters e Moldowan, 1993; Mackenzie, 1984; Tissot e Welte, 
1984; Philp, 1985, Petrov, 1987apud Peters e Moldowan, 1993). 
 
 
 
Figura 20: Fórmulas estruturais de esteranos e hopanos (Peters e Moldowan, 1993). 
 
Os biomarcadores também são usados no estudo dos parâmetros envolvidos nos 
processos de migração e de preenchimento de reservatórios de petróleo (Seifert, 1977 
e 1978 apud Peters e Moldowan, 1993; Seifert e Moldowan, 1978 apud Peters e 
Moldowan, 1993; Seifert et al., 1984 apud Peters e Moldowan, 1993). 
Além de possuírem razoável resistência térmica os compostos biomarcadores são 
também resistentes à degradação microbiana, servindo como parâmetro de avaliação 
do nível de biodegradação dos componentes de um óleo presente num reservatório 
(Restle, 1983; Connan, 1984; Wardroper et al., 1984; Peters, 2000), ou derramado no 
meio ambiente natural (Chosson et al., 1991; Wang e Fingas, 1994; Roques et al., 
1994; Moldowan et al., 1995). Outra aplicação mais recente está relacionada à 
responsabilidade legal por derrames de petróleo e derivados no meio ambiente, através 
da identificação do perfil de biomarcadores presente no óleo derramado, característico 
para cada tipo de óleo, e da sua comparação com o perfil de biomarcadores do óleo 
 
 
63
 
proveniente da suposta fonte poluidora (Wang e Fingas, 1995; Wang et al. 1996; Wang 
e Fingas, 1998; Wang et al., 2001). 
 
INPUT DE MATÉRIA ORGÂNICA: 
• Abundância relativa de tricíclicos terpanos: proveniente de algas Tasamanites 
• Oleanano: proveniente de Angiospermas, a partir do Cretáceo superior; 
• n-alcanos impares>pares: matéria orgânica terrestre 
• Envelope caixote: matéria orgânica terrestre 
• n-alcanos de mais alto peso molecular: matéria orgânica terrestre; 
• n-alcanos de mais baixo peso molecular: matéria orgânica marinha 
• Abundãncia relativa do n-C17 ou n-C19: algas Tasmanites 
PALEOAMBIENTE: 
• Gamacerano; paleoambiente com elevada anoxia; 
• Inversão do índice dos homohopanos: elevada salinidade; 
• Presença dos isoprenóides i-C25 e i-C30: elevada salinidade 
• Presença de ββββ - carotano: elevada salinidade 
• Pr/Ph > 1: paleoambiente disóxico – óxico 
• Pr/Ph< 1: paleoambiente anóxico 
 MATURAÇÃO: 
 
• C17, C21ααααββββ /C17,C21ββββαααα hopanos – equilíbrio 90 – 100% início da janela de 
maturação; 
• 22S/22S+22R – equilíbrio 60% - antes do pico de geração do óleo 
• αααααααααααα (20S+20R)/αααααααααααα (20S+20R) + ααααββββββββ (20R+20S) – equilíbrio 75% no pico da 
janela de geração 
• 20S/20S+20R – equilíbrio 60%, antes do pico de geração de óleo. 
 
BIODEGRADAÇÃO 
• n-alcanos: Inicia-se pelos n-alcanos de mais baixo peso molecular; 
 
 
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• Os hopanos: denominados nor, são produtos da biodegradação Ex.: C29 nor 
hopanos. 
 
 
7) Geoquímica orgânica aplicada à produção de petróleo 
 
A geoquímica orgânica desempenha um papel fundamental em avaliações 
regionais de bacias sedimentares e na caracterização de sistemas petrolíferos através 
do mapeamento das áreas de geração de hidrocarbonetos, caracterização dos tipos de 
óleo e estabelecimento de modelos de geração, migração e acumulação. 
Nos últimos anos, a sua aplicação tem se voltado