Rafael-Azevedo-Lima_PRH17_UERJ_G

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Universidade do Estado do Rio de Janeiro 
Faculdade de Geologia 
Departamento de Estratigrafia e Paleontologia 
 
 
 
Caracterização Geoquímica e Avaliação do 
Potencial Petrolífero do Permo-Carbonífero 
da Bacia do Chaco-Paraná 
 
 
 
 
 
 
Aluno: Rafael de Azevedo Lima 
 
Orientador: Dr. René Rodrigues 
 
 
Março/2004 
Universidade do Estado do Rio de Janeiro 
Faculdade de Geologia 
 
Apoio 
 
 2 
Departamento de Estratigrafia e Paleontologia 
 
Caracterização Geoquímica e Avaliação do Potencial Petrolífero 
do Permo-Carbonífero da Bacia do Chaco-Paraná 
 
Aluno: Rafael de Azevedo Lima 
Orientador: Dr. René Rodrigues 
 
Comissão Examinadora: 
Dr. René Rodrigues (UERJ) 
Dr. Antonio Thomaz Filho (UERJ) 
Dr. Edison Jose Milani (PETROBRAS) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 3 
Sumário 
 
Resumo 
 
Capítulo I – Proposta de Trabalho 
 
I.1 – Introdução 
I.2 – Objetivo Principal 
I.3 – Etapas do Projeto 
 
Capítulo II – Geologia da Bacia do Chaco-Paraná 
 
 II.1 – Introdução 
II.2 – Localização da Bacia e dos Poços Analisados 
II.3 – Arcabouço Estrutural 
II.4 – Arcabouço Estratigráfico 
 II.4.1 – Seqüência Cambrio-Ordoviciana 
II.4.2 – Seqüência Siluriana 
 II.4.3 – Seqüência Devoniana 
 II.4.4 – Seqüência Permo-Carbonífera 
 II.4.5 – Seqüência Mesozóica 
II.4.6 – Seqüência Cenozóica 
 
Capítulo III – Metodologia de Trabalho 
 
 III.1 – Seleção dos Poços e Amostras para Análise 
 III.2 – Preparação das Amostras 
III.3 – Determinação dos Teores de Carbono Orgânico Total (COT) e 
Enxofre Total (S) 
 4 
III.4 – Pirólise “Rock Eval” 
III.5 – Petrografia Orgânica 
III.6 – Identificação de Rochas Geradoras 
III.7 – Análise Bioestratigráfica 
 
Capítulo IV - Resultados 
 
IV.1 – Descrição dos Poços Estudados 
 IV.1.1 – Poço Arbol Blanco 
 IV.1.2 – Poço Coronel Rico 
IV.2 – Análises Geoquímicas 
 IV.2.1 – Poço Arbol Blanco 
 IV.2.2 – Poço Coronel Rico 
IV.3 – Análise Bioestratigráfica 
 
Capítulo V – Interpretação dos Resultados e Conclusões 
 
 V.1 – Datação e Correlação entre os Poços 
V.2 – Avaliação do Potencial Petrolífero da Área Estudada 
V.3 – Análise Paleoambiental 
V.4 – Considerações Finais e Recomendações 
 
Bibliografia 
 
Índice de Figuras 
 
Índice de Tabelas 
 5 
 
Resumo 
 
 
 Este é um trabalho de projeto final de curso que descreve o estudo do 
intervalo Permo-Carbonífero da Bacia do Chaco-Paraná, situada em sua 
maioria na porção nordeste do território argentino. A pesquisa foi 
desenvolvida baseando-se nas informações obtidas com as descrições 
petrográficas e geoquímicas de amostras de calha e testemunhos, coletados 
durante a perfuração dos poços Arbol Blanco e Coronel Rico. 
 As análises petrográficas, em conjunto com a estratigrafia química 
elaborada a partir dos teores de Carbono Orgânico Total (COT), permitiram a 
caracterização de seqüências deposicionais importantes no intervalo 
estudado, bem como a identificação dos tratos de sistema envolvidos. 
 Apesar da constatação de dois intervalos com porcentagem de 
carbono orgânico maiores que 3% no poço Arbol Blanco e um intervalo com 
porcentagem que chega a 4,5% no poço Coronel Rico, os resultados da 
análise de pirólise e da petrografia orgânica indicam que a matéria orgânica 
encontra-se oxidada e provém de vegetais superiores, sendo inadequada à 
formação de petróleo. Além disso, estes intervalos não sofreram temperatura 
suficiente à geração de hidrocarbonetos na área dos poços estudados. 
Todavia, a localização de intervalos com teores de carbono orgânico 
maiores que 3%, no intervalo Permo-Carbonífero da Bacia do Chaco-Paraná 
representa uma constatação inédita para a geologia da América do Sul. Este 
fato pode balizar novas pesquisas que objetivem a localização destes 
intervalos em áreas onde tenham ocorrido melhores condições de 
preservação da matéria orgânica, além de temperaturas suficientes à 
geração de hidrocarbonetos. 
 
 6 
Capítulo I – Proposta de Trabalho 
 
 
I.1 – Introdução 
 
 
 Atualmente, o entendimento integrado das bacias do Chaco-Paraná 
(Argentina) e do Paraná (Brasil) representa um dos principais desafios da 
geologia da América do Sul. 
Sob o ponto de vista técnico-científico, deve-se ressaltar que os 
pacotes sedimentares destas bacias apresentam importantes registros 
sobre a evolução do Paleocontinente Gondwana. Além disso, sob o aspecto 
econômico, pode-se dizer que os esforços exploratórios serão influenciados 
pelos resultados deste trabalho, visto que serão fornecidas informações 
geoquímicas inéditas sobre o potencial petrolífero do intervalo Permo-
Carbonífero da Bacia do Chaco-Paraná. Deve-se mencionar que 
importantes reservas de gás foram descobertas na porção brasileira da 
Bacia do Paraná, aumentando as expectativas de sucesso nesta bacia e na 
Bacia do Chaco-Paraná. 
 
 
I.2 – Objetivo Principal 
 
 
Este trabalho visa a identificação de rochas geradoras de 
hidrocarbonetos no intervalo Permo-Carbonifero da Bacia do Chaco-
Paraná através de análises geoquímicas, que permitem a determinação da 
concentração, tipos e evolução térmica da matéria orgânica, principal 
componente formador do petróleo. Outro objetivo deste trabalho é o 
entendimento integrado do arcabouço estratigráfico do intervalo Permo-
 7 
Carbonífero da Bacia do Chaco-Paraná e da Bacia do Paraná, utilizando-se 
da estratigrafia química como ferramenta principal. 
 
 
I.3 – Etapas do Projeto 
 
 
a) Coleta de amostras de calha e de testemunhos junto à 
Repsol/YPF/Argentina; 
b) Escolha dos poços Arbol Blanco e Coronel Rico, por melhor 
representarem o intervalo Permo-Carbonífero, de acordo com o 
registro dos perfis de resistividade; 
c) Levantamentos bibliográficos, visando a coleta de material publicado 
a respeito da geologia da Bacia do Chaco-Paraná; 
d) Descrição das amostras de calha e fragmentos de testemunhos; 
e) Seleção, catação e preparação de amostras para análise; 
f) Realização das análises geoquímicas; 
g) Elaboração de perfis geoquímicos; 
h) Interpretação e integração dos resultados; 
i) Redação do projeto final. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 8 
Capítulo II – Geologia da Bacia do Chaco-Paraná 
 
 
II.1 – Introdução 
 
 
Durante grande parte do Eofanerozóico, as bacias do Paraná e do 
Chaco-Paraná sofreram diversos processos tectono-sedimentares 
semelhantes, resultando assim em uma correlação significativa entre suas 
unidades estratigráficas. Desta forma, as seqüências sedimentares destas 
bacias foram analisadas de modo comparativo sempre que possível, 
buscando um melhor entendimento dos seus respectivos arcabouços 
estratigráficos, apesar da baixa quantidade de informações apresentando 
uma abordagem integrada entre estas bacias. As grandes distâncias entre 
os poços perfurados na Bacia do Chaco-Paraná e a baixa qualidade dos 
dados geofísicos representam os principais obstáculos a este tipo de 
abordagem. 
A principal diferença entre as bacias mencionadas reside em suas 
histórias geológicas. A Bacia do Chaco-Paraná foi influenciada por um 
intenso processo de subsidência como reflexo da formação da Cordilheira 
dos Andes, durante o Terciário, o que não se observa na Bacia do Paraná. 
A cobertura arenosa depositada nesta época, na Bacia do Chaco-Paraná, 
chega a alcançar dois mil metros de espessura. Por outro lado, a Bacia do 
Paraná foi deveras afetada pela abertura do Oceano Atlântico Sul, quandosofreu intensos processos erosivos, intrusões e derrames basálticos 
eocretácicos da Formação Serra Geral, os quais apresentaram menor 
expressão na Bacia do Chaco-Paraná. 
Nesta etapa do trabalho, foram selecionadas as principais 
características da geologia da Bacia do Chaco-Paraná, com base em 
 9 
informações contidas na literatura. Procurou-se dar ênfase ao intervalo 
Permo-Carbonífero, que constituiu o principal alvo desta pesquisa. 
 
 
II.2 – Localização da Bacia e dos Poços Analisados 
 
 
 A Bacia do Chaco-Paraná, situada na porção nordeste da Argentina, 
é representada por uma extensa região de sedimentação, com mais de 
500.000 km² de área (figura 1) e eixo principal de deposição com direção 
ENE-WSW. Seu embasamento é constituído de blocos cratônicos de idade 
pré-cambriana e o pacote sedimentar chega a atingir 5.500 metros de 
espessura, com rochas siliciclásticas e ígneas de idades entre o 
Ordoviciano e o Terciário. 
 
1200 Km
744 Mi
BRASIL
BACIA DO
PARANÁ
MANAUS
BELÉM
NATAL
SALVADOR
RIO DE JANEIRO
S. PAULO
CURITIBA
PORTO
ALEGRE
URUGUAI
ARGENTINA
CHILE
BACIA
CHACO-
PARANÁ
PARAGUAI
BOLÍVIA
PERU
EQUADOR
COLOMBIA
VENEZUELA
GUIANA
BRASÍLIA
20
10
0
10
20
30
40
60
80
4050
607080
4050
607080
Bolívia
Caracas
Bogotá
Quito
Lima
La Paz
Asunción
Santiago
B. Aires
Montevidéo
 
Figura 1 – Mapa de localização das 
Bacias do Chaco-Paraná e do Paraná.. 
 10 
 Este trabalho foi realizado com base na análise de amostras de calha 
e fragmentos de testemunhos, provenientes de dois poços perfurados pela 
empresa Repsol/YPF em território argentino: Arbol Blanco e Coronel Rico. 
A figura 2 mostra a localização destes dois poços na Bacia do Chaco 
Paraná, bem como de outros poços perfurados pela mesma empresa. 
 
Uruguai
Brasil
Paraguai
Argentina
0 200 400 600 Km
Escala
N
 
Figura 2 – Mapa de localização dos poços perfurados na Bacia do Chaco-Paraná. 
Em verde, os poços com perfis disponíveis; em vermelho, os não disponíveis; e em 
amarelo, os poços selecionados (Arbol Blanco e Coronel Rico). 
 11 
II.3 – Arcabouço Estrutural 
 
 
 A configuração atual da Bacia do Chaco-Paraná, extensa e 
aparentemente contínua, resulta da superposição de vários depocentros 
controlados tectonicamente ao longo de sua evolução geológica. O 
tectonismo ocorrido resultou em algumas feições estruturais importantes, 
que atuaram no controle da sedimentação. 
Através da observação dos mapas de isópacas relativos a formações 
de diferentes idades, pode-se notar mudanças decorrentes de eventos 
tectônicos, por vezes significativas, na posição dos depocentros principais. 
Como exemplo importante destas mudanças, pode-se citar o resultante da 
Orogênese Herciniana, que foi responsável por soerguimento e erosão dos 
pacotes sedimentares do Devoniano no setor sudeste da bacia do Chaco-
Paraná. A figura 3 mostra os mapas de isópacas das Formações Rincón e 
Caburé, de idade Devoniana, e o dos sedimentos do Paleozóico Superior, 
permitindo a análise da mudança na posição dos centros deposicionais 
das supersequências sedimentares do Devoniano e do Permo-Carbonífero. 
Deve-se ressaltar, inclusive, que os hiatos ocorridos na bacia e que limitam 
as grandes seqüências são decorrentes de eventos tectônicos de atuação 
significativa em toda a América do Sul. 
 
 12 
Uruguai
Brasil
Paraguai
Argentina
0 200 400 600 Km
Escala
N
Uruguai
Brasil
Paraguai
Argentina
0 200 400 600 Km
Escala
N
Uruguai
Brasil
Paraguai
Argentina
0 200 400 600 Km
Escala
N
 
Figura 3 – Mapas de isópacas do Paleozóico Superior e das Formações Rincon e 
Cabure, com espessuras em metros. 
 
Contudo, deformações demasiadamente pronunciadas não são 
características do arcabouço estrutural desta bacia, sugerindo que os 
processos tectônicos que modificaram boa parte do território argentino, 
principalmente a partir do Mioceno, não atuaram de maneira significativa 
nos sedimentos da Bacia do Chaco-Paraná. 
 13 
As principais feições limítrofes da Bacia do Chaco-Paraná são os 
altos Rincón-Caburé e Assunción e as Serras Pampeanas, como mostra a 
figura 4. O primeiro separa a Bacia do Chaco-Paraná das bacias de Oran e 
Tarija, a noroeste; o segundo é adotado como o limite nordeste da bacia, 
separando-a da Bacia do Paraná; e o último constitui o limite oeste, 
constituído de rochas pré-cambrianas soerguidas pelo tectonismo de 
caráter convergente da Orogenia Andina. 
 
Uruguai
Brasil
Paraguai
Argentina
0 200 400 600 Km
Escala
N
 
Figura 4 – Principais altos estruturais presentes 
na área da Bacia do Chaco-Paraná. 
 14 
II.4 – Arcabouço Estratigráfico 
 
 
As análises estratigráficas já realizadas na Bacia do Chaco-Paraná 
encontraram usualmente três obstáculos principais: a baixa quantidade de 
poços perfurados; as grandes distâncias entre eles (rever figura 2); e a 
ampla variabilidade litológica das formações. 
A análise da carta estratigráfica da Bacia do Chaco-Paraná (figura 5) 
permite a divisão do pacote sedimentar da bacia em 6 supersequências 
deposicionais, limitadas entre si por discordâncias geralmente erosivas: 
1 – Seqüência Cambrio-Ordoviciana → composta exclusivamente pela 
Formação Las Breñas; 
2 – Seqüência Siluriana → composta pelas Formações Zapla na base e 
Copo no topo; 
3 – Seqüência Devoniana → constituída pelas Formações Caburé na base e 
Rincón no topo; 
4 – Seqüência Permo-Carbonífera → composta pelas seguintes formações, 
da base para o topo: Sachayoj; Ordoñes; Charata; Vitoriano Rodriguez; 
Chacabuco; e Buena Vista; 
5 – Seqüência Mesozóica → composta pela Formação Tacuarembó. Esta 
sequência termina nos basaltos da Formação Serra Geral; 
6 – Seqüência Cenozóica → constituída pela Formação Mariano Boedo e 
pelas areias do Grupo Chaco. 
 
 15 
 
Figura 5 – Carta Estratigráfica das Bacias do Paraná e do Chaco-Paraná 
(Milani et. al., 2000). 
 
 16 
 O perfil estratigráfico da figura 6 mostra cada uma das seis 
seqüências relacionadas. 
 
Nível do Mar
2.000 m
4.000 m
6.000 m
0 200 Km
NNW SSE
Falha de Las Breñas
Embasamento Pré-Cambriano
Al
to
 R
io 
de
 la
 P
lat
a
Formação Serra Gera
lMesozóico
Permo-Carbonífero
Cambrio-
Ordoviciano
Siluriano
Devoniano
Cenozóico
 
Figura 6 – Perfil estratigráfico da Bacia do Chaco-Paraná, 
modificado de Milani et. al., 2000. 
 
Os sedimentos correspondentes ao Paleozóico Inferior estão 
presentes apenas no setor noroeste da Bacia Chacopampeana, a norte do 
Alto Pampeano Chaqueño. Nesta região, foram datadas as formações Las 
Breñas, Zapla, Copo, Caburé e Rincón. Estudos realizados nos perfis 
litológicos e elétricos fornecidos pela Repsol/YPF mostraram que a maior 
parte dos pacotes sedimentares do Paleozóico apresentam baixa 
porosidade, permeabilidade e condutividade, principalmente devido à 
intensa compactação decorrente do peso das formações sobrejacentes. 
 Baseando-se em informações contidas na literatura, foi realizada a 
análise litológico-estratigráfica de cada uma destas seqüências. Deu-se 
ênfase à descrição das três principais formações da seqüência Permo-
Carbonífera (Formações Sachayoj, Charata e Chacabuco), por terem sido 
atravessadas pelos dois poços estudados neste trabalho. Vale ressaltar que 
esta seqüência constitui o principal alvo desta pesquisa. 
 
 
 17 
II.4.1 – Seqüência Cambrio-Ordoviciana (Formação Las Breñas) 
 
 
Esta seqüência é representadaexclusivamente pela Formação Las 
Breñas (Cambriano Superior/Ordoviciano Inferior), que foi definida por 
Russo et. al. (1979, 1986) depois de trabalhos da Repsol/YPF, e não possui 
correlação com nenhum pacote sedimentar da Bacia do Paraná. Esta 
formação representa o início da deposição sedimentar na bacia em um 
depocentro com orientação SW-NE conhecido como Baixo de Las Breñas 
(Milani et. al., 2000). O Baixo de Las Breñas está localizado na porção 
central da bacia e é caracterizado como um graben assimétrico, que se 
formou de encontro a uma expressiva falha de empurrão e que pode ter 
sofrido reativação durante a evolução da bacia (rever figura 6). 
A datação desta formação baseou-se principalmente em três 
critérios: na sua posição estratigráfica em relação à Formação Zapla, que 
se encontra estratigraficamente acima da Formação Las Breñas; na 
semelhança litológica com depósitos de mesma idade aflorantes na 
Cordilheira Oriental e na Serra Sub-Andina; e na presença de microfósseis 
do Siluriano na formação sobrejacente (Copo). 
A Formação Las Breñas é composta por ortoquartzitos de 
granulometria média a grossa, mal a moderadamente selecionados, com 
clastos arredondados a sub-angulosos, matriz silicosa e com porosidade 
quase nula. Já na base da seqüência ocorrem limonitas, quartzitos 
micáceos de cor verde a marrom e avermelhados devido à presença de 
óxido de ferro. 
 
 
 
 
 
 18 
II.4.2 – Seqüência Siluriana (Formações Zapla e Copo) 
 
 
 Esta seqüência é composta pelas Formações Zapla (Ordoviciano 
Superior a Siluriano Inferior) e Copo (Siluriano). Ela tem início com a 
presença de finas camadas turbidíticas na base da Formação Zapla, 
constituída de diamictitos oxidados associados a arenitos e folhelhos 
marrons, com alguns níveis ferríferos intercalados. Esta formação possui 
uma espessura de cerca de 70 metros e é correlacionável à Formação Iapó 
da Bacia do Paraná. 
 Já a Formação Copo corresponde à Formação Vila Maria da Bacia do 
Paraná. Constitui-se de folhelhos escuros, localmente piritosos, finamente 
laminados, com intercalações de arenitos quartzíticos na parte superior, 
cimentados e com baixa porosidade. O topo desta formação é marcado pela 
presença de uma macrofauna do Eodevoniano, formada por trilobitas, 
braquiópodes e orthocerátidos, fósseis indicativos de um ambiente 
marinho até o final do Siluriano (Cullen, Rojas e associados, 1986). 
 
 
II.4.3 – Seqüência Devoniana (Formações Caburé e Rincón) 
 
 
 
 Esta seqüência é composta pelos arenitos Formação Caburé e os 
folhelhos da Formação Rincón, depositados durante uma progressiva 
inundação da bacia. A invasão marinha se deu de modo rápido, impedindo 
a interdigitação entre essas duas unidades. O contato entre elas possui 
caráter erosivo e marca uma superfície transgressiva. 
 A Formação Caburé equivale à Formação Furnas da Bacia do 
Paraná, e depositou-se durante o Devoniano Inferior, de acordo com o seu 
registro fossilífero (Skander, 1987). Ela possui cerca de 500 metros de 
espessura e formou-se em um ambiente continental a marinho raso. É 
 19 
composta essencialmente por arenitos quartzíticos de granulometria fina a 
média, muito silicificado, com algumas intercalações de folhelhos sílticos e 
micáceos, de coloração cinza. 
 Já a Formação Rincón corresponde à Formação Ponta Grossa da 
Bacia do Paraná e data do Devoniano Médio a Superior. Ela é formada por 
folhelhos micáceos, localmente laminados, escuros e fossilíferos, 
possuindo uma espessura de 600 metros aproximadamente. Esta 
formação representa o momento de máxima transgressão na bacia durante 
o Devoniano e contém os principais intervalos de rochas potencialmente 
geradoras de gás no setor noroeste da Argentina. 
 É importante ressaltar que os sedimentos depositados até o período 
Devoniano, na Bacia do Chaco-Paraná, foram preservados apenas na 
porção noroeste da bacia, na chamada Sub Bacia Alhuampa (rever figura 
3). 
 
 
II.4.4 – Seqüência Permo-Carbonífera (Formações Sachayoj, Charata 
e Chacabuco) 
 
 
 Diferentemente dos sedimentos depositados durante o Paleozóico 
Inferior, os depósitos do Permo-Carbonífero da Bacia do Chaco-Paraná, 
com uma espessura de 2.300 m, demonstram maior continuidade. Estão 
limitados a uma região conhecida como Chacoparanaense, ocupando uma 
área praticamente coincidente com a da bacia atual (rever figura 3). Além 
disso, os pacotes sedimentares do Paleozóico Superior formam parte de 
uma única bacia com os depósitos da Bacia do Paraná no Brasil e 
Uruguai. 
 A área de estudo deste trabalho, no setor NW da bacia (Sub-Bacia de 
Alhuampa), registrou a presença de três formações pertencentes à esta 
seqüência: Formações Sachayoj, Charata e Chacabuco. A Formação 
 20 
Sachayoj corresponde à Formação Aquidauana da Bacia do Paraná, e 
depositou-se durante o Carbonífero Superior. Ela é composta por argilitos 
quartzosos e sílticos, de coloração vermelha a esverdeada. Os arenitos 
esbranquiçados e de granulometria média, com alta resistividade, 
porosidade e permeabilidade, podem representar bons reservatórios. Esta 
formação possui ainda níveis de folhelhos ricos em matéria orgânica e 
culmina na presença de camadas de diamictitos. 
 Já a deposição da Formação Charata teve início no final do 
Carbonífero e durou até o Permiano Inferior. Esta formação é 
correlacionável com parte do Grupo Itararé e com a Formação Rio Bonito, 
na Bacia do Paraná. Ela é composta por diamictitos com fragmentos de 
quartzitos e folhelhos negros, além de intercalações de arenitos (grauvaca) 
e folhelhos. Os arenitos predominam na base e os folhelhos aumentam em 
direção ao topo. Os litotipos observados nesta formação indicam que 
condições glaciais a periglaciais influenciaram muito a deposição desta 
formação. 
 Finalmente, a Formação Chacabuco foi depositada em discordância 
sobre a Formação Charata. Ela formou-se durante o Permiano e 
corresponde, em sua maioria, aos sedimentos do Grupo Palermo. Consiste 
de arenitos intercalados com folhelhos negros, alguns betuminosos, e 
siltitos (Skander, 1987). Em alguns locais, estes folhelhos betuminosos são 
correlacionados com a Formação Irati da Bacia do Paraná. Devido ao fato 
destes folhelhos representarem uma das rochas potencialmente geradoras 
mais expressivas da América do Sul, um dos objetivos deste trabalho foi a 
busca de uma seção com características semelhantes no Permo-
Carbonífero da Bacia do Chaco-Paraná. 
 A Seqüência Permo-Carbonífera depositou-se discordantemente 
sobre sobre o embasamento cristalino e sobre as formações mais antigas 
(rever figura 3). A espessura máxima interpretada pela sísmica para esta 
seqüência é de 2.500 metros, que foi constatada no centro da província de 
Santa Fé. A sísmica também indicou que, no setor norte do Alto Camilo 
 21 
Aldão, as rochas desta seqüência foram completamente erodidas. Fora 
deste alto, a bacia comporta-se como um grande cone com depocentros 
espalhados, como a sub-bacia Alhuampa, situada entre os Altos Rincón-
Caburé e Pampeano. 
 Os depósitos Permo-Carboníferos apresentam uma fácies continental 
e outra marinha, com influência glacial (Archngelsky, 1976). De modo 
geral, estes depósitos iniciam-se com fácies finas, distais, gradando para 
depósitos arenosos, espessos pacotes de diamictitos e, por fim, 
intercalações de pelitos e arenitos. Na Sub-Bacia Alhuampa (Chaco e 
Santiago de Estero) e na região de Santa Fé, foram reconhecidas seis 
formações pertencentes a esta seqüência, o que não ocorre na área de 
estudo, onde somente as Formações Sachayoj, Charata e Chacabuco foram 
descritas. 
 
 
II.4.5– Seqüência Mesozóica (Formações Tacuarembó e Serra Geral) 
 
 
 A Sequência Mesozóica caracteriza-se pela deposição de arenitos de 
várias cores correspondentes à Formação Tacuarembó, de idade jurássica, 
culminando com as extrusões basálticas da Formação Serra Geral, no 
Cretáceo. Esta sequência depositou-se discordantemente sobre os 
sedimentos da Sequência Permo-Carbonífera. Em alguns setores da bacia, 
estes basaltos alcançam centenas de metros de espessura, porém 
ocupando uma área menor quando comparada com a da Bacia do Paraná. 
A Formação Tacuarembó corresponde à Formação Botucatu da Bacia do 
Paraná. 
 
 
 
 
 22 
II.4.6 – Seqüência Cenozóica (Formações Mariano Boedo e Chaco) 
 
 
 A Seqüência Cenozóica é representada, na área de estudo, pelas 
Formações Mariano Boedo e Chaco. A primeira ocorre concordantemente 
sobre as Formações Serra Geral e Tacuarembó, e é caracterizada por 
arenitos e folhelhos na base e pela presença de carbonatos no topo. Tanto 
os arenitos como os carbonatos podem vir a constituir bons reservatórios, 
por apresentarem alta porosidade. Esta formação constitui a transição de 
um ambiente continental para um ambiente marinho costeiro. 
 A Formação Chaco (Cenozóico Superior) depositou-se sobre o pacote 
da Formação Tacuarembó, demarcando uma superfície erosiva resultante 
de uma forte regressão ocorrida no final do Paleoceno. Observa-se, através 
dos perfis disponíveis, intercalações de arenitos finos e siltitos, com baixas 
resistividades, porosidade e permeabilidade. Para oeste, as intercalações 
dão lugar a uma grande planície aluvial. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 23 
Capítulo III – Metodologia de Trabalho 
 
 
III.1 – Seleção dos Poços e Amostras para Análise 
 
 
 Os dois poços utilizados neste estudo, Abol Blanco e Coronel Rico, 
foram selecionados por melhor representarem, dentre os poços disponíveis, 
o intervalo Permo-Carbonífero da Bacia do Chaco-Paraná. Esta seleção 
teve como base os perfis geofísicos relativos à perfuração destes poços, que 
foram cedidos juntamente com suas amostras de calha e fragmentos de 
testemunhos pela Repsol/YPF. 
 Após a seleção dos poços, foi realizada com o auxílio de uma lupa 
binocular de luz incidente (figura 7) a descrição litológica e a eliminação 
da contaminação do material da lama, dos tubos de perfuração 
(fragmentos de ferro, material de desabamentos, etc...) e das rochas não-
representativas dos intervalos perfurados (queda de rochas e fragmentos 
situados estratigraficamente acima). 
 
 
Figura 7 – Fotografia da lupa binocular de luz incidente e do material utilizado para 
a descrição litológica das amostras. 
 
 24 
A descrição litológica realizada possibilitou a seleção de 74 amostras 
de calha, além de raros fragmentos de testemunhos do poço Arbol Blanco e 
26 amostras do poço Coronel Rico, visando as análises geoquímicas. 
Foram selecionadas preferencialmente as litologias de granulação fina, ou 
seja, os folhelhos e siltitos argilosos. As amostras selecionadas foram 
acondicionadas em frascos de plástico devidamente etiquetados com a 
identificação do poço e a profundidade da amostra. 
 
 
 
III.2 – Preparação das Amostras 
 
 
As amostras escolhidas são pulverizadas em um almofariz de ágata e 
passadas em uma peneira de 80 meshs, e a fração mais fina utilizada. 
Numa balança analítica (figura 8), a amostra é pesada (cerca de 250 mg) e 
levada à acidificação com HCl a 50%, durante aproximadamente 12 horas, 
com o objetivo de se eliminar os carbonatos. Após a acidificação, as 
amostras são lavadas por cinco vezes, sendo a primeira lavagem feita com 
água destilada a 100ºC e as outras lavagens em temperatura ambiente, 
eliminando-se assim os cloretos formados pelo HCl. Finalmente, as 
amostras são secas sob banho de luz a 80°C e pesadas novamente. 
 
 25 
 
Figura 8 – Fotografia da balança analítica utilizada na pesagem das amostras. 
 
As pesagens realizadas antes e depois da acidificação irão fornecer a 
quantidade de carbonatos eliminados da amostra, em porcentagem de 
massa. A quantidade de rocha que não foi eliminada neste processo é 
chamada de resíduo insolúvel (R.I.). 
 
 
 
III.3 – Determinação dos Teores de Carbono Orgânico Total (COT) e 
Enxofre Total (S) 
 
 
 
Após a preparação, as amostras são levadas ao aparelho LECO SC-
444 (figura 9), onde são submetidas a uma temperatura de 1350ºC até a 
sua combustão total. Este aparelho constitui um equipamento não-
 26 
dispersivo, constituído de um introdutor automático de amostras no forno 
de combustão, com capacidade para 36 amostras. 
 
 
Figura 9 – Fotografia do aparelho LECO SC-444. 
 
Durante a combustão, o CO2 que se desprende é carregado até a 
célula de infravermelho, onde ele é detectado, o mesmo acontecendo com o 
enxofre sob a forma de SO2. O equipamento está calibrado de maneira que 
pelas quantidades de CO2 e SO2 detectadas, ele fornece diretamente as 
percentagens em peso de Carbono Orgânico Total (COT) e Enxofre Total 
(S), em função de ter sido utilizado o peso inicial da amostra antes da 
acidificação. O aparelho é calibrado com amostras padrões, e sua precisão 
com a introdução destas amostras antes e após as análises. Os dados 
obtidos são utilizados para os estudos de geoquímica orgânica para 
petróleo e de estratigrafia química. São indispensáveis para a programação 
 27 
das análises adicionais, que serão efetuadas para identificação dos tipos 
de matéria orgânica e avaliação de sua evolução térmica. 
 
 
III.4 – Pirólise “Rock Eval” 
 
 
 A análise de pirólise representa o método físico-químico mais 
utilizado que auxilia a identificação de rochas potencialmente geradoras de 
petróleo. Além de informações sobre os potenciais de geração, este método 
também possibilita o reconhecimento dos querogênios presentes, que são 
as substâncias betuminosas insolúveis contidas em folhelhos. Estas 
substâncias são responsáveis pela produção de petróleo e/ou gás, quando 
submetidas ao aquecimento em atmosfera inerte. 
 Em resumo, a pirólise fornece, a um custo baixo e em um curto 
espaço de tempo, características do tipo e do grau de evolução térmica da 
matéria orgânica, sem a necessidade de um tratamento químico prévio das 
amostras. Contudo, este método não fornece tantos detalhes sobre os 
componentes da matéria orgânica quanto a petrografia orgânica. 
 No equipamento “Rock Eval” são utilizados cerca de 100 mg de 
amostra pulverizada. Esta amostra é aquecida até a temperatura de 500°C 
em atmosfera inerte, tendo o hélio como gás carreador. 
 Os hidrocarbonetos e o CO2 liberados são medidos, respectivamente, 
por detectores de ionização de chama e de condutividade térmica, e os 
resultados são expressos em miligramas de HC (hidrocarbonetos)/g de 
rocha e miligramas de CO2/g de rocha. 
 Os resultados obtidos oferecem as seguintes informações: 
- Pico S1 – Hidrocarbonetos gerados até 350°C. Corresponde aos 
hidrocarbonetos livres na rocha e que já haviam sido gerados na 
natureza; 
 28 
- Pico S2 – Hidrocarbonetos gerados entre 350 e 550°C. Representa os 
hidrocarbonetos que foram gerados pelo craqueamento térmico do 
querogênio, ou seja, produzidos pela temperatura fornecida pelo 
equipamento, de maneira artificial; 
- Valores de T máx – Temperatura na altura máxima do pico S2. 
Corresponde à temperatura em que ocorre artificialmente a geração 
da maior quantidade de hidrocarbonetos; 
- Pico S3 – Dióxido de carbono (CO2) liberado entre 250 e 390°C. 
Representa a quantidade de oxigênio presente no querogênio.Esta técnica foi aplicada nos intervalos com os maiores teores de 
carbono orgânico total (COT), cujos resultados são obtidos anteriormente. 
 
 
III.5 – Petrografia Orgânica 
 
 
Basicamente, a petrografia orgânica consiste na descrição da 
matéria orgânica presente nas amostras com o auxílio de um microscópio 
binocular, o que permite uma análise da morfologia, trasmitância e 
refletância do querogênio. A matéria orgânica, previamente concentrada, é 
utilizada na construção de lâminas delgadas para a realização desta 
análise. A seguir, serão descritos os três principais tipos de matéria 
orgânica, que podem ser diferenciados através da petrografia orgânica: 
a) Matéria orgânica amorfa: É representada por materiais não-
estruturados, podendo ser ou não fluorescentes, e apresenta uma 
alta razão de transformação em hidrocarbonetos. A ausência de 
fluorescência normalmente indica uma matéria orgânica oxidada ou 
termicamente muito evoluída, pobre em hidrogênio. Sendo assim, 
com o aumento da evolução térmica, a matéria orgânica amorfa 
também vai ficando menos fluorescente, devido à perda de 
hidrogênio durante o processo de geração de óleo e gás; 
 29 
b) Matéria orgânica liptinítica: Inclui cutículas, esporos, acritarcas 
algas estruturadas, pólens, resinas e betume. Em estágio de 
maturação não muito avançado e com fluorescência, ela possuirá 
uma boa taxa de transformação em hidrocarbonetos; 
c) Matéria orgânica lenhosa: Engloba partes de vegetais superiores 
terrestres, normalmente estruturados e com moderada 
transmitância. Outros restos orgânicos oxidados e opacos também 
são incluídos neste grupo. Por apresentar baixa proporção de 
hidrogênio em sua composição, sua taxa de transformação em 
hidrocarbonetos é pequena. 
 
 
III.6 – Identificação de Rochas Geradoras 
 
 
 Petróleo é o produto da transformação termoquímica da matéria 
orgânica presente nas rochas. Sendo assim, o estudo da matéria orgânica 
presente nas rochas constitui o ponto de partida para a avaliação do 
potencial petrolífero de uma bacia sedimentar. 
Para a identificação de rochas geradoras, foram utilizadas as 
análises de geoquímica orgânica, seguindo a metodologia normalmente 
utilizada na indústria petrolífera mundial. Esta identificação consiste na 
determinação da concentração de matéria orgânica disseminada em 
rochas sedimentares, no reconhecimento dos tipos de matéria orgânica e 
na sua evolução térmica. Neste trabalho, a caracterização da matéria 
orgânica foi feita com base na interpretação dos resultados das análises de 
carbono orgânico total (COT), enxofre total (S), pirólise e petrografia 
orgânica. Estes dados foram complementados por um estudo 
bioestratigráfico, visando a datação de horizontes interessantes e a análise 
paleoambiental. 
 30 
A quantidade de hidrocarbonetos que pode ser gerada em uma bacia 
sedimentar é diretamente proporcional ao teor de matéria orgânica 
disseminada nos sedimentos, desde que ela apresente a mesma 
composição e evolução térmica. Desta forma, o teor mínimo necessário de 
carbono orgânico (COT) para dar origem a uma acumulação econômica de 
óleo ou gás é, historicamente no Brasil, maior do que 1,5%. As amostras 
presentes nos intervalos com teores interessantes de carbono orgânico 
foram selecionadas para a pirólise e para a petrografia orgânica, para a 
verificação da qualidade e do grau de maturação da matéria orgânica. 
A composição original e a preservação da matéria orgânica irão 
condicionar a sua qualidade quanto à geração de hidrocarbonetos. Assim, 
a distinção entre seus vários tipos é importante, devido aos seus diferentes 
potenciais de geração. Enquanto a matéria orgânica derivada de vegetais 
superiores possui uma composição pobre em hidrogênio, além de ser mais 
submetida à oxidação durante o transporte, a matéria orgânica que tem 
origem na própria bacia de sedimentação é constituída de organismos 
aquáticos, possuindo uma razão de transformação em hidrocarbonetos 
muito mais elevada. 
Ocorrências de acumulações de hidrocarbonetos dependem ainda da 
maturação térmica da rocha geradora. Durante este processo, as 
propriedades físicas e químicas da matéria orgânica sofrem várias 
mudanças, as quais irão fornecer parâmetros para a determinação de 
diferentes níveis de evolução térmica. Este estudo é de vital importância na 
identificação de rochas geradoras, devido à íntima relação entre o efeito da 
temperatura e o processo de geração de hidrocarbonetos. Os principais 
métodos usados na análise do grau de maturação são a pirólise “Rock 
Eval”, a reflectância da vitrinita e o Índice de Coloração de Esporos (ICE). 
Neste trabalho utilizou-se apenas o primeiro. 
 
 
 
 31 
III.7 – Análise Bioestratigráfica e Petrografia Orgânica 
 
 
As amostras foram processadas no Laboratório de Palinomacerais da 
UERJ, utilizando metodologia adaptada do Services Associés de 
Paleontologia da Universidade de Liége – Bélgica. Em resumo, após a 
desagregação mecânica do material (maceração), o mesmo sofre uma 
seqüência de ataques químicos a fim de se obter um resíduo isento de 
material inorgânico e húmico, contendo apenas material orgânico 
concentrado em palinomorfos, visando a micropetrografia. 
Este tipo de análise fornece informações importantes sobre as idades 
das formações amostradas e os ambientes de sedimentação envolvidos, 
além das principais características da palinoflora e da matéria orgânica 
presentes nas amostras. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 32 
Capítulo IV - Resultados 
 
 
 
IV.1 – Descrição dos Poços Estudados 
 
 
 A descrição dos poços selecionados teve como base as amostras de 
calha e os fragmentos de testemunhos obtidos junto à empresa 
Repsol/YPF. Paralelamente, foi realizada a análise dos perfis de potencial 
espontâneo e resistividade, cedidos pela mesma empresa. 
 
 
IV.1.1 – Poço Arbol Blanco 
 
 
O poço Arbol Blanco apresenta uma profundidade final de 2.850 
metros. A perfilagem teve início em 700 m e a amostragem foi realizada 
entre as profundidades de 856 e 2.686 m, gerando um total de 82 
amostras, sendo 72 amostras de calha e 10 fragmentos de testemunhos 
(figura 10). 
 
 33 
Legenda
Folhelhos
Siltitos
Arenitos com
Granulometria Grossa
Diamictitos
Arenitos com
Granulometria Fina
Conglomerados
SP
Normal
X 369 X 1005
X 370
X 371
X 372
X 1006
X 373
X 374
X 1015
X 375
X 376
X 377
X 378
X 379
X 380
X 381
X 382
X 383
X 384
X 385
X 386
X 387
X 1016
X 388
X 389
X 390
X 391
X 1017
X 392
X 393
X 394
X 395
X 396
X 398
X 397
X 399
X 402
X 400
X 401
X 403
X 404
X 405
X 1013
X 1007
X 406
X 1008
X 407
X 408
X 1010
X 409
X 1020
X 1019
X 1011
X 1009
X 1017
X 1014
X 410
X 411
X 412
X 1018
X 413
X 414
X 415
X 416
X 417
X 418
800 -
900 -
1000 -
1100 -
1200 -
1300 -
1400 -
1500 -
1600 -
1700 -
1800 -
1900 -
2000 -
2100 -
2200 -
2300 -
2400 -
Prof. (m)
 
Figura 10 – Perfis de potencial espontâneo (SP) e resistividade (curva normal) do 
poço Arbol Blanco. 
 34 
A base do poço é caracterizada pela presença da Formação Las 
Breñas, composta predominantemente por ortoquartzitos com alta 
resistividade e baixo potencial espontâneo (SP). 
A Formação Rincón ocorre entre as profundidades de 2.706 e 2.443 
m (263 m de espessura), e representa a primeira formação com amostras 
disponíveis. Ela é composta por folhelhos predominantemente cinza 
escuros e micáceos,com intercalações de folhelhos de coloração marrom, 
além de SP e resistividade elevados. 
O intervalo Permo-Carbonífero é representado inicialmente pela 
Formação Sachayoj, que constitui a formação mais espessa do poço Arbol 
Blanco. Ela está situada entre as profundidades de 2.443 e 1.228 m, com 
um total de 1.215 m de espessura. Na sua base ocorrem folhelhos marrons 
com intercalações de arenitos cimentados, que inclusive predominam entre 
as profundidades de 2.200 e 2.100 m. Logo acima desta camada, nota-se a 
presença de um folhelho cinza escuro com cerca de 220 metros de 
espessura, e mais acima ocorrem siltitos com intercalações de diamictitos, 
até o topo da formação. 
Após a Formação Sachayoj, observou-se a Formação Charata, com 
cerca de 280 m de espessura (entre 947 e 1.228 m de profundidade). Ela é 
caracterizada pela predominância de diamictitos, com algumas camadas 
de siltitos e folhelhos intercaladas, que apresentam maior freqüência no 
topo da formação. Por fim, observou-se a Formação Chacabuco, 
representada por siltitos e folhelhos escuros principalmente, além 
diamictitos na base. 
 
 
IV.1.2 – Poço Coronel Rico 
 
 
A perfilagem do poço Coronel Rico iniciou-se na profundidade de 380 
m, sendo que sua profundidade final é de 1.700 m. As 26 amostras de 
 35 
calha provenientes da perfuração deste poço foram coletadas entre 705 e 
1.675 metros de profundidade (figura 11). 
 
X 635
X636
X637
X638
X639
X640
X641
X642
X643
X644
X645
X646
X647
X648
X649
X651
X652
X653
X654
X655
X656
X657
X658
X657A
X658B
X659
X661
1400 -
1700 -
1500 -
1600 -
1300 -
1200 -
1100 -
1000 -
900 -
800 -
700 -
600 -
500 -
400 -
Prof. (m)
Legenda
Folhelhos
Siltitos
Arenitos com
Granulometria Grossa
Diamictitos
Arenitos com
Granulometria Fina
Conglomerados
SP
Normal
Indução
 
Figura 11 – Perfis de potencial espontâneo (SP) e 
resistividade do poço Coronel Rico. 
 36 
 
O poço possui, em sua base, a presença de arenitos quartzosos da 
Formação Caburé, do Devoniano Inferior, com cerca de 50 metros de 
espessura. Acima desta formação, com início na profundidade de 1.650 
metros, observa-se a predominância de diamictitos com intercalações de 
folhelhos e arenitos que representam a Formação Sachayoj, da base da 
Seqüência Permo-Carbonífera. Esta formação possui, no poço Coronel 
Rico, espessura de aproximadamente 950 metros, sendo assim a formação 
mais representativa deste poço. A base da formação é caracterizada pela 
intercalação de diamictitos e folhelhos de coloração marrom, enquanto que 
no topo notou-se a presença de uma camada de folhelho cinza escuro, com 
cerca de 150 metros de espessura. 
Acima da Formação Sachayoj, ocorrem as Formações Charata, 
Mariano Boedo e Chaco, que não possuem amostras mas, pelo perfil de 
SP, são compostas predominantemente por diamictitos com intercalações 
de arenitos e siltitos. 
 
 
IV.2 – Análises Geoquímicas 
 
 
IV.2.1 – Poço Arbol Blanco 
 
 
Dentre as 82 amostras descritas pertencentes ao poço Arbol Blanco, 
foram selecionadas 74 para as análises de Carbono Orgânico Total (COT) e 
Enxofre Total (S) (figura 12). Os dados de COT revelaram dois intervalos 
com quantidades interessantes de matéria orgânica, ou seja, com valores 
de carbono orgânico maiores do que 1,5%. Além disso, os valores de S 
apresentaram boa correlação com os teores de COT. 
 
 37 
0 0.2 0.4 0.6 0.8
S (%)
0 1 2 3
COT (%)
3000
2000
1000
0
P
ro
fu
n
d
id
a
d
e
 (
m
) Intervalo 1
Intervalo 2
 
Figura 12 – Perfil em profundidade (m), contendo os teores (%) de Carbono Orgânico 
Total (COT) e Enxofre Total (S) de 74 amostras do poço Arbol Blanco. 
 
Posteriormente, foram selecionadas as 25 amostras para a pirólise 
“Rock Eval” (figura 13), dentre as que apresentaram os maiores teores de 
COT. Embora os valores de S1 e S2 mostrem uma boa correlação com os 
dados de COT, os seus valores absolutos são baixos em ambos os 
intervalos (S2< 1,6 mg HC/g rocha), indicando um baixo potencial gerador. 
 
 38 
0 1 2 3
S3 (mg CO2/g rocha)
0 0.4 0.8 1.2 1.6
S2 (mg HC/g rocha)
0 0.04 0.08 0.12 0.16 0.2
S1 (mg HC/g rocha)
3000
2000
1000
0
P
ro
fu
n
d
id
a
d
e
 (
m
)
Intervalo 2
Intervalo 1
0 1 2 3 4
COT (%)
 
Figura 13 – Perfil em profundidade (m), contendo os valores de S1 (mg HC/g rocha), S2 (mg HC/g 
rocha) e S3 (mg CO2/g rocha) de 25 amostras do poço Arbol Blanco. O perfil de COT (%) foi 
inserido para facilitar a visualização dos intervalos interessantes. 
 
A partir dos valores de S2, S3 e de carbono orgânico (COT) são 
calculados os Índices de Hidrogênio (IH = [S2/COT] x 100) e de Oxigênio 
(IO = [S3/COT] x 100), para determinação dos querogênios, segundo 
diagrama tipo Van Krevelen (Espitalié et. al., 1985) (figura 14). Em geral, 
os valores de IH e IO são baixos, indicando a presença de um querogênio 
tipo IV, originado de vegetais superiores. 
 
 39 
IV
0 40 80 120 160 200
IO (mg CO2/g COT) x 100
0
200
400
600
800
1000
IH
 (
m
g
 H
C
/g
 C
O
T
) 
x
 1
0
0 I
II
III
 
Figura 14 – Gráfico contendo os valores do Índice de Hidrogênio (IH) e do Índice de 
Oxigênio (IO) de cada uma das 25 amostras selecionadas do poço Arbol Blanco. 
 
Os dados de Temperatura Máxima (Tmax) indicam que, nos dois 
intervalos com quantidades interessantes de COT, não foi atingida a 
temperatura necessária à geração de hidrocarbonetos (Tmax ~ 440ºC) 
(figura 15). 
 
380 400 420 440 460
Tmax (ºC)
3000
2000
1000
0
P
ro
fu
n
d
id
a
d
e
 (
m
)
0 1 2 3 4
COT (%)
Tendência
Intervalo 1
Intervalo 2
 
Figura 15 – Perfil em profundidade (m) com os valores de Temperatura Máxima 
(Tmax °C) das 25 amostras selecionadas do poço Arbol Blanco. 
 40 
IV.2.2 – Poço Coronel Rico 
 
 
A análise de COT realizada nas 26 amostras do poço Coronel Rico 
revelou um intervalo com teores de COT que chega a 3,3%, e com boa 
correlação com os valores de S (figura 16). 
 
0 1 2 3 4
COT (%)
2000
1600
1200
800
400
0
P
ro
fu
n
d
id
a
d
e
 (
m
)
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
S (%)
Intervalo
 
Figura 16 – Perfil em profundidade (m), contendo os teores (%) de Carbono Orgânico Total (COT) 
e Enxofre Total (S) das 26 amostras do poço Coronel Rico. 
 
Para a análise de pirólise, foram escolhidas apenas as amostras com 
teores maiores do que 1,5% de COT, ou seja, 7 amostras. Esta análise, 
assim como no poço Arbol Blanco, revelou baixos valores de S1, S2, S3 
(figura 17), IH, IO (figura 18) e temperatura insuficiente à geração neste 
intervalo, com valores de Tmax menores que 440º C (figura 19). O 
intervalo estudado também apresentou apenas querogênio tipo IV, 
inadequado à geração de petróleo ou gás. 
 41 
 
0 0.4 0.8 1.2 1.6 2
S2 (mg HC/g rocha)
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
S3 (mg CO2/g rocha)
0 1 2 3 4
COT (%)
2000
1600
1200
800
400
0
P
ro
fu
n
d
id
a
d
e
 (
m
)
0 0.2 0.4 0.6
S1 (mg HC/g rocha)
Intervalo
 
Figura 17 – Perfil em profundidade (m), contendo os valores de S1 (mg HC/g rocha), S2 (mg HC/g 
rocha) e S3 (mg CO2/g rocha) de 25 amostras do poço Arbol Blanco. O perfil de COT (%) foi 
inserido para facilitar a visualização do intervalo interessante. 
 
 
0 40 80 120 160 200
IO (mg CO2/g COT) x 100
0
200
400
600
800
1000
IH
 (
m
g
 HC
/g
 C
O
T
) 
x
 1
0
0
IV
I
II
III
 
Figura 18 – Gráfico contendo os valores do Índice de Hidrogênio (IH) e do Índice de 
Oxigênio (IO) de cada uma das 7 amostras selecionadas do poço Coronel Rico. 
 
 42 
0 1 2 3 4
COT (%)
2000
1600
1200
800
400
0
P
ro
fu
n
d
id
a
d
e
 (
m
)
410 420 430 440
Tmax (°C)
Intervalo
 
Figura 19 – Perfil em profundidade (m) com os valores de Temperatura Máxima 
(Tmax °C) das 7 amostras selecionadas do poço Coronel Rico. O perfil de COT (%) 
foi inserido para facilitar a visualização do intervalo selecionado. 
 
 
IV.3 – Análise Bioestratigráfica 
 
 
Os dados aqui apresentados são derivados de informações e análises 
efetuadas por Antonioli (inédito). 
A seção analisada do poço Arbol Blanco é portadora de uma rica e 
diversificada palinoflora, em bom estado de preservação. É caracterizada 
por uma pequena influência marinha, conforme evidenciado pela baixa 
freqüência de formas do paleomicroplâncton marinho, pela abundância em 
grãos de pólen e esporos e pela riqueza do resíduo orgânico de origem 
continental, que indica uma boa correlação com os dados de pirólise. 
Em termos quantitativos, observa-se que na base da seção dominam 
grãos de pólen monossacados e bissacados, principalmente dos gêneros 
Plicatipollenites e Potonieisporites, sendo baixo o percentual de formas 
 43 
estriadas, geralmente representadas pelo gênero Protohaploxypinus. Em 
direção ao topo ocorre um significativo aumento no percentual e na 
diversidade das formas estriadas, (Vittatina, Protohaploxypinus, 
Illinites,Striatoabietites) destacando-se o gênero Vittatina (Vittatina saccata, 
V. subsaccata, V. costabilis), secundados por esporos de 
Pteridófitas/Briófitas sendo representados principalmente pelos gêneros 
Punctatisporites, Vallatisporites. 
Como elementos menores da associação, tem-se a presença das 
algas da espécie Botryococcus braunii, consideradas como sendo de água 
doce a salobra. Dentre os elementos do paleomicroplâncton marinho 
(acritarcas), porém com baixa diversidade, foi identificada principalmente a 
espécie Deusilinites tenuistriatus. 
Constata-se a presença de material retrabalhado do Devoniano 
(esporos dos gêneros Emphanisporites, Grandispora, e acritarcos dos 
gêneros Maranhites e Veryhachyum) na amostra 404 (a 1.772 m de 
profundidade), indicando que sedimentos de idade Devoniano (Frasniano) 
podem ter servido de fonte para os depósitos do Neocarbonífero-Permiano, 
a exemplo do que ocorre na Bacia do Paraná. Vale ressaltar que, na Bacia 
do Paraná, é intenso o retrabalhamento do Devoniano, principalmente na 
seção correspondente a fase glacial do Grupo Itararé (Formação Sachayoj 
da Bacia do Chaco-Paraná). Na base da seção, este material já representa 
os sedimentos da Formação Rincón, de idade devoniana. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 44 
Capítulo V – Interpretação dos Resultados e Conclusões 
 
 
V.1 – Datação e Correlação entre os Poços 
 
 
 A correlação dos valores de COT obtidos nos dois poços revelaram 
duas superfícies de máxima inundação expressivas na área estudada 
(figura 20), estando a superior erodida no poço Coronel Rico, marcando 
um limite de sequências. A inferior, com mais de 3% de carbono orgânico, 
está presente nos dois poços e define o limite entre os tratos de sistemas 
transgressivo (TST) e de mar alto (TSMA). Esta superfície de inundação 
máxima encontra-se na Formação Sachayoj, do Carbonífero Superior. Ela 
está localizada na base de uma camada de folhelho escuro, com 
aproximadamente 220 metros de espessura em ambos os poços. 
 
Arbol Blanco Coronel Rico
Limite de 
Sequências
Superfícies de
 Inundação Máxima
0 1 2 3 4
COT (%)
3000
2800
2600
2400
2200
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
0 1 2 3 4
 
Figura 20 – Correlação entre os perfis de COT dos dois poços analisados e 
significado dos dados de COT em termos de estratigrafia de sequências. 
 45 
 
A superfície de inundação máxima superior, apenas observada no 
poço Arbol Blanco, possui teores de carbono orgânico ao redor de 2% e 
permite a separação dos tratos de sistemas transgressivo e de mar alto 
neste poço. Esta segunda sequência corresponde à Formação Charata. 
A correlação litoestratigráfica baseou-se principalmente nas 
descrições das amostras de calha e na análise dos perfis geofísicos dos 
dois poços, e indicou ampla predominância da Formação Sachayoj (figura 
21). 
 
0 1 2 3 4
COT (%)
3000
2800
2600
2400
2200
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
Arbol Blanco Coronel Rico
Fm. 
Sachayoj
0 1 2 3 4
Fm. Rincón
?
Fm. Charata
?
 
Figura 21 – Correlação litoestratigráfica dos perfis de COT dos dois poços 
estudados. 
 
Dadas as características das associações palinoflorísticas, foi 
possível dividir a seção estudada do poço Arbol Blanco em três intervalos 
 46 
bioestratigráficos (Antonioli, informação verbal ou dados inéditos) (figura 
22): 
 
0 1 2 3
COT (%)
3000
2000
1000
0
Intervalo Superior
Permiano Inferior
Intervalo Médio
Carbonífero 
Superior
Intervalo Inferior
Devoniano
 
Figura 22 – Poço Arbol Blanco: tipos de matéria orgânica identificados nos três 
intervalos bioestratigráfico. 
 
a) Intervalo Inferior: Presença de esporos dos gêneros Emphanisporites, 
Grandispora, e acritarcos dos gêneros Maranhites e Veryhachyum, 
indicativos de idade devoniana, atribuídos à Fm. Rincón; 
b) Intervalo Médio: palinologicamente atribuível, em termos 
bioestratigráficos a Palinozona PL s, definida por (Archangelsky & 
Vergel,1966) para a Bacia do Chaco-Paraná, e caracterizada, 
principalmente, pelo predomínio de grãos monossacados 
(Plicatipollenites, Potonieisporites, Caheniasacites), secundado pelos 
grãos de pólen bissacados lisos e estriados (basicamente dos gêneros 
 47 
Limitisporites e Protohaploxypinus), além de um baixo percentual e 
pouca diversidade dos grãos de pólens do gênero Vittatina. Em 
termos de comparação com a Bacia do Paraná, esta palinozona é 
correspondente a uma parte do intervalo G e ao intervalo H1 de 
Daemon & Quadros (1970), com idade posicionada no 
Neocarbonífero (Westphaliano/Stephaniano). Este intervalo pode ser 
correlacionado com os estratos médios do Grupo Itararé (Fm. 
Sachayoj), sugerindo que neste local da bacia a deposição começou 
mais tarde do que na Bacia do Paraná. 
c) Intervalo Superior - palinologicamente atribuível, em termos 
bioestratigráficos, a Palinozona Cri i, caracterizada pelo excelente 
grau de preservação de grãos bissacados estriados; pela grande 
quantidade e diversidade de espécies de Vittatina (V. costabilis, V. 
saccata, V. subsaccata), tendo sido ainda detectado a presença da 
espécie de esporo Lundbladispora brasiliensis, assegurando uma 
melhor correspondência com o intervalo H2 / H3 (Bacia do Paraná) 
posicionada no Permiano Inferior (Playford & Dino, 2002). Em 
termos litoestratigráficos, pode ser correlacionado com os estratos 
superiores do Grupo Itararé, e/ou com as camadas basais da 
Formação Rio Bonito (Fm. Charata). 
 
 
V.2 – Avaliação do Potencial Petrolífero da Área Estudada 
 
 
 Apesar da presença de dois intervalos com teores de carbono 
orgânico maiores que 3% e com espessuras significativas, de cerca de 200 
metros, não são observadas rochas potencialmente geradoras de 
hidrocarbonetos na área estudada. Isto porque a matéria orgânica 
presente nestes intervalos é composta de querogêniotipo IV, inadequado à 
geração de petróleo ou gás. 
 48 
Além disso, de acordo com as análises de petrografia orgânica, a 
matéria orgânica presente nos dois intervalos pesquisados encontra-se 
oxidada e, conforme revelaram os baixos valores de Tmax, não sofreu 
temperatura suficiente à geração de hidrocarbonetos. 
 
 
V.3 – Análise Paleoambiental 
 
 
Em termos de conteúdo orgânico, a análise de petrografia orgânica 
do poço Arbol Blanco mostra um predomínio de matéria orgânica lenhosa, 
com a presença de lenhos opacos (oxidados ou carbonizados) e não opacos 
de coloração marrom escuro. 
A seção toda é de origem marinha com forte influência continental, 
dado que os elementos do paleomicroplâncton marinho são 
percentualmente pouco representativos em todo o poço. 
A composição da palinoflora com domínio de grãos de pólen 
monossacados e bissacados atribuíveis às coníferas, indicam águas rasas 
em ambientes deltáicos. A presença constante de esporos atribuíveis as 
briófitas e pteridófitas são sugestivas de terras baixas, e sua associação 
com elementos marinhos, em função da presença de acritarcas, indica 
proximidade da costa. Isto poderia explicar a presença de algas do tipo 
Botryococcus braunii típicas de água doce à salobra neste intervalo. 
Em direção ao topo da seção, ocorre um leve aumento no percentual 
de grãos de pólens estriados, caracterizados pelos gêneros de Vittatina e 
Protohaploxypinus, indicando um aumento nas condições de aridez ao 
longo da deposição deste pacote. 
É possível, portanto, admitir que estes sedimentos representem 
depósitos marinhos rasos e próximos a costa, com condições ambientais 
algo estressantes, dada a baixa diversidade de elementos do 
paleomicroplâncton marinho. 
 49 
V.4 – Considerações Finais e Recomendações 
 
 
As metodologias empregadas neste trabalho para a avaliação do 
potencial petrolífero de uma área e para identificação de rochas geradoras 
são semelhantes àquelas utilizadas em grandes empresas que se dedicam 
à exploração de petróleo e gás. Ressalta-se, assim, a importância desta 
pesquisa em um projeto de fim de curso. 
Mesmo com os resultados negativos encontrados, deve-se mencionar 
que este trabalho foi realizado com base em apenas dois poços perfurados 
na Sub-Bacia Alhuampa, não representando a Bacia do Chaco-Paraná em 
sua totalidade. Deve-se dar continuidade a este estudo, visando encontrar 
locais com matéria orgânica termicamente mais evoluída e em melhores 
condições de preservação no Permo-Carbonífero, principalmente nos 
intervalos onde foram constatados os mais altos teores de carbono 
orgânico total (COT). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 50 
Bibliografia 
 
 
Milani, E. J. & Thomaz Filho, A., 2000. Tectonic Evolution of South 
America. p. 389-449. International Geological Congress, Rio de 
Janeiro, 2000. 
 
Daemon, R.F. & Quadros, L.P. 1970. Bioestratigrafia do Neopaleozóico da 
Bacia do Paraná. Anais do XXIV Congresso Brasileiro de Geologia, 
Brasília, p. 359-412. 
 
Quintas, M., 2002. Geoquímica Orgânica do Devoniano da Bacia do 
Chaco-Paraná, Nordeste da Argentina. Monografia (Graduação em 
Geologia), 43 p. Universidade do Estado do Rio de Janeiro. 
 
Milani, E. J., 1997. Evolução Tectono-Estratigráfica da Bacia do Paraná e 
seu Relacionamento com Geodinâmica Fanerozóica do Gondwana Sul 
Ocidental. Porto Alegre. Tese de Doutoramento em Geociências. Vol. 1 
e 2. Instituto de Geociências, Universidade Federal do Rio Grande do 
Sul. 
 
Playford, G. & Dino, R. 2002. Permian Palynofloral Assemblages of the 
Chaco-Paraná Basin, Argentina: Systematics and Stratigraphic 
Significance. Revista Española de Micropaleontología, 34 (3), p. 235-
288. 
 
Souza, PA. & Marques-Toigo, M., 2001. Zona Vittatina: Marco 
Palinobioestratigráfico do Permiano Inferior da Bacia do Paraná. 
Ciência-Técnica-Petróleo, Seção Exploração de Petróleo, v. 20, p.153-
159. 
 51 
Tabela 1 – Dados Geoquímicos do Poço Arbol Blanco. 
 
 
Código Prof. (m) %C %S S1 S2 S3 IH IO TMAX 
1005 855 0,323 0,016 0,04 0,18 0,18 55,7 55,72 419 
371 918 2,160 0,162 0,11 1,43 0,57 66,2 26,38 432 
372 932 2,090 0,115 0,07 0,92 2,28 44 109,09 431 
1006 942 0,252 0,030 
373 974 2,340 0,134 0,07 1,51 0,74 69,5 31,62 433 
374 1004 0,923 0,089 0,03 0,41 0,59 44,4 63,92 429 
1015 1016 0,288 0,023 0,03 0,19 0,21 105,5 72,91 433 
375 1032 0,242 0,019 
376 1058 0,258 0,015 
377 1074 0,344 0,029 
378 1086 0,334 0,029 
379 1102 0,839 0,030 0,05 0,51 0,23 60,7 27,41 433 
382 1150 0,394 0,054 0,03 0,19 0,23 48,2 58,37 431 
383 1162 0,399 0,038 
384 1174 1,440 0,105 0,03 0,4 0,49 27,7 34,02 429 
385 1184 0,570 0,043 
386 1198 0,358 0,050 
387 1208 0,388 0,074 0,02 0,19 0,17 48,9 43,81 432 
1016 1218 0,180 0,039 
388 1234 0,625 0,071 
389 1286 0,441 0,037 0,03 0,18 0,17 40,8 38,54 433 
390 1398 1,550 0,096 0,07 0,64 0,28 41,2 18,06 431 
391 1412 1,320 0,074 
392 1492 1,270 0,264 0,13 0,8 0,23 62,9 18,11 432 
393 1510 1,740 0,386 
394 1520 1,440 0,321 
395 1538 1,900 0,448 0,10 1,16 0,4 61 21,05 433 
396 1556 1,790 0,489 
397 1580 1,800 0,377 
398 1598 1,690 0,293 
399 1628 1,830 0,399 0,15 1,18 0,52 64,4 28,41 436 
400 1654 0,381 0,036 
401 1686 2,070 0,618 0,11 0,75 2,89 36,2 139,61 440 
402 1714 2,350 0,628 0,16 1,12 0,31 47,6 13,19 435 
403 1742 2,880 0,483 0,18 1,15 1,02 39,9 35,41 437 
404 1772 2,790 0,211 0,17 1,03 0,54 36,9 19,35 434 
405 1790 1,160 0,364 0,07 0,5 0,41 43,3 35,34 436 
1013 1808 0,893 0,048 
406 1830 1,070 0,162 
408 2064 0,233 0,033 
1019 2094 0,299 0,059 0,04 0,17 0,6 56,8 200,66 447 
1020 2094 0,166 0,049 
1017 2205 0,325 0,027 0,05 0,33 0,14 101,5 43,07 385 
1014 2213 0,293 0,179 
410 2232 0,226 0,017 
 52 
411 2245 0,186 0,011 
412 2259 0,176 0,012 
413 2363 0,167 0,013 
1018 2384 0,147 0,282 
414 2403 0,184 0,013 
415 2416 0,150 0,013 
418 2459 0,265 0,143 
419 2472 0,243 0,157 
420 2482 0,268 0,291 
421 2500 0,456 0,076 
422 2509 0,740 0,039 0,06 0,29 0,62 39,1 83,78 420 
423 2520 0,387 0,272 
424 2532 0,375 0,221 
425 2541 0,389 0,287 
426 2551 0,567 0,181 
427 2560 0,571 0,262 
428 2571 0,613 0,128 
429 2582 0,625 0,210 
430 2594 0,558 0,303 
431 2604 0,613 0,441 
432 2616 0,776 0,170 0,06 0,29 0,46 37,3 59,27 431 
433 2626 0,596 0,198 
434 2636 0,605 0,211 
435 2646 0,611 0,147 
436 2654 0,582 0,188 
437 2665 0,537 0,172 
438 2677 0,492 0,258 
439 2690 0,598 0,578 0,04 0,16 0,65 26,7 108,69 429 
440 2686 0,492 0,178 
 
 
Tabela 2 – Dados Geoquímicos do Poço Coronel Rico. 
 
 
Código Prof. (m) %C %S S1 S2 S3 Tmax IH IO 
635 754 1,060 0,324 0,16 0,1 0,47 419 10,4 44,3 
636 800 2,000 0,716 0,36 0,9 0,4 426 44,5 20 
637 814 3,380 0,771 0,43 1,8 0,87 429 51,8 25,7 
638 822 3,200 0,639 0,37 1,5 0,57 429 46,6 17,8 
639 832 2,530 0,736 0,36 1,1 0,61 427 43,9 24,1 
640 846 2,410 0,839 0,39 1,3 0,49 429 52,7 20,3 
641 910 2,290 0,597 0,55 0,6 0,54 423 27,9 23,6 
642 978 0,071 0,051 
643 994 0,046 0,054 
644 1066 0,281 0,045 
645 1090 0,497 0,138 
 53 
646 1134 0,262 0,059647 1152 0,260 0,049 
648 1168 0,117 0,038 
649 1184 0,194 0,044 
650 1194 0,099 0,043 
651 1232 0,109 0,050 
652 1262 0,169 0,068 
653 1446 0,172 0,068 
654 1464 0,215 0,066 
655 1494 0,145 0,049 
656 1512 0,173 0,042 
657 1538 0,187 0,050 
658 1548 0,002 0,035 
659 1622 0,284 0,055 
660 1652 0,027 0,044