Aula 10 Geoquimica do Petroleo GEO 222

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GEO 222  ‐ Roberto Rosa  1
GEOQUÍMICA Q
DO
PETRÓLEO
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Aula 10
Prof: Roberto Rosa
GEOQUÍMICA DO PETRÓLEO
Objetivos: Caracterizar o potencial
gerador das rochas geradoras e rastrear
as rotas de migração do hidrocarboneto da
geradora ao reservatório.
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Evolução Térmica da Matéria Orgânica
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Parâmetros utilizados para a Caracterização 
Geoquímica  da
Matéria Orgânica
• Carbono orgânico total (COT)
• Quantidade de extrato orgânico (querogênio)
• Índice de hidrogênio (IH) /Índice de oxigênio (IO)
• Reflectância da vitrinita: Ro%
• Índice de coloração de polens e espóros: ICE
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Índice de coloração de polens e espóros: ICE
• Taxa de transformação (TT): (S2o – S2r)/S2o
• Índice de Produção (IP): S1/(S1+S2)
Tipos de amostras utilizadas
Amostra de Calha / Testemunhos / Afloramentos 
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Quantidade de Matéria Orgânica: para analise é necessário o mínimo de 1%
COT (folhelhos) e 0,5% COT (calcilutitos), porém as geradoras efetivas de
maior interesse sempre apresentam COT > 3%.
Qualidade da Matéria Orgânica: Avaliada a partir da definição dos índices de
Caracterização Geoquímica de Rochas Geradoras
Qualidade da Matéria Orgânica: Avaliada a partir da definição dos índices de
hidrogênio e de oxigênio, obtidos na pirólise Rock-Eval e normalmente
expressos em diagramas do tipo Van Krevelen
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Pirólise Rock-Eval mede: Índice de hidrogênio (IH), Índice de oxigênio (IO),
Potencial gerador (S2), Temperatura máxima (Tmax)
Com a Pirólise se obtém o S1, S2, S3 e o Tmax em S2
Método da Pirólise
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Esquema geral de pirolise de rochas, parâmetros adquiridos e registro (Lafargue 1998).
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Parâmetros obtidos com a Pirólise
S1= Hidrocarbonetos livres existentes na rocha
S2= Hidrocarbonetos a serem gerados
S3 = CO2 ( presença de oxigênio nos grupos funcionais) 
total
Tmax. = temperatura do máximo de abundância de HCs 
gerados no S2
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Para calcular a taxa de produção e de transformação
IP = S1/(S1+S2) (Índice de produção)
TT = S2o – S2r / S2o (Taxa de transformação)
Analisando Perfis Geoquímicos
• S1  = Hidrocarbonetos livres não migrados
– correlacionam‐se com zonas de progressiva conversão de querogênio
hid b tem hidrocarbonetos.
S2 = Potencial gerador de hidrocarbonetos
– quantificam a capacidade de geração de hidrocarbonetos de um
intervalo,
– S2/COT: índice de hidrogênio (IH, mg HC/g TOC)
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S3 = Quantidade de CO2 produzido,
– unidade: mg CO2/g rocha
– S3/COT: índice de oxigênio (IO, mg CO2/g TOC)
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Através da Pirolise e do COT, obtemos:
O tipo de Matéria Orgânica, utilizando o IH e o 
IO no Diagrama de Van KrevlenIO no Diagrama de Van Krevlen
IH = S2/g COT (Índice de hidrogênio)
IO = S3/g COT (Índice de oxigênio)
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Tipo I (amorfa) – Óleo
Tipo II (herbácea) – Óleo/Gás
Tipo III (lenhosa) - Gás 
Diagrama Tipo Van Krevelen
Tipo I (amorfa) – Óleo
Tipo II (herbácea) – Óleo/Gás
Tipo III (lenhosa) - Gás 
Evolução Térmica da Matéria Orgânica
IH
I
II
III
u 
Ín
di
ce
 d
e 
H
id
ro
gê
ni
o g p
12
Tissot & Welte, 1980
Razão O/C ou Índice de Oxigênio
R
az
ão
 H
/C
 o
u
Metagênese
IO
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Quanto maior o índice de hidrogênio (IH) e menor o de
oxigênio (IO), melhor a qualidade da matéria orgânica.
Caracterização Geoquímica de Rochas Geradoras
g ( ) q g
Tipo I, Matéria orgânica lacustre e marinha, elevado
potencial gerador de hidrocarbonetos (F.C. ~85-90%)
Tipo II, Matéria orgânica marinha ou mista, potencial
intermediário para óleo e gás (F.C.~65-70%)
13
Tipo III, Matéria orgânica continental, baixo potencial
gerador, principalmente para gás (F.C.~30-35%)
Tissot & Welte, 1980
Evolução Térmica da Matéria Orgânica
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Reflectância da Vitrinita – Ro%
(indica o grau de maturidade da M.O.) 
Ro=0 26%
25
Ro=0.74%
Ro=0.26%
15
25 m
25 m
Ro=0.9%
Fases da geração do petróleo
Diagênese , Catagênese, Metagênese
• Diagênese (Ro: 0,2 - 0,6%)
– baixas profundidades ação microbiana– baixas profundidades, ação microbiana
– degradação bioquímica, policondensação
– liberação de água, CO2 e compostos heteroatômicos
– formação do querogênio
• Catagênese (Ro: 0,6-2,0 %)
– aumento da temperatura: degradação térmica do querogênio
– craqueamento primário: geração de óleo e gás
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– janela de óleo (Ro: 0,6-1,3 %) e de gás úmido (Ro: 1,3-2,0 %)
• Metagênese (Ro > 2,0%)
– geração de metano e resíduo carbonoso
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Evolução Térmica da Matéria Orgânica
17ICE > 4.0 (Maturo) e ICE > 8.0 (Senil)
• Diagrama tipo Van Krevelen
– IH x IO, distribuição indica o tipo de querogênio e é
d d d l ã é i
Analisando Perfis Geoquímicos
dependente da evolução térmica
Tmax, Ro: Indicação de maturidade térmica
– Zona imatura: Tmax < 440ºC e Ro < 0,6%
– Zona matura: 440 ºC < Tmax < 470ºC e 0,6% < Ro <
1,3%
18
1,3%
– Zona senil: Tmax > 470ºC, raramente observado
porque quando S2 < 2 kg HC/t rocha Tmax não é
confiável, e Ro > 1,3%
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COT S2 IH IO
Ro
Tmax S1
Perfil geoquímico de um poço,
mostrando intervalo com elevadomostrando intervalo com elevado
potencial gerador entre 600 e 800
m. Entretanto, este intervalo está
imaturo, como indicam os dados
de Tmax e refletância da vitrinita
(Ro).
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Zona matura está a 1600m
2020
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Taxa de transformação da matéria orgânica
IP = S1/(S1+ S2)
2121
(Tissot & Welte, 1984 / Espitalié et al.1985)
IP = S1/(S1+ S2)
O método das series naturais permite determinar diretamente o inicio da
geração e da migração primária e acompanhar a evolução destes processos.
Aplicação do Método das Séries Naturais
22
Gonçalves et al., 1997)
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0,7
Aplicação do Método das Séries Naturais
23Gonçalves et al., 1997)
Séries Naturais na
Bacia de Camamu:Bacia de Camamu:
Áreas de geração e 
expulsão de 
petróleo
2424Gonçalves et al., 1997)
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CARACTERIZAÇÃO 
E
CORRELAÇÃO 
DE
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HIDROCARBONETOS
CARACTERIZAÇÃO E CORRELAÇÃO DE 
HIDROCARBONETOS
 Métodos Geoquímicos utilizados:
 Cromatografia liquida
 Cromatografia gasosa (CG)
 Espectrometria de Massa (EM)
 Isótopos Estáveis
Todos esses métodos permitem identificar o grau
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Todos esses métodos permitem identificar o grau
de maturidade do HC, a biodegradação e os
Biomarcadores.
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COMPOSIÇÃO DO PETRÓLEO
 A quantidade de parafinas e de outros componentes
nos óleos depende da natureza e da origem da matéria
â iorgânica.
 Vários fatores alteram a constituição inicial dos óleos:
maturação, migração e biodegradação.
 Óleos mais evoluídos (maturos) possuem maiores
quantidades de parafinas em relação aos aromáticos e aos
i ê i f i ê i
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compostos em nitrogênio, enxofre e oxigênio.
 Já biodegradação atua de forma inversa, destruindo as
parafinas e concentrando nos outros compostos.
Análises cromatográficas 
A Cromatografia é uma técnica, físico-química, de
separação dos componentes de uma mistura complexa. A técnica de
cromatografia pode ser classificada em função do estado, líquido ou
gasoso, da fase móvel que esteja sendo empregada
Cromatografia em fase líquidaCromatografia em fase líquida
Cromatografia em fase gasosaCromatografia em fase gasosa
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Na cromatografia em fase líquida, a fase estacionária é
um sólido e a fasemóvel é um solvente líquido.
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Roteiro das análises geoquímicas
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Cromatografia Gasosa –Óleo Total (whole oil) 
GEO 166 ‐ Roberto Rosa GEO 222 3030
É a primeira análise cromatográfica realizada na amostra
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Óleo Marinho – parafinas de C12-C17
Óleo Continental – parafinas de C15-C25
Óleo Transicional – características bimodais 
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Cromatografia líquida
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Determina as três frações:
- Parafinas normais
- Aromáticos e resinas
- Asfaltenos
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CARACTERIZAÇÃO E CORRELAÇÃO 
DE HIDROCARBONETOS
Determina as três frações:
- Parafinas normais
- Aromáticos e resinas
Asfaltenos- Asfaltenos
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• Após a separação das 3 frações se faz necessário separar e identificar os
componentes das Frações de Hidrocarbonetos Saturados e Aromáticos. Para
a separação e identificação dos compostos: n-alcanos e isoprenóides presentes
no óleo utiliza-se a técnica de Cromatografia Gasosa
Cromatografia Gasosa
no óleo, utiliza-se a técnica de Cromatografia Gasosa.
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BIOMARCADORES
Fosseis geoquímicos que guardam a estrutura da matéria
orgânica. São altamente resistentes a temperatura e também a
biodegradação
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 São quatro tipos de informação obtidos através dos Biomarcadores:
 Origem (marinha, continental)
 Estágio de maturação
 Rotas de migração (correlação óleo/óleo e óleo/rocha geradora)
 Biodegradação.
 Indicadores de Origem
C t t t di t ( li idi )
Aplicação dos BIOMARCADORES
Certos compostos presentes nos sedimentos (geolipidios)
guardam uma relação direta com seus precursores biológicos
(biolipidios). A distribuição desse geolipidios pode refletir a
origem e as condições de deposição do sedimento.
 Indicadores de Maturação
A subsidência dos sedimentos provoca a alteração estrutural
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A subsidência dos sedimentos provoca a alteração estrutural
dos geolipidios em conseqüência do aumento de temperatura e
da capacidade catalítica dos constituintes inorgânicos do
sedimento.
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 Indicadores de Migração
O estudo dos biomarcadores junto ao conhecimento
geológico da bacia permite o estabelecimento das rotas de
Aplicação dos BIOMARCADORES
geológico da bacia permite o estabelecimento das rotas de
migração. Podendo-se assim rastrear o percurso do óleo
chegando a sua geradora.
 Correlações
A correlação óleo-óleo permite estabelecer um paralelo entre
óleos, implicando ou não um rocha geradora comum a ambos.
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A correlação óleo/rochas geradoras potenciais servem para
identificar a rocha geradora que definitivamente gerou uma dada
acumulação de óleo.
A biodegradação de óleos é efetuada por bactérias introduzidas na rocha
reservatório pela circulação de águas subterrâneas.
Biomarcadores como Indicador de Biodegradação
API = 22.0
13C= 24 55‰N
C
8
13C= -24.55‰
Sample 9400369-81
N
C
9
N
C
10
N
C
11
N
C
12
N
C
13
N
C
14
N
C
15
N
C
16
N
C
17
PR
I
N
C
18
PH
Y N
C
19
N
C
20
N
C
21
N
C
22
N
C
23
N
C
24
N
C
25
N
C
26
N
C
27
N
C
28
N
C
29
N
C
30
API = 20.0
13C= -24.41‰
Sample 9912883-77
N
C
8
N
C
9
N
C
10
N
C
11
N
C
12
N
C
13
N
C
14
N
C
15
N
C
16
N
C
17
PR
I
N
C
18
PH
Y N
C
19
N
C
20
N
C
21
N
C
22
N
C
23
N
C
24
N
C
25
N
C
26
N
C
27
N
C
28
N
C
29
N
C
30
N
C
31
N
C
32
API = 15.0
13C= -24.46‰
Sample 0306431-32
38
Sa p e 99 883
API = 17.4
13C= -24.33‰
Sample 0301389-37
N
C
9
N
C
10 N
C
11 N
C
12 N
C
13
N
C
14
N
C
15
N
C
16
N
C
17
PR
I
N
C
18
PH
Y N
C
19
N
C
20
N
C
21
N
C
22
N
C
23
N
C
24
N
C
25
N
C
26
N
C
27
N
C
28
Sample 0306431 32
API = 12.0
13C= -24.25‰
Sample 0306430-59
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Tipos de Biomarcadores
 As parafinas ramificadas (isoparafinas) mais importantes do ponto de
vista geoquímico são o Pristano e o Fitano. Estes compostos são
obtidos a partir do Fitol, por oxidação e descarboxilação (Pristano) e por
redução (Fitano)redução (Fitano)
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Tipos de Biomarcadores
 Altas razões pristano / fitano indicam rochas geradoras com maior
percentual de matéria orgânica terrestres. Baixas razões indicam
geradoras com maior quantidade de material marinho.geradoras com maior quantidade de material marinho.
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ISÓTOPOS ESTÁVEIS
GEO 166 ‐ Roberto Rosa GEO 222 4141
O petróleo, é essencialmente, um dos
produtos de transformação da matéria orgânica
ISÓTOPOS ESTÁVEIS
produtos de transformação da matéria orgânica
oriunda da fixação fotossintética, pelo fitoplancton,
do CO2 dissolvido na água.
Os valores 13C dessa matéria orgânica
dependem do meio em que se esta processando a
fotossíntese que é a mais rica em 13C no ambiente
GEO 166 ‐ Roberto Rosa GEO 222 4242
fotossíntese, que é a mais rica em C no ambiente
marinho do que no meio aquático continental.
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ISÓTOPOS ESTÁVEIS
4343
HOPANOS / ESTERANOS
> 5< 5 TPP < 0,4 TPP > 0 4
Identificação da Rocha Geradora
por Biomarcadores
AUSENTE OU
LACUSTREMARINHO
13C
< -28‰> -28‰
DOCESALGADO
OLEANANO
MUITO
MUITO
GAMACERANO
EVAPORITICO
TPP 0,4 TPP > 0,4
TPP < 0,8 TPP > 0,8
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POUCO
CRETACEO
SUPERIOR
DOCE
TERCIARIO
EVAPORITICO
Cerqueira, 2003 
TPP = Tetraciclos poliprenoides
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Aplicação dos Biomarcadores na Correlação de Bacias
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Aplicação dos Biomarcadores na Correlação 
Rocha Geradora x Acumulação de HC
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