Geoquímica Orgânica do petróleo Pearl River Mouth

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Geoquímica, origem e acumulação de petróleo nos reservatórios da Formação Wenchang do Eoceno na bacia de Pearl River Mouth, região sul da China: um estudo de caso do campo de óleo HZ25-7
RESUMO: A bacia de Pearl River Mouth na região sul da China tem acumulado mais de 2km de sedimentos do Eoceno em sua bacia profunda, e tem se tornado o foco da exploração em detrimento das recentes descobertas do campo de óleo HZ25-7 na Formação Wenchang (E2w) do Eoceno. No presente estudo as características geoquímicas das rochas com potencial gerador no campo de óleo HZ25-7 são investigadas e as possíveis origens e modelos de acumulação são aqui desenvolvidos. Os resultados analíticos revelam dois conjuntos de rochas com potencial gerador, as formações E2w e Enping (E2e) desenvolvidas na área de estudo. As rochas geradoras de ambiente lacustrino semi-profundas E2w são caracterizadas por relativamente baixos teores de C29, baixa taxa de terpano tricíclico C19/C23 (<0.6), baixa razão terpano tetracíclico C24/C30 hopano (<0.1), baixo teor de trans-trans-trans-bicadinano (T)C30 hopano (boa parte< 2.0), e alta razão C30 4-metil-esterano/ΣC29 esteranos (>0.2). Em contraste, as rochas geradoras E2e de ambiente lacustrino raso e de planícies deltaicas pantanosas são caracterizadas pelo elevado teor de esteranos C29, alto teor de terpano tricíclico C19/C23 (>0.6), altas concentrações de terpano tetracíclico C24/C30 hopano (>0.1), variável T/C30 hopano, e baixas razões de C30 4-metil-esterano/ΣC29 esteranos (>0.2). As razões de  terpano tricíclico C19/C23 relativamente baixas (valor médio: 0.39), baixas razões C24 tetracíclico terpano/C30 hopano (valor médio: 0.07), altas razões C30 4-metil-esterano/ΣC29 esteranos (valor médio: 1.14), e conteúdo relativamente alto de esterano regular C27 do petróleo no campo de óleo HZ25-7 idicam que tal petróleo tenha sido originado pelos pelitos da Formação E2w na depressão de Huizhou. Um estágio de contínua recarga é identificada no campo de óleo  HZ25-7; a injeção de óleo data de 16 Ma ao presente e o pico de preenchimento ocorre depois de 12 Ma. Finas camadas de arenito apresentam relativa boa conectividade e propriedades físicas (porosidade e permeabilidade) na Formação E2w são condutores favoráveis para a migração lateral do petróleo. Esse padrão de acumulação de petróleo implica no fato de que a Formação E2w nas margens oeste e sul da Depressão de Huizhou são favoráveis à acumulação de petróleo por conta de sua localidade em uma rota de migração. Portanto a exploração deve focar nessas áreas futuramente. 
Palavras-chave: geoquímica do petróleo; correlação óleo-geradora; modelo de acumulação de petróleo; Eoceno; bacia Pearl River Mouth. 
INTRODUÇÃO
A bacia de Pearl River Mouth é a maior bacia deposicional ao longo da margem norte continental do  sul da China, e é uma das principais bacias petrolíferas na China (Shi et al., 2014b). De acordo com o relatório de reservas da filial em Shenzhen da CNOOC China Ltd., a produção anual  de petróleo na bacia foi da ordem de 1.7 × 107 m3 em 2015. Reservatórios de hidrocarbonetos tem sido descobertos nos estratos entre o Oligoceno e o Mioceno, e duas potenciais rochas geradoras, as Formações Wenchang (E2w) e Enping (E2e), têm sido identificadas na bacia de Pearl River Mouth  (Robison et al., 1998; Shi et al., 2014a, 2014b). Diversos estudos em assuntos como a origem dos hidrocarbonetos, mecanismos genéticos de formação de reservatórios, condições de migração secundária, mecanismos de acumulação de hidrocarbonetos, e um modelo de acumulação de hidrocarbonetos, têm sido conduzidos nos reservatórios do Oligoceno ao Mioceno a fim de obter-se um melhor entendimento da formação dos recursos de hidrocarbonetos e seu padrão de distribuição, bem como um guia de exploração de hidrocarbonetos (Chen et al., 1991, 2003; Shi et al., 2009, 2011, 2014a, 2014b, 2015; Shi, 2013; Peng et al., 2015, 2016a, 2016b).   
Novos recursos de hidrocarbonetos têm sido descobertos em reservatórios areníticos do Eoceno, uma unidade que tem sido considerada apenas como uma rocha fonte por mais de 30 anos. Em 2011, o poço HZ25-7-1 revelou óleo em um arenito E2w há mais de 3500m abaixo da superfície na Depressão de Huizhou (Figuras 1 e 2), com um fluxo de até 173m3 por dia durante testes de produção (o qual é considerado comercial; Peng et al., 2016b). O campo de óleo HZ25-7 foi descoberto com reservas geológicas de 3.9 × 107 m3 ou 2.5 × 108 barris. A descoberta do campo de óleo HZ25-7 indica boa prospecção em estratos do Eoceno na Depressão de Huizhou, todavia, poucas informações sobre a origem e acumulação de petróleo na sequência Eocênica tem sido documentadas. Essa nova descoberta junto aos poços perfurados recentemente produziram amostras de calha das rochas geradoras e testemunhos, os quais proveram uma rara oportunidade para a reavaliação e profundas análises do potencial gerador de hidrocarbonetos das rochas-fonte do Eoceno  (E2w and E2e) na área de estudo. Em particular, a origem das descobertas de óleos no campo de óleo HZ25-7 permanece não-esclarecida; assim, o potencial de hidrocarbonetos dos estratos profundos do Eoceno tem se tornado uma das maiores preocupações nas explorações mais adiante. 
Uma detalhada investigação geoquímica das potenciais rochas geradoras e do petróleo no campo de óleo HZ25-7 vão dar suporte para um melhor entendimento à origem do óleo e prever a distribuição de petróleo nas rochas da Formação E2w ao longo da bacia de Pearl River Mouth. Portanto, este estudo investigou as características geoquímicas das possíveis rochas geradoras (E2w e E2e) e do petróleo no campo de óleo HZ25-7 a fim de providenciar uma interpretação das possíveis origens e modelos de acumulação para esse campo. Esse estudo dará suporte à uma melhor definição das áreas de exploração mais favoráveis em futuros alvos de perfuração na Formação E2w junto à bacia. 
CONFIGURAÇÕES GEOLÓGICAS
CENÁRIO TECTÔNICO
A bacia de Pearl River Mouth é a maior bacia deposição na margem continental norte do Mar da China Meridional e é localizada entre as coordenadas 111°–118.5°E, 18°–23°N dispondo-se em trend de direção preferencial nordeste (Figura 1). Tem um comprimento de aproximadamente 800km e largura entre 100-300km, no qual a bacia cobre aproximadamente uma área de de 1,5 x 105 km2. A bacia é dividida entre cinco unidades tectônicas: a zona de soerguimento a norte, a zona de sub-bacia norte (contendo as sub-bacias Zhu I e Zhu III), o soerguimento central, a zona de sub-bacia ao sul e a zona de soerguimento ao sul (Figura 1) (Chen, 2000). A Depressão de Huizhou, que possui uma área de exploração de 1,9 x 104 km2, está localizada na sub-bacia de Zhu I (Figura 1). 
A área de estudo vivenciou três estágios de evolução estrutural ao longo do Cenozoico (Figura 3). Durante o estágio de rifte extensional (Eoceno Inferior ao Oligoceno Médio), movimentos episódicos (os movimentos Zhuqiong I e Zhuqiong II) formaram a configuração estrutural da bacia de Pearl River Mouth (Robinson et al., 1998; Chen, 2000; Cui et al., 2009; Shi et al., 2014b). No estágio de subsidência (Oligoceno Superior ao Mioceno Médio), o movimento de Nanhai, manifestação essa de movimento dos Himalaias no Mar da China Meridional, alterou a bacia de Pearl River Mouth do estágio de rifteamento para o estágio de subsidência estável e permitiu a entrada de água do mar adentro da área estudada do sudeste para o noroeste com pouca atividade tectônica (Chen, 2000; Cui et al., 2009). Durante o estágio de falhamento de blocos (Mioceno Médio), iniciado pelo movimento de Dongsha, falhas antigas foram reativadas e muitas falhas de trend oeste-noroeste foram desenvolvidas (Chen, 2000; Cui et al., 2009). As estruturas geológicas da área permanecem estáveis desde o Mioceno Médio. Como resultado dessas movimentações tectônicas, as estruturas abaixo da Formação E2e e acima de sua superfície superior são assimétricas. As estruturas abaixo da superfície são primariamente caracterizadas como estruturas de depressão, dentreas quais as estruturas inferiores são em primeira instância estruturas de rifte.  
SEDIMENTOLOGIA
A sedimentação cenozoica da Depressão de Huizhou experimentou uma transição continental-marinha (Figura 3) (Shi et al., 2014b). A Formação E2w de início, a qual contém rochas pelíticas escuras semi-profundas-a-profundas, foi identificada como portadora de rochas geradoras com potencial de geração de hidrocarbonetos significativo (Chen, 2000; Shi, 2013); todavia, as fácies próximas de costa e lacustrinas rasas das argilas cinza e cinza-escuras na Formação E2e podem também agir como rochas geradoras (Shi, 2013). As extensivas fácies de arenito interacamadadas de leques sub-lacustrinos, delta de rios entrelaçados, e fácies proximais de costa e lacustrinas rasas nas rochas do Eoceno podem agir como reservatórios (Shi et al., 2008; Long et al., 2011a; Long et al., 2011b; Ge et al., 2015), assim como o confirmado pelos resultados de perfuração recentes dos poços HZ25-7-1, HZ25-7-2, e HZ25-7-3. As Formações marinhas Zhuhai (E3zh), Zhujiang (N1zh), e Hanjiang (N1h) foram depositadas durante o estágio de subsidência, desenvolvendo as fácies de delta e fácies onshore de arenitos, e representam os principais reservatórios de hidrocarbonetos na bacia (Chen et al., 1991; Chen, 2000; Chen et al., 2003).  
Acumulações de hidrocarbonetos nos estratos sobrejacentes são considerados por terem sido predominantemente derivados das rochas geradoras E2w e migrado através de um sistema complexo contendo falhas, discordâncias, e camadas de arenitos conectadas (camadas transportadoras) antes de se acumularem em diferentes trapas estruturais (Shi et al., 2014a; Peng et al., 2015; Peng et al., 2016a).  
AMOSTRAS E MÉTODOS
AMOSTRAS
Durante o presente estudo, mais de 260 amostras dos folhelhos E2w e E2e da Depressão de Huizhou foram coletadas de 13 poços (Figura 1) e submetidas para análise de rocha geradora. Todas as amostras foram relativamente distribuídas em uniformidade com a área de estudo e incluiu todos os atuais poços perfurados adentro das rochas geradoras do Eoceno na Depressão de Huizhou. Análises geoquímicas incluíram a determinação do conteúdo de carbono orgânico total (COT), hidrocarbonetos livres (S1), hidrocarbonetos pirolisados (S2), Tmax (a temperatura no qual o montante máximo de hidrocarbonetos S2 é gerado), reflectância da vitrinita (R0), e análise visual do querogênio.  
Dez amostras de óleo de três poços (HZ25-7-1, HZ25-7-2, e HZ25-7-3) do campo de óleo HZ25-7 foram selecionadas para análises geoquímicas. Mais de 150 amostras de testemunhos do reservatório de E2w dos três poços do campo de óleo HZ25-7 foram coletadas para análises de fluorescência e inclusões fluidas.  
Dados sísmicos 3D (Figura 2) e a inversão de litologias (Figura 16) usadas nesse estudo foram providas pela filial de Shenzhen da CNOOC China Ltd. Os dados sísmicos 3-D, têm um espaçamento 25m x 25m e uma frequência dominante de 30 Hz, cobrindo a maior parte dos depocentros das rochas geradoras e o campo de óleo HZ25-7. 
COT, avaliação de formação e macerais
Amostras preservadas foram trituradas até se tornarem pó para as análises de COT. Amostras de pó (200mg) para a análise de COT foram tratadas com HCl 10% (em volume) a 60°C para remover carbonatos minerais, antes das amostras terem sido lavadas em água destilada para remover qualquer HCl residual. As amostras foram então postas para secagem de um dia ao outro a 50°C, antes das análises através de analisador LECO CS-400. A avaliação de formação por pirólise foi efetuada usando-se um instrumento Rock-Eval II de acordo com o método padrão estabelecido por Espitalié et al. (1977). Tais amostras foram aquecidas a 600ºC em uma atmosfera de hélio, gerando valores para os quatro parâmetros principais, S1, S2, S3 e Tmax (Espitalíe et al., 1977). Medidas de médias aleatórias de R0 foram obtidas utilizando-se uma lente de imersão de óleo e um microscópio de luz refletida Leica MPV Compact II equipado com um microfotômetro. A reflectância de cada amostra foi calculada a partir das médias de um histograma de dados de 80 a 100 pontos. 
Análises de maceral foram realizadas com um microscópio Leica MPV utilizando luz refletida branca e fluorescente. Um objetiva de imersão de óleo foi utilizada (ampliação de 50 x). Um total de 500 pontos por bloco polido foram contados utilizando o método de varredura individual (Taylor et al., 1998). A abundância de macerais individuais foi expressado como percentual de abundância do total de partículas (%PAs).  
Cromatografia a gás, cromatografia a gás-espectometria de massa e biomarcadores
Mais de 30 amostras de folhelhos das Formações E2w e E2e foram selecionadas para as análises de cromatografia a gás (GC) e cromatografia a gás-espectometria de massa (GC-MS)  para investigar-se o ambiente deposicional e as fontes de matéria orgânica. As amostras de folhelhos pertencem a 13 poços (Figura 1) e distribuídas uniformemente nas direções verticais e horizontais. Amostras de folhelhos foram extraídas utilizando-se de métodos convencionais de extração Soxhlet (72h) para determinar o conteúdo de betume. A composição grosseira foi determinada pelo método da coluna de cromatografia (Hunt, 1979).  
Hidrocarbonetos saturados foram analisados via GC e GC-MS. A análise por GC foi realizada utilizando-se um cromatógrafo HP6890 (Agilent Technologies Inc., Califórnia, EUA) equipado com uma coluna HP-5 de diâmetro interno de 30m x 0.32mm (98ft x 0.01in) com um filme de espessura de 0.25µm. O programa de aquecimento foi configurado para uma temperatura constante de 80ºC para 5min, antes de ser aquecida a 290°C a uma taxa de 4°C/min, e então mantida a 290°C por 30min. Nitrogênio foi usado como o gás transportador a um fluxo constante de 1ml/min. Marcadores biológicos foram identificados usando um Agilent 7890–5975C Modelo CG-MS (Agilent Technologies Inc., Califórnia, EUA). Os hidrocarbonetos extraídos foram analisados através de uma coluna de quartzo capilar (60m x 0.25mm x 0.25mm). O programa de aquecimento foi ajustado para uma temperatura constante de 50°C por 1min, antes de ser aquecida a 100°C a uma taxa de 20°C/min, e então, de 100°C a 315°C a uma taxa de 3°C/min. A temperatura foi mantida a 315°C por 20min. Hélio foi utilizado como gás transportador em um fluxo constante a uma taxa constante de 1ml/min. 
MODELAGEM DE EVOLUÇÃO TÉRMICA E DE SOTERRAMENTO
A modelagem da evolução termal e de soterramento para os poços de HZ25-7-1 e HZ25-7-2 foi conduzida utilizando-se a seção modelo de inversão unidimensional (1-D) do programa Basin-Mod (Platte River Associates, Inc., EUA). A progressão da reflectância da vitrinita em profundidade e no tempo geológico foi calculada utilizando-se o programa LLNL (Lawrence Livermore National Laboratory Livermore, Califórnia, EUA). Os dados básicos de evolução geotectônica e termal na depressão  foram obtidos de  Zhao et al. (2014). Os dados básicos usados durante a modelagem, tais como dados do fluxo de calor e do gradiente termal, foram obtidos de Chen et al. (2003). O modelo foi calibrado através de parâmetros de maturidade medidos. 
INCLUSÕES FLUIDAS E CARACTERÍSTICAS DE FLUORESCÊNCIA
As amostras do reservatório eram lascas de rochas e foram analisadas utilizando-se de estágios frios e quentes (tipo DMS600) e software de controle de temperatura (tipo Linksys 32) para a homogeneização de temperatura e microfisiografia das inclusões fluidas (Burruss, 1981). As seções delgadas foram estudadas por meio de microscópios de petrografia convencional e de fluorescência. 
RESULTADOS 
POTENCIAL DE GERAÇÃO DE HIDROCARBONETOS DE POSSÍVEIS ROCHAS GERADORAS 
Abundância de matéria orgânica 
Os dados das análises geoquímicas (Figura 4; as medições individuais foram apresentadas em Apêndice) mostram que os conteúdos de COT para as rochas geradoras da Formação E2w  na Depressão de Huizhou variam de 0.52% a 9.52%, com valor médio de 2.70%. O índice de hidrogênio (HI) e o potencial total de geraçãode hidrocarbonetos (PG = S1 + S2) foram 105-508mg HC/g COT e 1.16-35.08mg/g com valores médios de 281mg HC/g COT e 9.12mg/g, respectivamente. Os conteúdos de COT para as rochas geradoras da Formação E2e variam entre 0.36% a 8.34%, com um valor médio de 1.85%. O HI e PG da Formação E2e foram de 44-327 mg HC/g COT e 0.26-21.12 mg/g, com valores médios de 172 mg HC/g COT e 4.01mg/g, respectivamente. 
	
Baseado nos padrões de avaliação de rochas geradoras (Huang et al., 1995; Figura 4), nós desenhamos as seguintes inferências. Boa parte das rochas geradoras E2w possuem, relativamente, alto conteúdo de abundâncias de matéria orgânica (MO) e valores de PG e devem ser classificadas como uma "boa a excelente" rocha geradora (Figura 4). Em geral, a Formação E2e têm, relativamente, moderados abundância de MO e valores de PG e devem ser classificadas como rochas gerdoras "razoáveis" (Figura 4). Esses dados – combinados com o total de área e profundidade dos folhelhos E2w (5000 km2 com espessura bruta de 2500 m; shi, et al., 2014b) e E2e (6000 km2 com espessura, a grosso modo, de 130-1000 m; Chen et al., 2003; Yuan et al., 2014) na Depressão de Huizhou – sugerem que tais argilas representam um conjunto de unidades rochas-geradoras com imenso potencial de geração de hidrocarbonetos. 
Tipo de matéria orgânica 
Os valores de HI das rochas geradoras E2w variam de 105 a 508 mg HC/g COT, enquanto a maioria daquelas rochas geradoras de E2e possuem menos de 200 mg HC/g COT (Figura 5). Exames microscópicos de amostras do poço HZ25-7-2 mostram que os querogênios nas rochas geradoras da Formação E2e contém entre 40-95% de vitrinita e inertinita e um pequeno montante de macerais sapropélicos,enquanto que os querogênios nas rochas geradoras de E2w contém, aproximadamente, 60% de macerais sapropélicos e 40% de macerais de vitrinita e inertita (Figura 6). Os conteúdos de macerais de vitrinita e inertita mudam de E2w para E2e em função das mudanças de seus ambientes deposicionais (lacustrino semi-profundo-a-profundo até planície limínica-rio-deltáica; Figura 3). Um estudo petrográfico para as rochas do Eoceno na bacia de Pearl River Mouth (Zhu et al., 2007) é consistente com as observações do presente estudo. 
Todos esses dados indicam que as rochas geradoras E2w são de querogênio misto do tipo II/III e que nas rochas geradoras E2e são dominadas pelo querogênio do tipo III de querogênio com apenas uma pequena quantidade de querogênio do tipo II. Portanto, a Formação E2w é uma rocha geradora propensa a óleo, enquanto o potencial de geração de óleo para a Formação E2e é limitado. 
Maturidade termal da matéria orgânica 
A reflectância da vitrinita (R0) é um importante índice para avaliação da maturidade termal de uma rocha-geradora (Dow, 1977; Tissot and Welte, 1984; Tissot et al., 1987). Os valores de R0 nos poços HZ25-7-1, HZ25-7-2, HZ21-1-18, e HZ22-2-1 estão, principalmente, entre 0.5% e 1.4%, indicando que as rochas geradoras do Eoceno têm adentrado o estágio de geração maduro, onde o óleo maduro pode ser gerado (Figura 7a). Bordenave et al. (1993) sugeriram limiares de Tmax para o topo da janela de óleo a uma Tmax de 430°C e 435°C e um limiar de condensado/gás a 455°C e 470°C para os tipos de querogênios II e III, respectivamente. O Tmax para as rochas geradoras E2w e E2e, comumente, variam entre 430°C até 460°C (figura 7b). Esse padrão de distribuição (Figura 7b) também sugere que a maioria das rochas geradoras do Eoceno são suficientemente maduras para ter gerado óleo. 
Note que amostras de depressões profundas estão indisponíveis na área de estudo e os poços são, principalmente, localizados em altos estruturais; assim, os dados medidos não refletem a variação total das maturidades termais das rochas-geradoras, particularmente para localidades mais profundas em sub-superfície. As maturidades termais de depressões estruturais profundas são mais altas do que os valores medidos. Utilizando-se simulações 1-D de história termal e de soterramento em pseudo-poços em depressões,  Shi et al. (2014b) e Peng et al. (2016b) concluíram que as rochas de E2w na Depressão de Huizhou com um intervalo de R0 entre 0.8% e 1.8% (intervalo entre óleo líquido a condensado) e o intervalo de R0 para as rochas de E2e na Depressão de Huizhou variam entre 0.6% e 1.4%, indicando que essas rochas estão entre de maturação inicial a médio. Notar que as argilas de E2e são dominadas pelo tipo de querogênio III, o qual significa que seus potencial de geração de óleo é limitado; durante a maturação, o produto principal poderia ser gás (Katz, 1983).   
PROPRIEDADES GEOQUÍMICAS DO ÓLEO CRU 
No presente estudo, características geoquímicas de dez amostras de óleo cru foram obtidas de reservatórios E2w dos poços HZ25-7-1, HZ25-7-2, e HZ25-7-3 (Tabela 1). 
Óleo cru do campo de óleo HZ25-7 possuem, relativamente, altos conteúdos de hidrocarbonetos, com uma média de hidrocarbonetos saturados de 69.81% e um conteúdo de hidrocarboneto aromático de 27.52%. Os parâmetros de isomerização de esteranos de ααα20S/(20S + 20R) C29 esterano e αββ/(αββ + ααα) C29  esterano são considerados parâmetros de maturidade efetivos (os valores de equilíbrio caem nos intervalos de 0.52-0.55 e 0.67-0.71, respectivamente;  Seifert and Moldowan, 1986). Para as amostras de óleo do campo HZ25-7, valores de esteranos αββ/(αββ + ααα) C29 estão no intervalo de 0.38-0.68 e aqueles de esterano ααα20S/(20S + 20R) C29 estão no intervalo de 0.38-0.51, indicando um estágio maduro (Figura 8). De acordo com o critério da taxa de R0 versus esterano ααα20S/(20S + 20R) C29, tais taxas sugerem níveis de maturidade termal do início ao pico de geração de óleo (Figura 8).
DISCUSSÃO
CORRELAÇÃO FONTE-ÓLEO
Ambientes deposicionais de diferentes rochas geradoras
O padrão de distribuição dos esteranos C27, C28, e C29 ααα-20R é muito próximo à entrada do material parental à rocha geradora. Plâncton e plantas terrígenas maiores são comumente caracterizadas pela alta abundância de esteranos C27 e C29, respectivamente (Huang and Meinschein, 1979; Moldowan et al., 1985). Os 4-metill esteranos C30comumente dominam em ambientes lacustrinos semi-profundos a profundos e acredita-se que são derivados de fitoplâncton Huang and Meinschein, 1979; Brassell et al., 1986; Huang et al., 2003). Além disso, 4-metil esteranos C30 abundantes em bacias offshore da China parecem estar associadas a abundantes algas dinoflageladas (Chen et al., 1996, 1998; Hao et al., 2011; Hu et al., 2014).
As rochas geradoras da Formação E2w são caracterizadas pelas, relativamente, altas abundâncias de 4-metil esteranos C30 e esteranos C27 (Figuras 9, 10a e 10b) (Zhang et al., 2004; Fu and Zhu, 2007; Li et al., 2009; Hu et al., 2014). A figura 10b sugere que os índices de 4-metil esteranos C30 (4-metil esteranos C30/ΣC29 esteranos) das rochas geradoras E2w variam entre 0.2 a 2, indicando a entrada de MO fitoplanctônica e um ambiente deposicional lacustrino profundo a semi-profundo. Por contraste, o conteúdo de 4-metil esterano C30 nas rochas geradoras E2e é baixo e os níveis de esteranos C29 são relativamente altos, gerando um “formato em L” do padrão de distribuição de esteranos C27–C28–C29(Figuras 9 e 10ª) e índice de 4-metil esterano C30 menor do que 0.2 (Figura 10b). Tal padrão de distribuição indica que as rochas geradoras E2e são mais prováveis de serem derivadas de plantas terrestres superiores.  
Trans-trans-trans-bicadinano (T) é vastamente distribuído em óleo cru e sedimentos do Sudeste Asiático em detrimento da polimerização de resina biológica dâmar de angiospermas e entrada característica de resina de plantas superiores (van Aarssen, 1990). A taxa de trans-trans-trans-bicadinano/C30 hopano (T/C30H) é consistente com as geradoras e propriedades da MO, com a razão sendo proporcional à entrada das resinas das plantas terrígenas superiores. Os dados de T/C30H na Figura 10b mostra que boa parte das amostras de E2w é menor do que 2.0 (valor médio: 0.76), enquanto que E2e mostra forte heterogeneidade(0.03-9.75, valor médio: 1.6), mais altos do que os de E2w, sugerindo rápida transição entre fácies e contribuição variante de plantas superiores, o que é uma característica comum às rochas geradoras em ambiente lacustre (Follows and Tyson, 1998; Justwan et al., 2006; Hao et al., 2011). Em geral, tal padrão de distribuição indica que as rochas geradoras de E2e são mais prováveis de serem derivadas de fácies de ambiente lacustre raso e planície deltaica-pantanosa e contribuições de MO terrígena, o qual consiste em padrões de distribuição regular de esteranos, como discutido anteriormente.
Terpanos tricíclicos são vastamente distribuídos em sedimentos e em amostras de óleo na bacia de Pearl River Mouth (Fu and Zhu; 2007). Os folhelhos extraídos de E2e mostram grande abundância de terpanos tricíclicos C19 e razões de terpanos tricíclicos C19/C23 relativamente altas (>0.6; Figuras 10c-9e). Terpanos tricíclicos têm precursores biológicos complexos e sua origem permanece controversa (Aquito Neto et al., 1983; Volkman et al., 1989). De modo geral, homólogos de C23 são os componentes dominantes em terpanos tricíclicos, com terpanos tricíclicos C19-C20 possivelmente sendo derivados de plantas superiores (Peters et al., 2005). Combinados com o entendimento obtido de valores de HI, valores de trans-trans-trans-bicadinano e o padrão regular de distribuição dos esteranos C27-C29 previamente discutidos, a razão relativamente alta de terpanos tricíclicos C19/C23 aqui indica que a matéria orgânica nas rochas de E2e é geralmente derivada do material de plantas superiores, tais como ceras e cutículas de plantas (Moldowan et al., 1985; Volkman, 1986). Evidência adicional sobre isso é provida pelo carvão que parece ter sido descoberto no estrato do Eoceno Superior da bacia de Pearl River Mouth (Li et al., 2012). Além disso, a baixa razão de terpanos tricíclicos C19/C23 das amostras de E2w (maioria das razões <0.6; Figuras 10c-10e) indicam que estes são dominados por MO sapropélica com menores contribuições dos vegetais superiores.
Terpanos tetracíclicos ocorrem em boa parte dos óleos e extratos de rochas (Philip and Gibert, 1986). Por conta dos terpanos tetracíclicos serem termalmente mais estáveis e resistentes à biodegradação do que os hopanos (Peters et al., 2005), eles são frequentemente utilizados para caracterizar rochas geradoras e para classificar as origem do óleo. Pesquisadores (a exemplo: Philip and Gilbert, 1986; Clark and Philip, 1989; Duan et al., 2008) têm demonstrado que terpano tetracíclico C24 abundante no petróleo indica configurações de rocha-fonte deltaica e entrada de MO terrestre. Como mostrado pela Figura 10e, boa partedas amostras de E2e tem razões de terpano tetracíclico C24/hopano C30 maiores do que 0.1 (valor médio: 0.14), enquanto que o oposto é observado para as amostras de E2w com uma média do índice terpano tetracíclico C24/hopano C30 de 0.05. Combinados com o entendimento obtido de esteranos regulares C27-C29, 4-metil esteranos, trans-trans-trans-bicadinanos, e distribuição de terpano tricíclico discutida anteriormente, acredita-se que as rochas geradoras de E2w são derivadas de um ambiente deposicional lacustre profundo a semi-profundo com diferentes tipos e quantidades de entrada de fitoplâncton, enquanto as rochas geradoras de E2e formaram-se em um ambiente deposicional lacustre raso e de planície deltaica e pantanosa com contribuições significativas de MO terrígena.
Em resumo, as duas rochas com potencial gerador na área de estudo possuem diferentes ambientes deposicionais, conduzindo a diferentes assembleias de biomarcadores. As rochas geradoras E2w são caracterizadas pelo relativamente baixo teor de esteranos C29, baixa taxa de terpanos tricíclicos C19/C23 (<0.6), baixa razão terpano tricíclico C24/hopano C30 (<0.1), baixa taxa de T/C30H (<2.0) e altas razões 4-metil esterano C30/ΣC29 esterano (>0.2). Por contraste, as rochas geradoras E2e são caracterizadas pelo relativamente alto teor de esteranos C29, altas razões de terpano tricíclico C19/C23 (>0.6), alto teor terpano tetracíclico C24/C30 hopano (>0.1), taxas amplamente variáveis de modo geral de T/ C30H, e baixas razões 4-metil esterano C30/ ΣC29 esterano (<0.2). 
Origem do óleo no campo HZ25-7
Na área de estudo, os óleos são ricos em terpanos tricíclicos e 4-metil esteranos C30, e tais componentes dominam os cromatogramas de massa m/z 191 e 217, como mostrado pela figura 11.
Como demonstra a Tabela 1, os conteúdos de 4-metil esteranos C30 e esteranos C27 nesse óleo são relativamente altos, o que é similar às assembleias de biomarcadores das rochas fontes E2w (Figuras 10a e 10b). As razões de C30 metil-esterano/ΣC29 esterano para as 10 amostras de óleo são maiores do que 0.2, com valor médio de 1.14, o que indica importantes contribuições de matéria orgânica de fitoplâncton. Além disso, as razões T/C30H das amostras de óleo são relativamente baixas (0.03-0.82, média de 0.29) (Tabela 1; Figura 10b). Tais padrões de distribuição indicam uma entrada limitada de plantas superiores e que as rochas geradoras da Formação E2e tem tido uma contribuição limitada ou ausente ao óleo cru.
Os resultados das análises mostraram que os óleos previamente descobertos nos reservatórios de E2w tem razões de Pr/Ph, razões de terpanos tricíclicos C19/C23, e razões de terpanos tetracíclicos C24/C30 relativamente baixas (Tabela 1; Figuras 10c-10e). As razões de terpano tricíclio C19/C23 são menores do que 0.6 para todas as amostras de óleo, com um valor médio de 0.39, e as razões de terpano tetracíclico C24/hopano C30 de todo as amostras de óleo não são maiores do que 0.1, com um valor médio de 0.07 (Tabela 1; Figura 10e). Tais achados são consistentes com o padrão de distribuição dos 4-metil esteranos C30, esteranos C27, e razões T/C30H. Esses dados indicam que a MO terrígena tem tido apenas uma pequena contribuição aos óleos no campo HZ25-7 e que esses óleos são provavelmente originados das rochas geradoras de E2W.
Em resumo, o petróleo no campo de óleo HZ25-7 é caracterizado pelas relativamente baixas razões de terpano tricíclico C19/C23 (valores médios: 0.39), baixas razões de terpano tetracíclico C24/C30 hopano (valores médio de 0.07), altas razões de 4-metil esteranos C30/ΣC29 esterano  (valor médio: 1.14), baixas razões T/C30H (valor médio: 0.29), e relativamente altos conteúdos de esterano regular C27. Após a integração de severas assembleias de biomarcadores (Figura 10), acredita-se que os reservatórios de hidrocarbonetos da Formação E2w originaram-se de rochas geradoras de fácies lacustres semi-profundas a profundas na Formação E2w.
PROCESSO DE ACUMULAÇÃO DE ÓLEO
Principais períodos de carregamento
       	
Após descobertas no campo de óleo HZ25-7, muitos pesquisadores (exemplo, Shi et al., 2014b; Peng et al., 2016b) focaram no sistema petrolífero do Eoceno na Bacia de Pearl River Mouth. Peng et al., (2016b) concluíram que o limiar e o pico da expulsão de hidrocarbonetos (o limiar e o pico de expulsão dos hidrocarbonetos foi definido pelas condições geológicas [caracterizado pelo R0] em que os hidrocarbonetos começam a ser expelidos em grandes quantidades e à uma taxa máxima, respectivamente [Peng et al., 2016b]) das rochas geradoras da Formação E2w na Depressão de Huizhou são a 0.6% de reflectância da vitrinita e 0.9% da reflectância da vitrinita, respectivamente. Combinadas ao histórico termal e de soterramento da Depressão de Huizhou, Peng et al. (2016b) supôs que o período de expulsão dos hidrocarbonetos começou a 15-10 Ma e continua nos presentes dias. Shi et al. (2014b) concluíram que o processo de expulsão de hidrocarbonetos na área de estudo e apenas um estágio de injeção de hidrocarbonetos nos reservatórios do Eoceno. Utilizando tecnologias de datação 40Ar/39Ar Shi et al. (2011, 201b) concluíram que o principal estágio de injeção de hidrocarbonetos no reservatório de E2w foram desde 16 Ma ao presente. Tais visões são embasadas pela observação de que reservatórios E2w mostram fluorescência verde-amarela a amarelano campo de óleo HZ25-7 (Figura 12), o que é provavelmente associada ao período de preenchimento de hidrocarbonetos. Hidrocarbonetos de diferentes maturidades ou estados de fase produzem diferentes colorações de fluorescência quando expostos à luz ultravioleta: quão mais clara a coloração, maior a maturidade. Fluorescência verde-amarela sempre representa baixa maturidade aos hidrocarbonetos, enquanto que a fluorescência branco-azulada representa alta maturidade aos hidrocarbonetos (Burruss, 1981, 1991; Petford and Mccaffrey, 2003; Chen et al., 2016). Carregamento de petróleo multi-periódico é sempre caracterizado por diferente fluorescência no reservatório (em geral, amostras indicando verde amarelo mostrando um carregamento mais recente com moderada maturação e amostras apontando fluorescência branco-azulada a branca indicando carregamento de petróleo mais tardio com maior maturação em comparação [Goldstein, 2001; Chen et al., 2016]). Combinados a estudo prévio, como discutido anteriormente, a fluorescência verde-amarelo a verde nos reservatórios de E2w na sua maioria provavelmente sugere um estágio de injeção contínuo de óleo líquido maduro adentro do reservatório E2w.
Inclusões fluidas no reservatório contem informação considerável sobre fluidos antigos (Burruss, 1981, 1991; Stasiuk and Snowdon, 1997). A temperatura de homogeneização das inclusões representa a temperatura no qual as inclusões se formaram no reservatório (Burruss, 1981, 1991; Zhang et al., 2006). Inclusões de hidrocarbonetos líquidos, inclusões de gás líquido de hidrocarbonetos, e inclusões de salmoura de hidrocarbonetos ocorreram nas amostras, e são primariamente observadas nas fraturas (Figura 13).
      Os poços HZ25-7-1 e HZ25-7-2 foram selecionados para demonstrar o período de carregamento por conta das inclusões fluidas abundantes observadas nesses locais. Como demonstra a Figura 14, as temperaturas de homogeneização das salmouras de hidrocarbonetos dos poços HZ25-7-1 e HZ25-7-2 variam de 70ºC a 110ºC e 75° a 110°C, respectivamente, indicando que o período de acumulação foi um processo contínuo a longo-prazo. Enquanto, o pico de temperaturas de homogeneização das amostras de E2w primariamente ocorreu num intervalo de temperatura de 80-110°C (Figura 14). Combinadas a reconstrução 1-D do histórico termal dos poços HZ25-7-1 e HZ25-7-2, as temperaturas de homogeneização sugerem um estágio contínuo de carregamento de petróleo: injeção de óleo ocorreu desde 16 Ma ao presente e o pico de preenchimento ocorrendo após 12 Ma (Figura 15).
Modelo de acumulação de petróleo e implicações na exploração
Como discutido acima, o petróleo no campo de HZ25-7 na sua maioria provavelmente se origina sob as rochas geradoras E2w na Depressão de Huizhou. A Figura 16 ilustra o modelo de migração do petróleo na área de estudo. A combinação de litologias e distribuição da Formação E2w no campo de óleo HZ25-7 foram obtidas a partir da inversão de dados sísmicos. A sucessão E2w provem condições favoráveis para acumulação de óleo e contém estratos terrígenos clásticos vastamente distribuídos depositados em delta sublacustre, delta de rio entrelaçado, delta de rio meandrante, e ambientes lacustres rasos costeiros (Shi et al., 2008; Long et al., 2011a; Long et al., 2011b; Ge et al., 2015). Um outro fator chave para a migração e acumulação de hidrocarbonetos em bacias lacustres é a conectividade de arenitos. Teoricamente, canais arenosos distributários e areias de leque de barra de desembocadura e fácies de delta de rio entrelaçado deveriam ter distribuição limitada e são mais prováveis de terem sido selados por elementos deposicionais de reservatório em larga escala como depósitos de plugue de lama. Todavia, areias de canal e areias de praia em delta de rio meandrante e fácies lacustres rasas costeiras na Formação E2w têm distribuição estável e vasta (Peng et al., 2016a; Figure 16). Essa distribuição estável e vasta de camadas de arenito, em combinação com folhelhos lacustres, os quais formam excelentes assembleias de reservatórios e selantes. Peng et al. (2016a) concluíram que camadas delgadas de arenitos com relativamente boa conectividade e propriedades físicas (porosidade e permeabilidade) são essenciais e favoráveis à migração lateral na área de estudo. O coeficiente de pressão da formação (Cp, a razão da poro-pressão fluida medida à pressão hidrostática) é menor do 1.2 nos reservatórios de arenito E2w a profundidades maiores do que 3500m no poço HZ25-7-1 (Figura 15), indicando uma pressão quase hidrostática. Além disso, em função do movimento Zhuqiong I durante o Eoceno Médio, a Formação E2w tem relativamente altos ângulos de mergulho, com um relativo alto nas porções oeste e sul da área de estudo (Figura 16). A variação nos componentes de empuxo é maior do que a pressão capilar, o que é a primeira força de restrição. Portanto, o empuxo é a força primária a influenciar a migração do petróleo na Depressão de Huizhou.
Ainda que embora o campo de óleo HZ25-7 é jovem com carregamento de óleo relativamente tardio (16-0 Ma), é possível para óleos acumularem-se sobre uma grande área com um curto período de tempo por conta das rotas de migração de óleo curtas onde os estratos do reservatório estão próximos aos estratos da rocha-fonte. Isso também implica que as depressões na porção profunda dessa bacia podem conter fontes de petróleo abundante em detrimento ao desenvolvimento de reservatórios clásticos adequados (Figura 16). Além, a Formação E2w sobre ambas as margens oeste (estrato com mergulho para cima e fechamento para o Alto de Huixi) e sul (estrato com mergulho para cima e fechamento para o Alto de  Dongsha) da Depressão de Huizhou estão sobre rotas de migração do petróleo lateral ou para-cima (Figura 16), portanto, eles devem também ter sido locais favoráveis para a acumulação de petróleo. 
CONCLUSÕES
(1)   A maioria das amostras de E2w tem relativamente alto conteúdo de COT (0.52–9.52%, valor médio: 2.70%, com 89% das amostras contendo COT >1.0) e valores de PG (1.16 a 35.08mg/g, valor médio: 9.12mg/g, with 90% das amostras tendo PG>2.0), e contém querogênio do tipo II/III na Depressão de Huizhou. Em geral, a Formação E2e tem abundâncias mais moderadas de MO (0.38 a 8.34%, valor médio: 1.85%, com 72% das amostras contendo COT >1.0) e valores de PG (0.26 – 21.12mg/g, valor médio: 4.01mg/g, com 67% das amostras contendo PG>2.0) e é caracterizado pela grande abundância de querogênio do tipo III na Depressão de Huizhou. Em geral, rochas geradoras de E2w pertencem à categoria “boa a excelente” de rochas geradoras e a Formação E2e pertence à categoria “razoável” de rochas geradoras. 
(2)   As fácies lacustres profundas a semi profundas das rochas geradoras de E2w são caracterizadas pelo relativamente baixo teor de esteranos C29, baixa razão de terpanos tricíclicos C19/C23 (<0.6), baixo teor de terpano tetracíclico C24/C30 hopano (<0.1), baixo T/C30H (<2.0), e altas razões de 4-metil-esterano C30/ΣC29 esterano (>0.2). Em contraste, as fácies lacustres rasas costeiras e de planície deltaica e pantanosa das rochas geradoras de E2e são caracterizadas pela relativa alta concentração de esteranos C29, alta razão de terpanos tricíclicos C19/C23 (>0.6), alto teor de terpano tetracíclico C24/C30 hopano (>0.1), alta razão de terpano tetracíclico C24/C30 hopano (>0.1), concentrações de T/C30H amplamente variáveis e baixas razões de 4-metil-esterano C30/ΣC29 esterano (<0.2).
(3)   Os resultados da correlação óleo-fonte indica que o petróleo no campo HZ25-7 é originado da Formação E2w em fácies de folhelhos escuros lacustres semi-profundos a profundos e se acumula via migração lateral das rochas geradoras profundamente soterradas na Depressão de Huizhou.
(4)   O carregamento de petróleo no campo de óleo HZ25-7 ocorreu relativamente tarde, a recarga de óleo foi desde 16Ma ao presente, e o pico de preenchimento teria ocorrido após 12 Ma baseado nas inclusões de fluorescência fluidas. Camadas delgadas de arenito com relativamente boa conectividade e propriedadesfísicas (porosidade e permeabilidade) na Formação E2w são condutos favoráveis para a migração lateral do petróleo. O modelo reconstruído da acumulação de petróleo tem implicações significativas e a exploração futura de hidrocarbonetos na unidade de E2w deve ser focada nas margens oeste e sul da Depressão de Huizhou.