Matéria orgânica nas rochas geradoras - Formação Itajaí, Bacia de Santos

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CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA DA MATÉRIA ORGÂNICA DAS ROCHAS
GERADORAS DA FORMAÇÃO ITAJAÍ -AÇU, BACIA DE SANTOS.
Mariana Balbinot – UFRGS – maribalbinot@yahoo.com.br
Adriano Domingos dos Reis – UFRGS – a_d_reis@hotmail.com
Maria do Carmo R. Peralba – UFRGS – mcarmo@iq.ufrgs.br
Wolfgang Kalkreuth – UFRGS – wolfgang.kalkreuth@ufrgs.br
RESUMO
O tipo e a quantidade de matéria orgânica disseminada nas rochas geradoras de petróleo e
o seu nível de maturação são parâmetros de fundamental importância para a avaliação do
potencial de geração de hidrocarbonetos por essas rochas. O objetivo deste trabalho é a
caracterização geoquímica da matéria orgânica presente nos folhelhos da Fm. Itajaí -Açu,
possível rocha geradora da Bacia de Santos, a fim de determinar o conteúdo de carbono
orgânico, o tipo de matéria orgânica (querogênio I, II, III, IV) e o nível de maturação (imaturo,
maturo, senil) destas rochas na área de estudo. Para a caracterização da matéria orgânica
foi realizada a determinação do conteúdo de Carbono Orgânico Total (COT) e análise de
Pirólise Rock Eval e de Biomarcadores . Os resultados mostram que a Formação Itajaí-Açu
possui regular a bom conteúdo de carbono orgânico, com querogênio imaturo do tipo III e
II/III, muitas vezes próximo ao início da janela de geração de óleo , formado por mistura de
material de origem marinha e terrestre depositado em ambiente transicional oxidante.
PALAVRAS-CHAVE: geoquímica orgânica; rocha geradora; Formação Itajaí-Açu; Bacia de
Santos.
ABSTRACT
The type and the content of disseminated organic matter in the petroleum source rock and
the level of maturation are very important parameters for evaluation of hydrocarbon
generation potential. The objective of this study is the geochemical characterization of
organic matter in the shales of Itajaí-Açu Formation, possible source rocks of the Santos
Basin. The organic matter was analyzed for determination of organic carbon content, type of
organic matter (I, II, III, IV) and the level of maturation (immature, mature, postmature) in this
rocks in the study area. For the characterization of organic matter w ere applied Total Organic
Carbon (TOC), Rock Eval Pirolysis and Biomarkers analysis. The results showed that the
Itajaí-Açu Formation has a fair to good organic carbon content, with kerogen type III and II/III,
frequently near the beginning of the oil generation window. The organic matter is formed by a
mixture of marine and terrestrial material, deposited in a partially oxygenated transitional
environment, based on biomarkers distribution.
KEYWORDS: organic geochemistry; source rock; Itajaí-Açu Formation; Santos Basin.
INTRODUÇÃO
O tipo e a quantidade de matéria orgânica disseminada nas rochas geradoras de
petróleo e o seu nível de maturação são parâmetros de fundamental importância para a
avaliação do potencial de geração de hidrocarbonetos por essas rochas. Os folhelhos da
Formação Itajaí-Açu são reconhecidos como rocha geradora de um dos sistemas
petrolíferos da Bacia de Santos, o sistema Itajaí -Açu-Ilhabela, no entanto, dados sobre a
matéria orgânica contida nestes folhelhos são bastante escassos na l iteratura (Chang et al.,
2008). O objetivo deste trabalho é a caracterização geoquímica da matéria orgânica
presente nos folhelhos da Fm. Itajaí-Açu, determinando o conteúdo de carbono orgânico, o
tipo (querogênio I, II, III, IV) e o nível de maturação (im aturo, maturo, senil) da matéria
orgânica na porção centro-norte da Bacia de Santos. A bacia está localizada na margem
sudeste brasileira e abrange uma área de aproximadamente 350.000 km2 e sua origem está
relacionada à ruptura do supercontinente Gondwana e conseqüente formação do oceano
Atlântico. Os poços selecionados estão localizados a profundidades de 1000 a 1500 metros
de lâmina d’água.
METODOLOGIA
A caracterização geoquímica foi realizada em amostras de calha de três poços de
exploração, através de técnicas como o Carbono Orgânico Total (COT) , a Pirólise Rock Eval
(que determina o potencial de geração de hidrocarbonetos, a maturação e o tipo de matéria
orgânica) e a análise de Biomarcadores, que inclui a extração de betume através da
Extração Soxhlet; na qual o betume é separado nas frações de hidrocarbonetos saturados,
aromáticos e compostos polares. Os hidrocarbonetos saturados são submetidos à
Cromatografia Gasosa e à Cromatografia Gasosa acoplada à Espectrometria de Massas
para a identificação dos biomarcadores.
RESULTADOS E DISCUSSÕES
Os resultados obtidos pelo COT e pela Pirólise Rock Eval são apresentados na figura 1
e comparados aos parâmetros geoquímicos definidos por Peters & Cassa (1994).
Figura 1: Valores de
COT, Tmax e S2
das 36 amostras
analisadas.
Os poços KMGB-2 e SHELL-10 possuem conteúdo de carbono regular a bom e uma
tendência de aumento com o aumento da profundidade. No poço HESS -1 os valores
indicam pobre a regular conteúdo de carbono orgânico (0,31 a 0,68 %). O parâmetro Tmax
indica que a maioria da matéria orgânica da Fm. Itajaí -Açu é termicamente imatura
(<435ºC), porém algumas amostras encontram-se numa zona de transição para o início da
zona matura (>4700m de profundidade). O parâmetro S2 apresentou valores entre 0,41 e
1,98 mg HC/g rocha, o que indica um baixo potencial de geração, s endo possível observar
nos poços KMGB-2 e HESS-1 um trend de aumento dos valores de S2 com o aumento da
profundidade.
A matéria orgânica, definida pela relação
entre o Índice de Hidrogênio e o Índice de
Oxigênio em gráfico do tipo van Krevelen (Fig.
2), é do tipo III e II/III, indicando contribuição de
material terrestre e marinho na formação desta
matéria orgânica.
A análise dos extratos orgânicos obtidos através da cromatografia líquida indicou
predomínio de compostos polares sobre os saturados e aromáticos, indicando também a
imaturidade termal da matéria orgânica.
Os perfis obtidos pela cromatografia gasosa apresentam uma bimodalidade na
distribuição dos n-alcanos (Fig. 3), com
predominância do grupo C15 a C18, (material de
origem marinha), e do grupo C22 a C25, (material
de origem continental), indicando uma origem
mista para a matéria orgãnica da Fm. Itajaí -Açu.
O isoprenóide Pristano predomina sobre o Fitano,
indicando um ambiente deposicional oxidante, e a
razão Prist/C17 >1 e Fit/C18 >1 indica matéria
orgânica imatura.
Figura 2: Diagrama van Krevelen
mostrando o tipo de matéria orgânica.
Figura 3: Distribuição dos
hidrocarbonetos saturados.
Poço: KMGB-2
Profundidade:
3235,5m
Amostra: 06-291
Nos fragmentogramas dos hopanos (íon m/z 191), representado na figura 4A, foi
observado predomínio dos compostos C 30 sobre C29, predominância do composto Tm sobre
o Ts e dos compostos C32S sobre C32R (com exceção da amostra aqui representada, que
apresenta predomínio de C32R sobre C32S); estas relações indicam matéria orgânica
imatura. Os fragmentogramas dos esteranos (íon m/z 217), representado na figura 4B,
apresentam abundância dos compostos C27 e C29, e também grande co ntribuição de C28,
indicando um ambiente deposicional transicional pela mistura de material de origem terrestre
e marinha.
Figura 3: Distribuição dos hopanos (A) e dos esteranos (B) na Fm. Itajaí-Açu.
CONCLUSÕES
Os folhelhos da Fm. Itajaí-Açu apresentam conteúdo de carbono orgânico regular a bom
(apenas um poço apresentou amostras com baixo conteúdo de carbono) . O querogênio
presente é do tipo III e II/III (baseado na análise de Rock Eval) , indicando matéria orgânica
de origem terrestre e marinha (também indicado pela distribuição bimodal dos
hidrocarbonetos saturados nos cromatogramas), sendo depositada num ambiente
transicional entre terrestre e marinho, sob condições parcialmente oxidantes. A matéria
orgânica é classificada como imatura pelos parâmetros geoquímicos (Tmax, razões
Ts/(Ts+Tm),C32S/(C32S+C32R) Prist/C17 e Fit/C18), embora muitas amostras encontrem -se
numa fase de transição para o inicio da fase matura segundo Tmax. Estes dados indicam
um baixo potencial de geração de hidr ocarbonetos para a Fm. Itajaí -Açu na área de estudo.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Chang, H.K., Assine M.L., Corrêa, F.S., Tinen, J.S., Vidal A.C., Koike L. 2008. Sistemas petrolíferos e
modelos de acumulação de hidrocarbonetos na Bacia de Santos. Ver. Bras. Geoc., 38(2-suplemento):
29-46.
Peters, K. E. & Cassa, M. R. 1994. Applied Source Rock Geochemistry. In: Magoon, L.B, and Dow,
W.G., The Petroleum System – from source to trap: AAPG Memoir 60: 93-120.
BAPoço: HESS-1Profundidade: 3298mAmostra: 06-362
Poço: KMGB-2
Profundidade: 4306,5m
Amostra: 06-301