Aula UFRRJ JAN 2014 Erica Tavares

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Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Geoquímica de Petróleo 
Conceitos e aplicações 
 
UFRRJ – Janeiro, 2014 
Erica Tavares de Morais 
(ericat@petrobras.com.br) 
CENPES/PDGEO/GEOQ 
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Erica T Morais – CENPES 
Sumário – Parte I 
ROCHAS GERADORAS - Premissas: 
 
 Ambientes Deposicionais: 
 Bacias Sedimentares e Sistemas Petrolíferos 
 
 Ambientes de Alta Produtividade Orgânica 
 
 Preservação da M.O.. 
 
 
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Sumário – Parte II 
ROCHAS GERADORAS – Tipos de Querogênio: 
 
 Definição de Rocha Geradora 
 
 Definição de Querogênio 
 
 Classificação do Querogênio: Tipos I, II e III . 
 
 Caracterização das Rochas Geradoras: 
 - COT; 
 - Pirólise Rock-Eval; 
 - Caracterização Ótica do Querogênio (Quantidade, Tipo e 
Evolução Térmica ou Maturação). 
 
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Sumário – Parte III 
ROCHAS GERADORAS – TRANSFORMAÇÕES DA M.O.: 
 
 Processos de Transformação da Matéria Orgânica 
 
 Diagênese: Processos e Sub-produtos 
 
 Catagênese: Processos e Sub-produtos 
 
 Metagênese: Processos e Sub-produtos 
 
 
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Sumário – Parte IV 
CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA DE ÓLEO E GÁS: 
 
 Composição Química do Petróleo 
 
 Caracterização Geoquímica de Óleo 
 
 Caracterização Geoquímica de Gás 
 
 Correlação Óleo x Rocha 
 
 Alterações Secundárias 
 
 
 
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Parte I: 
 
 
ROCHAS GERADORAS - Premissas 
 
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 A acumulação de volumes econômicos de petróleo (óleo e/ou gás) em 
subsuperfície requer que vários elementos geológicos e processos estejam 
presentes em um determinado tempo e espaço (Walters, 2006). 
 
Souza-Lima & Hamsi Jr., 2003 
Bacias Sedimentares 
Uma bacia sedimentar é o resultado 
do processo de subsidência de uma 
placa tectônica, que permite o 
acúmulo e a preservação dos 
sedimentos: cessando a subsidência, 
cessa a sua história deposicional. A 
subsidência pode ser de caráter local, 
quando causada pela distensão e 
ruptura da litosfera, ou regional, 
quando causada por mecanismos de 
manutenção do equilíbrio isostático 
(Angevine et al., 1990). 
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Erica T Morais – CENPES Souza-Lima & Hamsi Jr., 2003 
Bacias Sedimentares 
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Bacias - Sistemas Petrolíferos 
 De acordo com Magoon & Dow (1994), Sistema Petrolífero é definido 
como um sistema natural que compreende uma cozinha de geração e todos 
os processos relacionados à geração de óleo e gás, dos quais incluem os 
elementos geológicos essenciais e processos (geração-migração-
acumulação) envolvidos para a existência de acumulações de 
hidrocarbonetos. 
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Rocha Reservatório
Rocha geradora
Rocha Capeadora
Elementos Essenciais: 
Sistemas Petrolíferos: 
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Sistemas Petrolíferos: 
Arenitos de canais 
fluviais do Devoniano, 
Porsgrunn, Noruega 
Porosidade Permeabilidade 
Elementos Essenciais – Rx. Reservatório: 
 É um corpo rochoso em subsuperfície que possui porosidade e 
permeabilidade suficiente para armazenar e transmitir fluidos. 
 
 Rochas sedimentares são as mais comuns rochas reservatório, pois 
elas possuem mais porosidade que rochas ígneas ou metamórficas. 
 
 O reservatório é um elemento crítico para completar um Sistema 
Petrolífero. 
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Elementos Essenciais – Rx. Geradora: 
É uma rocha rica em matéria orgânica, que quando aquecida 
suficientemente irá gerar óleo e/ou gás. Rochas geradoras típicas: 
folhelhos, calcilutitos e limestones. 
Rocha Geradora permiana 
lacustre, Bacia de Sydney, 
Australia 
Rocha Geradora, 
Carbonífero, Spitsbergen 
Sistemas Petrolíferos: 
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Elementos Essenciais – Rx. Selante: 
 É a rocha que forma uma barreira à migração de fluidos 
acima e ao redor da rocha reservatório. Esta deve ser 
impermeável e possuir baixa permeabilidade. Comuns rochas 
selantes: folhelhos, mudstones e sal. 
 
 O selo é um elemento crítico para completar um Sistema 
petrolífero. 
Afloramento de sal 
dobrado. 
Sal Himalayan 
Sistemas Petrolíferos: 
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Sistemas Petrolíferos: 
 É composto pelo pacote rochoso e de sedimentos que ocorrem logo 
acima da rocha geradora. 
 
 O soterramento contribui para o aumento da pressão e da temperatura. 
Rocha Geradora 
Rochas 
“Soterrantes” 
Elementos Essenciais – Rx. Soterrante: 
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Sistemas Petrolíferos: 
 É a configuração de rochas adequada para a retenção de hidrocarbonetos. 
Esta é acoplada com uma rocha de baixa permeabilidade impedindo a 
migração destes fluidos para fora do reservatório. 
A formação da trapa é um componente 
essencial do Sistema Petrolífero. 
 Em outras palavras, um reservatório 
tem uma determinada forma, ou 
configuração, que impede o escape de 
HC’s, mas permite a migração deste 
apenas internamente. Estas formas 
podem então serem chamadas de 
TRAPAS. Quando formadas por 
deformação estrutural são denominadas 
trapas estruturais, quando formadas por 
estruturas estratigráficas são chamadas 
de trapas estratigráficas, e finalmente, 
quando da combinação das anteriores 
são denominadas trapas mistas. 
Elementos Essenciais – Formação da Trapa: 
Trapas Estruturais 
Anticlinal Falha 
Trapas Estratigráficas 
Inconformidade 
Recife Pinchout 
Trapas Mistas 
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Sistemas Petrolíferos: 
24803
Petroleum System ElementsPetroleum System Elements
120° F120° F
350° F350° F
GenerationGeneration
MigrationMigration
Seal RockSeal Rock
Reservoir 
Rock
Reservoir 
Rock
OilOil
WaterWater
Gas 
Cap
Gas 
Cap
EntrapmentEntrapment
Acumulação 
Rx. Geradora 
Migração 
 Geração 
Rx. 
Reservatório 
Rx. Selante 
Processos: 
Água 
Óleo 
Capa de 
Gás 
60ºC 
120ºC 
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Sistemas Petrolíferos: 
Geração: 
 Consiste na geração de hidrocarbonetos líquidos e/ou gasosos 
a partir de um a rocha geradora rica em matéria orgânica. 
 
 A geração depende de três principais fatores: 
 
• presença de m.o. suficiente para geração de HC’s; 
• temperatura adequada; 
• tempo suficiente para que a rocha geradora atinja maturidade 
térmica; 
• pressão, presença de bactérias e de certos minerais catalíticos 
também podem afetar a geração de HC’s. 
 
 A geração é uma fase crítica no desenvolvimento de um Sistema 
Petrolífero. 
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Sistemas Petrolíferos: 
 É o movimento dos hidrocarbonetos da rocha geradora para a rocha 
reservatório. 
 
 Migração Primária  É o movimento dos hidrocarbonetos recém geradosem sua geradora, também conhecido como expulsão. 
 
 Migração Secundária  É o movimento dos hidrocarbonetos dentro da rocha 
reservatório, de um ponto da acumulação para outro. 
 
 Migração Terciária  É o movimento dos hidrocarbonetos de um reservatório 
para outro. 
 
 A migração pode ser local ou pode ocorrer a longas distâncias, como 
centenas de quilômetros em bacias de grande extensão, e este também é um 
processo crítico para a viabilização de um Sistema Petrolífero. 
Migração: 
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Sistemas Petrolíferos: 
 PRINCÍPIO DE GUSSOW 
(Exemplo real na área de Badin no Paquistão) 
 
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Sistemas Petrolíferos: 
Acumulação: 
 É a fase de desenvolvimento de um Sistema petrolífero 
durante a migração na qual os hidrocarbonetos migram e 
permanecem trapeados em um reservatório. 
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Quando existe uma correlação conhecida óleo-rocha. 
Conhecido (!): 
Hipotético (.): 
Especulativo (?): 
Existe ausência da correlação óleo-rocha, existe apenas uma evidência 
geoquímica. 
Um Sistema Petrolífero pode ser identificado em três 
níveis de certeza, de acordo com Magoon & Dow (1994): 
 O nível de certeza indica a confiança pela qual uma possível 
cozinha de geração gerou HC’s para uma acumulação. 
Níveis de Certeza: 
Sistemas Petrolíferos: 
 Existe apenas evidências geológicas ou geofísicas. 
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Ambientes de Alta Produtividade 
Orgânica 
 
 Marinhas: 
 
• áreas costeiras, zonas de ressurgência e “desertos marinhos” 
 
Transicionais: 
 
• mangues, pântanos e deltas 
 
Lacustres: 
 
• lagos de água doce, salobra ou salina 
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Produção Primária: Ambientes Marinhos e Continentais 
Marinho (g C m-2 a-1)
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
 Recifes e esteiras
de algas 
 Estuários 
 Zonas de
ressurgência 
Plataforma
continental 
 Oceano aberto 
Continental (g C m-2 a-1)
0 200 400 600 800 1000 1200
Mangues e pântanos 
Florestas tropicais
chuvosas 
Florestas de folhas
perenes 
Savanas 
 Vegetação
xerófila/halófila 
Fatores que influenciam a 
produção primária dos 
organismos: 
 
 Luz (energia para 
fotossíntese): 
 - profundidade; 
 - características do corpo 
d’água; 
 - comprimentos de onda da 
luz. 
 
 Nutrientes (P, Si, N, C): 
 - áreas de ressurgência em 
oceanos; 
 - tipos de solo; 
 - quantidade de chuvas em 
ambientes continentais 
(lagos). 
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Algas Verdes: produtores primários 
Alga verde ao microscópio 
Fonte: www.snatural.com.br Fonte: cse.naro.affrc.go.jp 
Cianobactérias (bactérias fotossintéticas): 
Fonte: www3.unileon.es 
Nostoc 
Fonte: silicasecchidisk.conncoll.edu 
Cianobactéria Fóssil 
Fonte: www.ufrgs.br 
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Rhizobium (eubactéria do solo) Escherichia coli 
 Principais responsáveis pela decomposição aeróbica e anaeróbica 
da matéria orgânica sedimentar. 
 São predadas por ciliados (microzooplancton). 
Bactérias: 
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Preservação da M.O.: 
Ambientes Óxidos x Anóxicos 
Mod. de Demasion & Moore, 1980 
H2S 
CH4 
Bioturbação 
O2 
H2S 
CH4 
O2 
TEMPO DE RESIDÊNCIA 
DA M.O. 
TIPO DE RESPIRAÇÃO TEMPO DE RESIDÊNCIA 
DA M.O. 
Dias a meses 
Dias a meses 
Fundo do Oceano 
~1 ano Fundo do Oceano 
~1 ano 
~750 anos 
~500 anos 
~750 anos 
~50cm/1000 anos ~50cm/1000 anos 
1
0
0
 c
m
 
1
0
0
 c
m
 
~750 anos 
~1250 anos 
S
e
m
 B
io
tu
rb
a
ç
ã
o
 
F
e
rm
e
n
ta
ç
ã
o
 
Aeróbica (consumo 
de oxigênio) 
Depletada em O2 
Redução Bacteriológica 
de Fe (III) 
Zona de Sulfato 
Redução 
Archaeal , metanogênese 
Redução de CO2 
ÓXICO ANÓXICO 
Depletada em SO4 
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M.O.
Argilas
Água
Água
O2
Tissot & Welte, 1980
O2
Areias
M.O.
Argilas
Água
Água
O2
Tissot & Welte, 1980
O2
Areias
M.O.
Argilas
Água
Água
O2
Tissot & Welte, 1980
O2
Areias
M.O.
Argilas
Água
Água
O2
Tissot & Welte, 1980
O2
Areias
Degradação Bioquímica – O2: 
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Parte II: 
 
 
ROCHAS GERADORAS – Tipos de Querogênio 
 
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Rocha Geradora 
É uma rocha rica em matéria orgânica, que quando aquecida suficientemente 
irá gerar óleo e/ou gás. 
 
Rochas geradoras típicas: folhelhos, calcilutitos e limestones 
Folhelho 
w
w
w
.o
lit
ra
in
c
.c
o
m
 
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Mod. Tissot & Welte, 1980 
Material orgânico que ocorre naturalmente nas 
rochas geradoras e pode gerar petróleo quando 
aquecido, é insolúvel em solventes orgânicos, 
ao contrário do betume. Os constituintes 
típicos do querogênio são restos de algas, 
bactérias e restos de vegetais superiores. Tem 
alto peso molecular. Representa cerca de 90% 
do carbono orgânico nos sedimentos. 
É o produto final do processo de diagênese, 
definido como a fração insolúvel (em solventes 
orgânicos) da matéria orgânica presente nas 
rochas sedimentares. 
Em poucas palavras... 
Querogênio 
Restos de algas, bactérias, esporos e 
cutículas. 
w
w
w
.a
s
tr
o
b
io
.n
e
t 
Colônia de Botryococcus vista em luz 
transmitida e por fluorescência. 
www.ceg.ncl.ac.uk 
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A proporção entre os três elementos mais abundantes no querogênio (C, H e O) varia 
consideravelmente em função da origem e evolução da matéria orgânica. Com base 
nas razões elementares H/C e O/C e em dados químicos e petrográficos é possível 
classificar os querogênio como dos tipos I, II e III. 
Fitoclasto Palinomorfo MOA 
Exemplos de Constituintes do Querogênio: 
Querogênio 
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Tipos de Querogênio 
Tipo I: 
Lago Tanganica, África 
enriquecida em cadeias alifáticas e 
poucos núcleos aromáticos, razão H/C 
originalmente elevada, elevado potencial 
de geração de hidrocarbonetos líquidos, 
derivado principalmente de lipídeos de 
algas ou matéria orgânica enriquecida em 
lipídeos por atividade bacteriana. 
Geralmente sua origem é relacionada a 
ambientes lacustres. 
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Tipos de Querogênio 
Tipo II: 
contém mais anéis aromáticos e 
naftênicos, a razão H/C e o potencial de 
geração de hidrocarbonetos é menor 
que no querogênio do tipo I, 
normalmente sua origem está 
relacionada a matéria orgânica marinha 
depositada em ambientes redutores, 
possui teores médios a altos de 
enxofre. 
Oceano 
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Tipos de Querogênio 
Tipo III: 
contém principalmente grupos 
funcionais poliaromáticos e oxigenados, 
com poucas cadeias alifáticas, a razão 
H/C é baixa e o potencial de geraçãode 
hidrocarbonetos (gasosos) é moderado a 
baixo, a grandes profundidades pode ser 
um importante gerador de gases, a razão 
O/C é elevada quando comparada aos 
tipos I e II, derivado predominantemente 
de vegetais superiores, normalmente de 
origem relacionada a ambientes 
transicionais, como por exemplo deltas. 
Delta do Rio Nilo 
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Técnicas Geoquímicas para avaliação das 
Rochas Geradoras: 
Riqueza Orgânica: 
Determinada pela quantidade de Carbono Orgânico Total (COT) presente na 
amostra - expresso em % peso de rocha. 
Tipo de Querogênio e Qualidade: 
Análise de Pirólise Rock Eval (por exemplo: IH, IO, S1, S2, S3) 
Análise Petrográfica (macerais presentes) 
Cinética do Querogênio 
Maturação Térmica: 
Análise de Pirólise Rock Eval (Medida de TMÁX) 
Análise Petrográfica (Reflectância da Vitrinita (Ro) e 
Índice de Coloração de Esporos) 
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Amostra pulverizada 
(80 mesh) 
Ataque ácido HCl 50% 
Lavagem e secagem 
Forno Leco 
Pesagem 
2,5mg 
Nova 
Pesagem 
ROCHA
SELEÇÃO
PREPARAÇÃO
CARBONO
ORGÂNICO
PIRÓLISE
ROCK-EVAL
PETROGRAFIA
ORGÂNICA, Ro e ICE
PERFIL
GEOQUÍMICO
ROCHA
SELEÇÃO
PREPARAÇÃO
CARBONO
ORGÂNICO
PIRÓLISE
ROCK-EVAL
PETROGRAFIA
ORGÂNICA, Ro e ICE
PERFIL
GEOQUÍMICO
RI= pR / pA (%) COT (%) 
BANCO DE DADOS 
Técnicas Geoquímicas para avaliação das 
Rochas Geradoras – COT : 
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Potencial de Geração % em peso de COT (Folhelhos) % em peso de COT (Carbonatos)
Pobre 0,0-0,5 0,0-0,2
Regular 0,5-1,0 0,2-0,5
Bom 1,0-2,0 0,5-1,0
Muito bom 2,0-5,0 1,0-2,0
Excelente >5,0 >2,0
0
 
2
0
 
4
0
 
6
0
 
8
0
 
1
0
0
 
1
6
0
0
 
2
0
0
0
 
2
4
0
0
 
2
8
0
0
 
3
2
0
0
 
3
6
0
0
 
4
0
0
0
 
P
ro
fu
n
d
id
a
d
e
 (
m
) 
RI (%) 
Seção Carbonática 
Seção Siliciclástica 
ou Argilosa 
Técnicas Geoquímicas para avaliação das 
Rochas Geradoras – COT : 
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Técnicas Geoquímicas para avaliação das 
Rochas Geradoras – Pirólise Rock-Eval : 
SIMULAÇÃO DA GERAÇÃO DE PETRÓLEO EM CONDIÇÕES LABORATORIAIS 
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ROCHA
SELEÇÃO
PREPARAÇÃO
CARBONO
ORGÂNICO
PIRÓLISE
ROCK-EVAL
PETROGRAFIA
ORGÂNICA, Ro e ICE
PERFIL
GEOQUÍMICO
ROCHA
SELEÇÃO
PREPARAÇÃO
CARBONO
ORGÂNICO
PIRÓLISE
ROCK-EVAL
PETROGRAFIA
ORGÂNICA, Ro e ICE
PERFIL
GEOQUÍMICO
Técnicas Geoquímicas para avaliação das 
Rochas Geradoras – Pirólise Rock-Eval : 
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Pirólise de rochas, registro e parâmetros adquiridos 
Rock Eval 6 - Lafargue (1998) 
Índice de Hidrogênio = S2 / COT *100(mg / g COT) 
Índice de Oxigênio = S3 / COT *100(mg CO2 / g COT) 
Taxa de transformação = IHo – IHr / IHo 
Betume Craqueamento do querogênio 
25o C/ min. 
600o C 
CO2 
da M.O. 
CO2 
da 
oxidação 
300º 300º 650º 
400º pára de ler o CO2 da 
composição da M.O. 
Resfriamento do aparelho 
e detecção 
Técnicas Geoquímicas para avaliação das 
Rochas Geradoras – Pirólise Rock-Eval : 
CO2 
da M.O. 
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Pico É a medida de... Observação
S1 mg HC/g rocha
Dos hidrocarbonetos livres presentes na amostra
antes da análise.
É o "óleo" gerado e não expulso da geradora, por não 
ter atingido as condições necessárias para tal.
S2 mg HC/g rocha
Volume de hidrocarbonetos gerados durante à
pirólise da amostra.
É o potencial gerador da rocha, ou seja, o que ela 
ainda geraria se continuasse a elevar T e P.
S3 mg CO2/g rocha
Quantidade de CO2 liberada durante à quebra 
térmica do querogênio.
Alto principalmente em rochas carbonáticas.
S4 carbono/g rocha Carbono residual contido na amostra.
Carbono residual da amostra, pode ser pequeno ou nenhum 
potencial de geração de HC's devido a baixa [ ] de 
hidrogênio.
Técnicas Geoquímicas para avaliação das 
Rochas Geradoras – Pirólise Rock-Eval : 
COT : 4,85% 
 
S1 : 0.86 mgHC/ 
 
g Rocha 
 
S2 ; 18 mgHC/g Rocha 
 
IH : 790 mg HC/g COT 
 
Tmáx : 428º C 
 
COT : 2.86% 
 
S1 : 14 mg HC/ 
g Rocha 
 
S2 : 3 mgHC/ 
 g Rocha 
 
IH : 312 mg HC/g COT 
 
Tmáx : 450º C 
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Técnicas Geoquímicas para avaliação das 
Rochas Geradoras – Caracterização Ótica do Querogênio : 
TÉCNICAS ANALÍTICAS DE MICROSCOPIA: 
 LUZ TRANSMITIDA & FLUORESCENTE (Palinofácies) 
 LUZ REFLETIDA (Reflectância da vitrinita) 
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FITOCLASTOS NÃO OPACOS : 
Técnicas Geoquímicas para avaliação das 
Rochas Geradoras – Caracterização Ótica do Querogênio : 
 
FITOCLASTOS OPACOS: 
cutícula 
córtex 
membrana 
Spigolon (2003) 
ESPOROS 
GRÃOS DE PÓLEN 
INDETERMINADOS 
TÉTRADES 
PALINOMORFOS – ESPOROMORFOS: 
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Técnicas Geoquímicas para avaliação das 
Rochas Geradoras – Caracterização Ótica do Querogênio : 
 Campo de palinofácies para sedimentos marinhos 
 (Mendonça Filho et al., 2008, modificado Tyson, 1995) 
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ÍNDICE DE COLORAÇÃO DE ESPOROS (ICE): 
Técnicas Geoquímicas para avaliação das 
Rochas Geradoras – Caracterização Ótica do Querogênio : 
Ibrahim, 1996 
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25 m 
Ro=0,26% 
25 m 
Ro=0,24% 
25 m 
Ro=0,74% 
25 m 
Ro=0,9% 
25 m 
Ro=0,53% 
Reflectância da Vitrinita Ro 
Técnicas Geoquímicas para avaliação das 
Rochas Geradoras – Caracterização Ótica do Querogênio : 
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0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0.1 1
Reflectância da Vitrinita (%Ro)
P
ro
fu
n
d
id
a
d
e
 
(m
)
0.6 1.3 2 3
Imaturo Maturo Senil
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0.1 1
Reflectância da Vitrinita (%Ro)
P
ro
fu
n
d
id
a
d
e
 
(m
)
0.6 1.3 2 3
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0.1 1
Reflectância da Vitrinita (%Ro)
P
ro
fu
n
d
id
a
d
e
 
(m
)
0.6 1.3 2 3
Imaturo Maturo Senil
Técnicas Geoquímicas para avaliação das 
Rochas Geradoras – Caracterização Ótica do Querogênio : 
Mod. Dow, 1977 
 
 Zona Imatura: Tmax < 440ºC e Ro < 0,6% 
 Zona Matura: 440 ºC > Tmax < 470ºC e 0,6% > Ro < 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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Erica T Morais – CENPES 
Tipo de 
Querogênio
Potencial de geração de HC's Quantidade de H Típico Ambiente Deposicional
I ↑↑↑ Óleo e Gás ↑ Abundante Lacustre 
II ↑↑↑ Óleo e Gás ↑↑ Moderado Marinho
III ↑ Óleo e Gás ↑↑↑ Pequeno Terrestre
IV
Nenhum, composto principalemtne por vitrinita ou 
material inerte.
Nenhum ou muito baixo. Terrestre (?)
Tipos de Querogênio: Sumário 
Mod. Tissot & Welte, 1984 
O tipo de querogênio presente determina a 
qualidade da rocha geradora. Em outras 
palavras, quanto mais “oil prone” melhora rx. 
geradora. 
 
 Algumas rochas podem apresentar não 
apenas um tipo de querogênio e sim uma 
mistura de diferentes tipos, o que será 
determinado pelo ambiente deposicional da 
mesma. 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Betume 
M.O. imatura 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
 
Parte III: 
 
 
ROCHAS GERADORAS – Transformações da M.O. 
 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Processos de Transformação da M.O. 
As transformações físico-químicas que a matéria orgânica sofre durante sua 
história geológica não podem ser consideradas um fenômeno isolado. 
Estas são controladas pelos mesmos fatores que determinam as variações na 
composição da fase inorgânica e da água intersticial: atividade biológica nos 
estágios iniciais, e então efeitos de temperatura e pressão. 
Folhelho
Matriz mineral Matéria 
Orgânica
Betume
Extrai-se com solvente
orgânico
Querogênio
90% 10%
Querogênio Maturo
Grafita
Petróleo
Metano
Óleo e Gás
(Petróleo)
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Erica T Morais – CENPES 
Processos de Transformação da M.O. - 
Diagênese 
A diagênese é o processo no qual o sistema tende a buscar o equilíbrio sob 
condições de baixo soterramento, e onde os sedimentos, normalmente, se 
consolidam. Este intervalo está na ordem de algumas centenas de metros, 
ocasionalmente, a pouco milhares de metros. No início do intervalo 
diagenético, o aumento da temperatura e da pressão é pequeno e as 
transformações ocorrem sob condições moderadas (Tissot & Welt, 1980). 
 
Durante a diagênese, o oxigênio é removido da matéria orgânica como água, 
o nitrogênio como N2 e o enxofre como H2S. Com a remoção de O, N e S, a 
quantidade de H na matéria orgânica aumenta, devido a “entrada” do H na 
estrutura molecular. 
O querogênio marca o final desta fase. 
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Processos de Transformação da M.O. - 
Catagênese 
Durante a catagênese, os compostos orgânicos 
passam por uma variedade de reações de 
degradação termal, dentre elas: 
(1) Redução das ligações duplas devido a 
incorporação de átomos de H e S. 
(2) Reações de craqueamento. 
(3) Reações de condensação. 
 
Rashid, 1985 
Exemplo de reação de craqueamento 
 A consecutiva deposição de sedimentos 
resulta no aumento do soterramento em 
relação às camadas previamente 
depositadas, consequentemente ↑ de T e 
P. A degradação do querogênio é 
responsável pela formação de HC’s 
líquidos e gasosos (Tissot & Welte, 1980). 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
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Processos de Transformação da M.O. - 
Metagênese 
O último estágio é alcançado em altas profundidades. Entretanto, este último 
estágio corresponde ao último estágio de transformação da matéria orgânica 
(2% Ro) e início da fase de metamorfismo da fase mineral (4% Ro). 
Neste estágio a matéria orgânica é composta de CH4 e resíduo carbonoso. No 
caso de carvões, esta se transforma em antracito. 
Turfa  Linhito Hulha (carvão betuminoso e sub) Antracito 
Grafita 
ESTÁGIOS DE CABONIFICAÇÃO 
CH4 
HC’s líquidos, Gases Úmidos e 
CH4 
CH4 
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Metagênese 
Catagênese 
Diagênese 
(a) Fonte 
Sapropélica 
(b) Fonte 
Húmica 
T
e
m
p
e
ra
tu
ra
 (
ºC
) 
Mod. de Hunt, 1996 
Transformações da M.O.: Gases Gerados 
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Erica T Morais – CENPES 
Mod. Tissot & Welte, 1980 
Transformações da M.O.: Sumário 
Mod. Tissot & Welte, 1980 
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Erica T Morais – CENPES 
 
Parte IV: 
 
 
CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA DE ÓLEO E GÁS 
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Composição Química do Petróleo 
HIDROCARBONETOS 
NÃO HIDROCARBONETOS 
Saturados 
Aromáticos 
Compostos NSO (Resinas+ Asfaltenos) 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Composição Química do Petróleo 
h
tt
p
:/
/t
ra
n
s
p
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rt
e
s
.i
m
e
.e
b
.b
r 
Faixas de destilação: 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Composição Química do Petróleo 
Classificação do Petróleo: 
(Cíclicos 
CnH2n) 
(Cadeias lineares e ramificadas 
CnH2n+2) 
Óleos parafínicos – contém 75% ou mais de parafinas, menos de 10% de 
polares e menos do que 1% de enxofre – maior parte do petróleo 
produzido no nordeste brasileiro; 
 
Óleos parafínico-naftênicos – contem 50 a 70% de parafinas, 25 a 40% 
de naftenos, 5 a 15% de polares e menos do que 1% de enxofre – maior 
parte do petróleo produzido na Bacia de Campos e Santos; 
 
Óleos naftênicos – mais de >70% de naftenos e baixo teor de enxofre –
alguns óleos da América do Sul, Rússia e Mar do Norte. 
 
Óleos aromático-intermediários – contem mais de 50% de aromáticos, 
10 a 30% de polares e enxofre acima de 1% - alguns óleos do Oriente 
médio, África ocidental, Venezuela, Califórnia e Mediterrâneo. 
 
Óleos aromático-naftênicos – contém mais de 35% de naftenos, podem 
conter mais de 25% de polares e enxofre entre 0,4 – 1% - alguns óleos da 
África ocidental. 
 
Óleos aromático- asfálticos – contém mais de 35% de polares e teores 
de enxofre entre 1 – 9% - óleos no Canadá, Venezuela e sul da França. 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Uma breve palavra: Biomarcadores 
Segundo Libes (2009), o processo de prospecção de petróleo representa a 
maior aplicação da “ferramenta” biomarcadores. Em torno de 10 a 20% dos 
compostos orgânicos presentes no petróleo foram formados ditamente da 
síntese de hidrocarbonetos por microorganismos. Assim, centenas de 
biomarcadores estão presentes no petróleo, embora eles representem menos 
que 2% da massa total de carbono orgânico. Estes biomarcadores são 
empregados em estudos de: 
 
- Origem da matéria orgânica; 
- Entendimento das condições paleoambientais na época de deposição da 
M.O; 
- Estudos de processos de alteração secundária; 
- Caracterização da evolução térmica; 
- Correlação óleo x rocha; 
- Correlação óleo x óleo. 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Colesterol 
Colestano 
Precursores Biológicos 
... e suas moléculas fósseis 
Uma breve palavra: Biomarcadores 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Hunt, 2006 
Biomarcadores: 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Oleanano!!! 
Biomarcadores: 
Cretáceo Inferior Cretáceo Superior Terciário
Ol
ea
na
no
 (p
pm
)
0
Cretáceo Inferior Cretáceo Superior Terciário
Ol
ea
na
no
 (p
pm
)
0
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Saturados 
AMOSTRAS 
DE ÓLEO 
Cromatografia 
líquida de 
média pressão 
(CLMP) 
Determinação de 
grau API e teor de enxofre (%) 
Cromatografia gasosa 
(CG) 
Isótopos estáveis 
de carbono – d13C (‰) 
Aromáticos Resinas e Asfaltenos 
CG-EM 
(Biomarcadores) 
Isótopos de H e C n-parafinas 
individuais 
GÁS COMPOSIÇÃO E ISÓTOPOS DE CARBONO E HIDROGÊNIO 
Fluxograma Analítico: 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
 MARINHO 
 Predominância de M.O. algálica sobre bacteriana, presença de 
enxofre, M.O. orgânica continental variável, tipos carbonático e 
deltaico. LACUSTRE 
 M.O. principalmente derivada de bactérias, “ausência” de enxofre, 
tipos hipersalino, salino, salobro e doce. 
Origem dos Óleos: Paleoambiente Deposicional 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
N
C
8
N
C
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PR
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PH
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C
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C
20
N
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21
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N
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23
N
C
24
N
C
25
N
C
26
N
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27
N
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28
N
C
29
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N
C
31
H
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0
 
G
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H
2
9
 
Biomarcadores 
-30 
-29 
-28 
-27 
-26 
-25 
-24 
-23 
d
1
3
C
 (
‰
) 
Isótopos de Carbono de Parafinas Individuais 
LACUSTRE 
14 13 
12 11 10 
9 
8 
7 
6 
CARBURANE 
-30 
-29 
-28 
-27 
-26 
-25 
-24 
-23 
Isótopos de Carbono de Parafinas Individuais 
MARINHO 
d
1
3
C
 (
‰
) 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
d13C = -28,35‰ N
C
8
 
N
C
9
 
N
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0
 
N
C
1
1
 
N
C
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2
 
N
C
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3
 
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N
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N
C
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N
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N
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N
C
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C
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1
 N
C
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2
 
N
C
3
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C
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N
C
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N
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CG 
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1
 
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H
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C
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M
2
9
 
H
3
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N
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H
 
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H
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S
 
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4
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m/z 191 
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C
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1
 
C
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T
P
2
 
m/z 259 
HOP / EST = 42,16 
TPP/TPP+DIA = 0,86 
S
2
1
 
D
IA
2
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D
IA
2
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D
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D
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C
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B
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2
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B
B
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 C
2
9
R
 
m/z 217 
S
2
2
 
Origem dos Óleos: Paleoambiente Deposicional LACUSTRE 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Origem dos Óleos: Paleoambiente Deposicional MARINHO 
T
R
1
9
 
T
R
2
0
 
T
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1
 
T
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T
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3
 
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2
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H
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C
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D
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H
3
0
 
N
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0
 
H
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H
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H
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2
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H
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2
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H
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3
S
 
H
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3
R
 
H
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S
 
H
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4
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H
3
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H
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R
 
S
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D
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2
 
C
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B
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B
B
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C
2
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C
2
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S
 
C
2
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B
B
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C
2
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B
B
S
 
C
2
9
R
 
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2
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S
 
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2
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R
 
C
3
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T
P
1
 
C
3
0
T
P
2
 
m/z 217 
m/z 191 
 m/z 259 
CG 
HOP / EST = 3,19 
d13 C= -25,73‰ 
N
C
8
 
N
C
9
 
N
C
1
0
 
N
C
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1
 
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1
 
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N
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N
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4
 
N
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3
5
 
TPP/TPP+DIA = 0,37 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
NC
8
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9
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10
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19 TR
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H3
3S
H3
3R
H3
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H3
4R H3
5S
H3
5R
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Ro : 0.60%
Ts/Ts+Tm : 0.53
Ro : 0.51%
Ts/Ts+Tm : 0.41
Ro : 0.75%
Ts/Ts+Tm : 0.61
Biomarcadores (Terpanos) – Evolução Térmica: 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
D
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27
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27
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RRo : 0.44%
20S/20S+20R : 0.16
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Ro : 0.75%
20S/20S+20R : 0.45
 : 0.59
Biomarcadores (Esteranos) – Evolução Térmica: 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Peters & Moldowan, 1993 
T
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E
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Biomarcadores Evolução Térmica - Zona de Estabilização: 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Biodegradação: 
NC
13
NC
14
NC
15
NC
16
NC
17 P
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18 PH
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27
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29
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30 NC
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NC
32
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33
NC
8
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9
NC
10
NC
11
NC
12
NC
13
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14
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15
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16
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PR
I
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18
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m/z 191 
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B
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M
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H3
4R
H3
5S
H3
5R
API 12º 
API 34º 
API 18º 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Biodegradation
Ranking
n-parafins Isoprenoids Steranes Hopanes Diasteranes
Aromatics
C26-C29
1
2
3
4
5
6
(6)
7
8
9
Severe 10
Heavy
Very
Heavy
Extend of Destruction of Compounds Class
Light
Moderate
25-Norhopanos 
(No 25-Norhopanos) 
n-Paraffins 
1= Lower homologs of n-paraffins depleted. 
2= General depletion of n-paraffins. 
3= Only traces of n-paraffins remain. 
4= No n-paraffins, acyclic isoprenoids intact. 
5= Acyclic isoprenoids intact. 
6= Steranes partily degraded. 
7= Steranes degraded, diasteranes intact. 
8= Hopanes partily degraded. 
9= Hopanes absent, diasteranes attacked. 
10= C26-C29 aromatic steroids attacked. 
Biodegradação – Escala de Peters & Moldowan: 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Origem dos HC’s Gasosos: 
 Abiogênica: Através de reações de 
polimerização do tipo Fisher-Tropsch 
sob condições de elevadas pressões e 
temperaturas. 
Termogênica: A partir do 
craqueamento térmico do querogênio a 
em profundidades e temperaturas 
intermediárias. 
Biogênica: Ocorre em temperaturas 
relativamente baixas através da 
decomposição anaeróbica da matéria 
orgânica sedimentar, por comunidades 
complexas de microorganismos. 
Fischer–Tropsch: 
(2n+1) H2 + nCO  CnH(2n+2) + nH2O 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Alterações nos HC’s Gasosos: 
Santos Neto, 2004 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Identificação da origem do Metano: 
Bernard et al., 1978 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Whiticar, 1999 
-120-120
-100-100
-80-80
-60-60
-40-40
-20-20
00
-450-450 -350-350 -250-250 -150-150 -50-50
Bacterial
Methyl-type
Fermentation
Artificial,
Bit Metamorphic
Early Mature
Atmospheric
Carbonate
Reduction
Mix
&
Transition
Geothermal, Hydrothermal, Crystalline
Abiogenic ?
Mantle ?
Associated
Humic
dD-Methane (‰, SMOW)dD-Methane (‰, SMOW)
d1
3
C
 M
e
th
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n
e
 (
P
D
B
)
d1
3
C
 M
e
th
a
n
e
 (
P
D
B
)
Thermogenic
-175-175
Identificação da origem do Metano: 
Mod. Shoell, 1983 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
Evolução Térmica x Biodegradação: 
Efeito de intrusivas 
Cerqueira et al., 1999 
Lorrant in Prinzofer et al., 2000 
Perfil Isotópico Típico 
Santos Neto, 2004 
Biodegradação 
Santos Neto, 2004 
Geoquímica Orgânica - UFRRJ Janeiro, 2014 
Erica T Morais – CENPES 
 
Exercícios: