Rochas Geradoras e Seus Biomarcadores

Figura 1Figura 2Figura 3Figura 4Figura 5Figura 6Figura 7Figura 8Figura 9Figura 10Figura 11Figura 12Figura 13Figura 14Figura 15Figura 16Figura 17Figura 18Figura 19Figura 20Figura 21Figura 22Figura 23Figura 24Tabela 1Tabela 2Tabela 3Foto 1Foto 2Foto 3Foto 4

UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS

CURSO DE GEOLOGIA

EULA ANDRADE NASCIMENTO DA SILVA

ROCHAS GERADORAS E SEUS BIOMARCADORES: UMA REVISÃO BIBLIOGRÁFICA COM ÊNFASE NAS

BACIAS DA COSTA LESTE BRASILEIRA

Salvador

2011

ii

TERMO DE APROVAÇÃO




Monografia apresentada ao curso de Geologia, do Instituto de Geociências, Universidade Federal da Bahia, como requisito parcial para obtenção do grau de Bacharel em Geologia.

Orientador: Prof. Msc. Roberto Rosa da Silva Co-orientadora: Profa. Dra. Olívia Maria Cordeiro

Salvador

2011

iii

TERMO DE APROVAÇÃO




Monografia aprovada como requisito parcial para obtenção do grau de Bacharel em Geologia, Universidade Federal da Bahia, pela seguinte banca examinadora:

___________________________________________________________

1º Examinador – Prof. Msc. Roberto Rosa da Silva – Orientador

Instituto de Geociências, UFBA/ Petrobrás ___________________________________________________________ 2º Examinador – Geólogo Paulo da Silva Milhomem Petrobrás ___________________________________________________________ 3º Examinadora – Química Claudia Yolanda Reyes Instituto de Geociências, UFBA

Salvador, 18 de Novembro de 2011

Local, Dia de Mês de Ano

iv

Aos meus pais Levi e Elza e minha irmã Joanita.

v

AGRADECIMENTOS

Agradeço a Deus por ter conseguido chegar até este tão esperado momento da minha vida,

minha graduação em Geologia e por ter me concedido saúde, perseverança, persistência, por

ter me dado forças para lutar e por ter iluminado o meu caminho nesta dura caminhada,

durante esses anos de muita dificuldade, lutas, renúncias e erros, na tentativa de sempre

acertar.

Agradeço a minha família, por todo o apoio, dedicação, amor e paciência cedidos ao longo

destes anos. Em especial aos meus pais: Elza e Levi e a minha irmã Joanita.

Aos mestres, tão importantes para minha formação, em especial, a Hailton, Ângela,

Simone, Flávio, Roberto Rosa, Olívia, Johildo, Tânia, Reginaldo, Haroldo Sá, Amalvina,

Tânia, Félix, Amim Bassrei e Lamark (in memoriam).

Aos funcionários do IGEO, em especial Mércia pela dedicação aos alunos e pela paciência

comigo.

Ao PRH-ANP, em especial, ao professor Cícero da Paixão pela atenção e mesmo não

sendo o meu orientador, o agradeço pelas conversas e idéias compartilhadas.

Aos orientadores Roberto Rosa e Olívia pela orientação deste trabalho, pelos

conhecimentos compartilhados e pela paciência de ambos.

Aos amigos conquistados nesta longa caminhada e que fazem parte da minha vida para

sempre: André Lyrio, Gleice, Mariana, Henrique Assumpção, Acácio, Nelize, Gleide,

Fabiane, Dira, Bianca, Luciano Mata, Milena, Luís Henrique, Rebeca, Valter, Josafá,

Anderson Muniz, Henrique Balogh, Maria Sales, Marília, Renilda, Fernando Cunha, Fábio

Rodamilans, Ana Fábia, Leila Karine, Kátia Abdala, Alex Gomes e a todos que fizeram parte

desta caminhada.

vi

"Antes de julgar a minha vida ou o meu caráter... calce os meus sapatos e percorra o caminho que eu percorri, viva as minhas tristezas, as minhas dúvidas e minhas alegrias. Percorra os anos que eu percorri, tropece onde eu tropecei e levante-se assim como eu fiz. E então, só aí poderás julgar. Cada um tem a sua própria história. Não compare a sua vida com a dos outros. Você não sabe como foi o caminho que eles tiveram que trilhar na vida."

Clarice Lispector

vii

RESUMO

Existem semelhanças quanto a evolução tectônica e história do preenchimento sedimentar

entre as bacias marginais brasileiras, devido a gênese comum, resultado da ruptura do

Gondwana. A partir desta história evolutiva conclui-se que existem semelhanças em termos

de bacias sedimentares entre a Costa Oeste da África e o litoral do Brasil. A região africana

apresenta estruturas geológicas consideradas comparáveis àquelas encontradas no Brasil e

possui potencial para a descoberta de expressivos volumes de petróleo em áreas localizadas de

águas profundas. Este trabalho foi desenvolvido através da revisão bibliográfica destacando a

caracterização das rochas geradoras através das técnicas geoquímicas de COT, Pirólise Rock-

Eval, Reflectância de Vitrinita, Índice de Alteração Térmica para avaliação do potencial

gerador e maturação da matéria orgânica, como também as técnicas utilizadas para

determinação dos biomarcadores. Complementando este trabalho, serão apresentadas as

rochas geradoras localizadas nas bacias da costa oeste africana a fim de correlacioná-las com

as bacias da costa leste brasileira, estabelecendo as possíveis relações entre as diferentes

rochas geradoras destas bacias hoje separadas pelo Oceano Atlântico.

Palavras-Chave: Rochas Geradoras; Técnicas Geoquímicas; Biomarcadores;

Petróleo.

viii

ABSTRACT

There are similarities in the evolution and tectonic history of sedimentary deposits between

the Brazilian marginal basins, because of their comparable genesis, related to the disruption of

Gondwana. Based evolution, one can infer that there are similarities between the sedimentary

basins in west Africa and eastern of Brazil. The African basins have geological structures

comparable to those found in Brazil and have potential for the discovery of large volumes of

oil in localized areas of deep water. This work was developed through a bibliographic review

highlighting the characterization of source rocks by geochemical techniques of TOC, Rock-

Eval pyrolysis, vitrinite reflectance, thermal alteration index for assessing the source rock

potential and maturation of organic matter, as well as the techniques used for analyzing

biomarker. Complementing this work, we present the source rocks which occur in the basins

of the west african coast in order to establish possible correlations between the different

source rocks sampled in basins now separated by the Atlantic Ocean.

Key Words: Source Rocks; Geochemical Techniques; Biomarkers; Oil.

ix

SUMÁRIO LISTA DE FIGURAS .............................................................................................................. xi

LISTA DE FOTOS ................................................................................................................ xiii

FOTOMICROGRAFIA ........................................................................................................ xiii

LISTA DE TABELAS ........................................................................................................... xiii

1. INTRODUÇÃO ............................................................................................................... 15

2. OBJETIVO ...................................................................................................................... 16

3. METODOLOGIA ........................................................................................................... 16

4. ORIGEM DO PETRÓLEO INORGÂNICA X ORGÂNICA ..................................... 17

5. SISTEMA PETROLÍFERO ........................................................................................... 19

5.1 AMBIENTES DE PRESERVAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA ............................. 20

6. CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA DAS ROCHAS GERADORAS .................. 23

6.1 CARBONO ORGÂNICO TOTAL (COT) ..................................................................... 23

6.2 PIRÓLISE DE ROCK-EVAL ........................................................................................ 24

6.2.1 PARÂMETROS OBTIDOS NA PIRÓLISE ........................................................... 26

6.2.2 APLICAÇÃO DOS PARÂMETROS OBTIDOS NA PIRÓLISE .......................... 28

6.2.3 TIPOS DE QUEROGÊNIO ..................................................................................... 30

6.2.4 ESTÁGIOS DE MATURAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA ............................. 34

6.2.4.1 DIAGÊNESE, CATAGÊNESE E METAGÊNESE ......................................... 35

6.2.5 REFLECTÂNCIA DA VITRINITA ........................................................................ 37

6.2.6 ÍNDICE DE ALTERAÇÃO TÉRMICA .................................................................. 41

6.2.7 PERFIL GEOQUÍMICO .......................................................................................... 42

7. BIOMARCADORES GEOQUÍMICOS ....................................................................... 44

7.1 CROMATOGRAFIA LÍQUIDA DE MÉDIA PRESSÃO (CLMP) .............................. 47

7.1.2 CROMATOGRAFIA GASOSA (WHOLE OIL) ..................................................... 49

7.1.3 – ESPECTROMETRIA DE MASSA ...................................................................... 52

7.1.4 ISÓTOPOS ESTÁVEIS DE CARBONO ................................................................ 54

8. CARACTERIZAÇÃO DOS AMBIENTES DEPOSICIONAIS DAS ROCHAS

GERADORAS ......................................................................................................................... 57

8.1 GRUPO I - LACUSTRINO DE ÁGUA DOCE ............................................................. 58

8.2 GRUPO II- LACUSTRINO DE ÁGUA SALINA ......................................................... 59

8.3 GRUPO III - MARINHO EVAPORÍTICO .................................................................... 60

8.4 GRUPO IV- MARINHO CARBONÁTICO .................................................................. 62

x

8.5 GRUPO V - MARINHO DELTÁICO (INFLUÊNCIA DA LITOLOGIA

CARBONÁTICA) ................................................................................................................ 64

8.6 GRUPO VI - MARINHO ALTAMENTE ANÓXIDO, COM DOMINÂNCIA DA

LITOLOGIA CALCÁREA .................................................................................................. 66

8.7 GRUPO VII - MARINHO ANÓXIDO, COM PREDOMINÂNCIA DE LITOLOGIA

SILICICLÁSTICA ................................................................................................................ 67

9. AMBIENTE GERADOR DE BACIAS DA MARGEM LESTE BRASILEIRA ...... 68

9.1 EVOLUÇÃO TECTÔNICA DAS MARGENS LESTE BRASILEIRA E OESTE

AFRICANA .......................................................................................................................... 68

9.2 EXEMPLOS DE ROCHAS GERADORAS NAS BACIAS DA MARGEM LESTE

BRASILEIRA ....................................................................................................................... 72

9.3 EXEMPLOS DE ROCHAS GERADORAS NAS BACIAS DA MARGEM OESTE

AFRICANA .......................................................................................................................... 74

10. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ..................................................................... 77

11. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .......................................................................... 79

xi

LISTA DE FIGURAS

Figura 1: Visão microscópica de uma rocha geradora de petróleo. Fonte: Abreu,

(2007). ...................................................................................................................................... 20

Figura 2: Preservação da Matéria Orgânica. Fonte: Notas de Aulas de Geologia do

Petróleo, Silva (2011). .............................................................................................................. 21

Figura 3: Tipos de amostras analisadas geoquimicamente. Fonte: Apostila Interna

do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP, 2009). .............................. 22

Figura 4: Ciclo do carbono orgânico na natureza. Fonte: Abreu, (2007). ................................ 23

Figura 5: Método da Pirólise: Simulação do processo natural de maturação da

matéria orgânica. Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES (2009). .................. 25

Figura 6: Esquema geral de pirólise de rochas, parâmetros adquiridos e registros.

Fonte: Lavargue (1998). ........................................................................................................... 27

Figura 7: Taxa de transformação da matéria orgânica. Fonte: Tissot & Welte

(1984); Espetalié et al. (1985). ................................................................................................. 30

Figura 8: Tipos de querogênios. Fonte: Tissot & Welt (1980). ................................................ 31

Figura 9: Diagrama de Van Krevelen petróleo. Fonte: Tissot & Welt (1980). ........................ 32

Figura 10: Estágios de maturação da matéria orgânica. Fonte: Tissot & Welte (1978). .......... 34

Figura 11: Esquema do equipamento óptico utilizado para a determinação da

reflectância da vitrinita. Fonte: Silva (2007). ........................................................................... 38

Figura 12: Perfil geoquímico. Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo CENPES

(2009). ...................................................................................................................................... 43

Figura 13: Definição e exemplo de biomarcador. Fonte: Apostila de Geoquímica do

Petróleo CENPES (2009). ........................................................................................................ 44

Figura 14: Biomarcador Fitano. Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo

CENPES (2009). ....................................................................................................................... 45

Figura 15: Biomarcador Pristano. Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo

CENPES (2009). ....................................................................................................................... 45

Figura 16: Relações entre Pristano e Fitano. Fonte: Apostila de Geoquímica do

Petróleo CENPES (2009). ........................................................................................................ 46

Figura 17: Roteiro das análises geoquímicas de biomarcadores. Fonte: Apostila de

Geoquímica do Petróleo (CENPES,2009). ............................................................................... 46

Figura 18: Caracterização e correlação de hidrocarbonetos. Fonte: Apostila de

Geoquímica do Petróleo (CENPES, 2009). .............................................................................. 49

Figura 19: Cromatografia Gasosa Óleo Total (whole oil). Fonte: Apostila de

Geoquímica do Petróleo (CENPES 2009). ............................................................................... 51

Figura 20: Exemplos de óleos de diferentes origens. Fonte: Apostila de Geoquímica

do Petróleo (CENPES 2009). ................................................................................................... 51

Figura 21: Cálculo de Isótopos Estáveis. Fonte: Apostila Interna do Curso de

Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP, 2009). ................................................... 55

xii

Figura 22: Fingerprint de um óleo de um paleoambiente lacustre de água doce.

Fonte: Triguis et al (2009). ....................................................................................................... 59

Figura 23: Fingerprint de óleo de um paleoambiente lacustre salino. Fonte: Triguis

et al.(2009). .............................................................................................................................. 60

Figura 24: Fingerprint de um óleo associado a paleoambiente evaporítico. Fonte:

Triguis et al., 2009. ................................................................................................................... 62

Figura 25: Fingerprint de um óleo associado a paleoambiente marinho carbonático.

Fonte: Triguis et al., 2009. ....................................................................................................... 64

Figura 26: Fingerprint de um óleo associado a paleoambiente marinho deltaico.

Fonte Triguis et al., 2009. ........................................................................................................ 65

Figura 27: Reconstituição paleogeográfica do Atlântico Sul durante o final do

Aptiano. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo

(RH/UP/ECTEP, 2009) ............................................................................................................ 70

Figura 28: Fisiografia atual da região oceânica exibindo as principais feições

topográficas do fundo oceânico. A cadeia Rio Grande-Walvis, hoje descontínua,

teve importante papel no controle da incursão marinha durante o Aptiano. Fonte:

Lima e Júnior (2003). ............................................................................................................... 71

Figura 29: Correlação de rochas geradoras da Costa Leste Brasileira e Costa Oeste

Africana. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo

(RH/UP/ECTEP 2009). ............................................................................................................ 76

xiii

LISTA DE FOTOS

Figura 1: Determinação do R0% através da reflectância da vitrinita. Fonte: Apostila

Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP 2009). ................... 40

Foto 2: Análise de cromatografia líquida. Fonte: Apostila Interna do Curso de

Formação de Geologia do Petróleo, RH/UP/ECTE (2009). ..................................................... 48

Foto 3: Análise de Cromatografia Gasosa. Fonte: Apostila Interna do Curso de

Formação de Geologia do Petróleo, RH/UP/ECTEP (2009). ................................................... 50

Foto 4: Análise de isótopos estáveis. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação

de Geologia do Petróleo, RH/UP/ECTEP (2009). .................................................................... 56

FOTOMICROGRAFIA

Fotomicrografia 1: Análise do Índice de Coloração dos Esporos ou de Coloração

Térmica (SCl: Spore Color Index). Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação

de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP 2009). ..................................................................... 42

LISTA DE TABELAS

Tabela 1: Etapas de transformação do querogênio. Fonte: Petroleum Geoscience

Technology. Disponível em http://www.pgt.com.br/artigo.pdf. Acesso em

20/08/2011. ............................................................................................................................... 40

Tabela 2: Características geológicas e geoquímicas das rochas geradoras na margem

leste brasileira. Fonte: Modificado de Notas de Aulas de Geologia do Petróleo

(Silva, 2011). ............................................................................................................................ 73

xiv

LISTA DE ABREVIAÇÕES

COT: Carbono Orgânico Total

S1: Quantidade de hidrocarbonetos livres gerados

S2:Quantidade de hidrocarbonetos gerados na pirólise(potencial gerador)

S3: Quantidade de oxigênio presente na matéria orgânica

Tmax: Temperatura máxima de pirólise

IH: Índice de hidrogênio

IO: Índice de oxigênio

IAT: Índice de alteração térmica

TT: Taxa de transformação

Ma: Milhões de anos

MO: Matéria orgânica

IP: Índice de Produção

EM: Espectrometria de massa

DIC: Detector de ionização de chama

CG: Cromatografia Gasosa

Pr: Pristano

Fi: Fitano

ppm: Parte por milhão

Hc/ton: hidrocarboneto por tonelada

mg Hc/g: miligrama hidrocarboneto por grama

kg Hc/ton: quilo hidrocarboneto por tonelada

15

1. INTRODUÇÃO

O estudo das bacias sedimentares de margem passiva da placa sul-americana,

relacionando-as à evolução tectônica com estágios de subsidência rifte e pós-rifte, é de

importância fundamental para a avaliação do potencial exploratório na pesquisa de

hidrocarbonetos.

A indústria petrolífera foi gradualmente percebendo, ao longo de décadas de

exploração, que para se encontrar jazidas de hidrocarbonetos de volume significativo era

imperioso que um determinado número de requisitos geológicos ocorresse simultaneamente

nas bacias sedimentares (Magoon & Dow, 1994).

O estudo destas características de maneira integrada e a simulação preliminar das

condições ótimas para sua existência concomitante, de forma a diminuir o risco exploratório

envolvido nas perfurações de poços, foram consolidados em um único conceito: o de sistema

petrolífero (Magoon & Dow, 1994).

Nesse conceito destacamos, especialmente, o estudo das rochas geradoras de petróleo

dessas bacias (Magoon & Dow, 1994).

Por ser o petróleo um recurso estratégico, o conhecimento do potencial petrolífero do

território brasileiro deve ser buscado em seu maior grau de precisão possível. As bacias

sedimentares brasileiras possuem uma grande diversidade geológica e, como conseqüência,

riscos exploratórios diferenciados. Essa diversidade deriva o tipo de rocha geradora que as

compõem.

Com a descoberta dos biomarcadores na indústria do petróleo é possível obter

informações sobre a origem marinha ou continental do óleo, o estágio de maturação, rotas de

migração (correlação óleo-óleo e óleo-rocha geradora) e biodegradação.

No desenvolvimento das bacias sedimentares brasileiras, têm surgido algumas

indagações sobre as correlações entre a exuberância de pacotes geradores e os volumes de

óleo já descobertos. Em alguns casos, há indicações de que geradores classificados

geoquimicamente como medianos parecem ter gerado volumes de óleo mais significativos do

que pacotes considerados excelentes.

Os resultados de estudos científicos sobre geração, papel dos geocatalizadores e

migração de hidrocarbonetos, certamente permitirão, a médio prazo, estabelecer a história das

16

acumulações de hidrocarbonetos nas bacias, reduzindo dessa maneira os riscos envolvidos na

exploração.

2. OBJETIVO

Este trabalho tem por objetivo principal discutir rochas geradoras em termos de

ambiente de geração (lacustre doce, lacustre salino, marinho, hipersalino), através de seus

biomarcadores fazendo a correlação rocha geradora - óleo nas bacias da costa leste brasileira.

Como objetivo específico, será discutida a caracterização das rochas geradoras através

das técnicas geoquímicas de COT, Pirólise, Reflectância de Vitrinita, Índice de Alteração

Térmica para avaliação do potencial gerador e maturação da matéria orgânica, como também

as técnicas utilizadas para determinação dos biomarcadores.

De forma complementar, serão apresentadas as rochas geradoras localizadas nas

bacias da costa oeste africana, a fim de correlacioná-las com as bacias da costa leste brasileira.

3. METODOLOGIA

Os dados utilizados para o desenvolvimento desta Monografia foram obtidos através

de revisão bibliográfica. As informações coletadas foram adquiridas em publicações nacionais

e internacionais sobre rochas geradoras, dando-se ênfase naquelas referentes às bacias de

Camamu, Cumuruxatiba, Espírito Santo, Campos, Santos e Pelotas, todas situadas na Costa

Leste Brasileira.

Essa pesquisa bibliográfica foi estendida também às Bacias da Costa Oeste Africana, a

fim de serem estabelecidas possíveis relações entre as diferentes rochas geradoras presentes

em bacias hoje separadas pelo Oceano Atlântico.

17

4. ORIGEM DO PETRÓLEO INORGÂNICA X ORGÂNICA

As teorias inorgânicas atribuem ao petróleo uma origem a partir de processos

exclusivamente inorgânicos, abiogênicos, baseados em sínteses inorgânicas, isto é, sem a

intervenção de organismos vivos de qualquer espécie.

Essas teorias foram estabelecidas e defendidas principalmente pelos químicos, alguns

deles de celebridade reconhecida. A referência mais antiga sobre a origem inorgânica do

petróleo parece ser de Virlet (1834). Esse autor considerou os hidrocarbonetos do petróleo

como originários de emanações vulcânicas.

Informa ainda que numerosas fontes termais produzem hidrocarbonetos em

quantidades significativas. Boutigny, em 1858, propôs uma “teoria cósmica” para a origem do

petróleo. O autor imaginou a atmosfera primitiva da Terra contendo hidrocarbonetos em

abundância sob a forma gasosa, além de vapor d’água. Com o resfriamento do planeta os

hidrocarbonetos teriam se precipitado sob a forma de chuva, infiltrando-se no solo e aí

formando os depósitos petrolíferos.

Berthhelot, químico e político francês, em 1866 disse que o petróleo se originaria nas

proximidades do núcleo terrestre. O CO2 aí existente se combinaria com metais alcalinos

livres, produzindo compostos do tipo C2Na2. Estes, em contato com a água, dariam origem ao

acetileno que, por reações de polimerização e hidrogenação, formaria os demais

hidrocarbonetos do petróleo, tanto aromáticos como saturados.

Dentre as teorias inorgânicas mais modernas, merece destaque a do cientista russo

Porfir’ev (1974) que usando o método dedutivo e baseado nos princípios clássicos da

termodinâmica e em idéias modernas de geologia e geofísica, conclui que, sob as altas

pressões e temperaturas existentes dentro da camada de Gutemberg, na parte superior do

manto, em rochas ultramáficas contendo óxido de ferro e compostos voláteis (H2O, CO),

compostos orgânicos equivalentes ao petróleo são formados e podem aí existir em equilíbrio

termodinâmico com o meio circundante.

Isto porque, em seus laboratórios, eram capazes de produzir hidrocarbonetos a partir

de fontes exclusivamente inorgânicas e não viam razão para que fenômeno semelhante não

ocorresse em condições naturais.

18

As teorias orgânicas postulam que o petróleo é formado a partir de restos de animais e

plantas, isto é, dos produtos bioquímicos incorporados às rochas sedimentares durante a

sedimentação.

Nas décadas de 60 e 70, foi estabelecido e firmado o conceito de rocha geradora, base

da Teoria Orgânica Moderna: “Se foi encontrado petróleo, deve existir uma rocha geradora a

ela relacionada” (Welte, 1965).

A Teoria Orgânica Moderna é aceita atualmente pela esmagadora maioria dos

geólogos e geoquímicos. Entretanto, não se contestam a existência de hidrocarbonetos

formados inorganicamente, tanto na Terra como no espaço exterior. Entretanto, não existem

ainda evidências de que estes hidrocarbonetos tenham contribuído de maneira significativa

para as acumulações petrolíferas conhecidas.

A descoberta dos biomarcadores em óleos foi o golpe final na teoria inorgânica do

petróleo, uma vez que só organismos vivos orgânicos podem sintetizar essas substâncias que

constituem o “esqueleto” dos biomarcadores.

19

5. SISTEMA PETROLÍFERO

Um sistema petrolífero ativo compreende a existência e o funcionamento síncronos de

quatro elementos (rochas geradoras maturas, rochas-reservatório, rochas selantes e trapas) e

dois fenômenos geológicos dependentes do tempo (migração e sincronismo).

O elemento mais importante e fundamental para a ocorrência de petróleo em

quantidades significativas em uma bacia sedimentar, em algum tempo geológico passado ou

presente, é a existência de grandes volumes de matéria orgânica de qualidade adequada,

acumulada quando da deposição de certas rochas sedimentares que são denominadas de

geradoras.

A presença de rochas geradoras é imperativa, de acordo com a teoria moderna da

origem orgânica do petróleo. Trata-se de rochas de granulação muito fina (geralmente

folhelhos, margas e calcários), muito ricas em matéria orgânica adequada à geração de

hidrocarbonetos.

Uma rocha geradora (Figura 1) deve conter um teor médio a elevado de matéria

orgânica (> 1%). Trata-se, portanto, de rocha formada sob condições excepcionais, daí sua

raridade relativa (Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES 2009).

No caso de folhelhos, somente pacotes com teores iguais ou superiores a 1% de

carbono orgânico são considerados geradores potenciais de hidrocarbonetos em quantidades

comerciais devido a composição da rocha geradora.

No caso de calcários, o limite inferior é geralmente estabelecido entre 0,2 e 0,4%. A

quantidade de matéria orgânica é determinada por métodos químicos (determinação do teor de

carbono orgânico) que serão abordados posteriormente (Apostila de Geoquímica do Petróleo,

CENPES, 2009).

As rochas geradoras, uma vez submetidas a adequadas temperaturas e pressões,

gerarão o petróleo em subsuperfície. Caso falte este elemento em uma bacia, a natureza não

terá meios de substituí-la, ao contrário dos outros cinco elementos constituintes do sistema

petrolífero, que mesmo estando ausentes, podem ser de alguma forma compensados por

condições de exceções geológicas ou por algumas coincidências adequadas.

20

Figura 1: Visão microscópica de uma rocha geradora de petróleo. Em amarelo as vitrinitas, em preto o

óleo Fonte: Abreu, 2007).

5.1 AMBIENTES DE PRESERVAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA

A exposição da matéria orgânica ao oxigênio (em superfície) resulta na sua

degradação. Nos ambientes aquáticos, o grau de preservação da matéria orgânica depende da

concentração de oxigênio e do tempo de trânsito da biomassa ao longo da coluna d’água e de

exposição na interface água/sedimento (Petroleum Geoscience Technology, 2011).

Assim, em águas óxicas, a matéria orgânica tende a ser degradada, enquanto em águas

anóxicas há melhores condições de preservação (Petroleum Geoscience Technology, 2011).

Em bacias onde toda a coluna d’água é óxica, altas taxas de sedimentação podem

auxiliar na preservação da matéria orgânica, retirando-a da interface água/sedimento mais

rapidamente (Petroleum Geoscience Technology, 2011).

A atividade de organismos heterotróficos também exerce importante papel no processo

de degradação da matéria orgânica. Sob condições óxicas, as bactérias aeróbicas e organismos

metazoários desempenham um importante papel na degradação da biomassa primária

(Petroleum Geoscience Technology, 2011).

Sob condições disóxicas/anóxicas, a ação desses organismos é limitada ou mesmo

eliminada, e a alteração da matéria orgânica passa a ser realizada por bactérias anaeróbicas,

que empregam nitratos e sulfatos como agentes oxidantes. Já na ausência desses agentes

21

oxidantes, a matéria orgânica é decomposta por bactérias metanogênicas, como no caso de

sistemas lacustres (Figura 2) (Petroleum Geoscience Technology, 2011).

Figura 2: Preservação da Matéria Orgânica. Fonte: Notas de Aulas de Geologia do Petróleo (Silva,

2011).

Nos sistemas lacustres de água doce (onde é baixa a disponibilidade de sulfato) a

metanogênese pode ser responsável, junto com a oxidação por oxigênio livre, pela

decomposição da maior parte da matéria orgânica produzida (Petroleum Geoscience

Technology, 2011).

Estima-se que em média 0,1% da matéria orgânica produzida pelos organismos

fotossintéticos é preservada nos sedimentos. Os ambientes mais favoráveis à preservação da

matéria orgânica são os mares restritos, os lagos profundos e também nos lagos rasos

estratificados (Petroleum Geoscience Technology, 2011).

Quais os tipos de amostras utilizadas nas análises geoquímicas que serão discutidas a

seguir? Amostras de calha, testemunhos e afloramentos (Figura 3).

22

Figura 3: Tipos de amostras analisadas geoquímicamente. Fonte: Apostila Interna do Curso de

Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP, 2009).

Tipos de amostras utilizadas

Amostra de calha/ Testemunhos/ Afloramentos

23

6. CARACTERIZAÇÃO GEOQUÍMICA DAS ROCHAS GERADORAS

A caracterização geoquímica de rochas potencialmente geradoras é necessária para

avaliação da quantidade, qualidade e maturação da matéria orgânica.

Para este estudo, são utilizados dados de análises rotineiras de carbono orgânico total

(COT), pirólise Rock-Eval e petrografia orgânica através da reflectância da vitrinita ou do

índice de alteração de pólens e esporos. Esta metodologia é aplicada no estudo de rochas

geradoras de bacias brasileiras.

6.1 CARBONO ORGÂNICO TOTAL (COT)

O ciclo do carbono (Figura 4) constitui um dos mais importantes ciclos

biogeoquímicos não só por sua complexidade e abrangência, como também pela importância

econômica, ligada à compreensão da origem e ocorrência de combustíveis fósseis.

Figura 4: Ciclo do carbono orgânico na natureza. Fonte: Abreu (2007).

24

A maior parte do carbono orgânico nos ambientes aquáticos ocorre sob forma de

carbono dissolvido, sendo o restante de natureza particulada.

O carbono orgânico dissolvido, composto principalmente por substâncias húmicas,

proteínas, carboidratos e lipídios (Esteves, 1988), consiste no produto da decomposição de

plantas e animais e da excreção destes organismos (fitoplâncton principalmente).

Já o carbono orgânico particulado compreende a matéria orgânica em suspensão,

incluindo a pequena fração representada pelos organismos vivos.

O conteúdo de carbono orgânico total é uma medida de quantidade de matéria

orgânica que foi preservada e incorporada ao sedimento.

COT > 1% para folhelho e COT > 0,5% para calcilutitos. Depois o material é pesado

para se ter uma idéia do resíduo insolúvel. Após a amostra ser colocada no aparelho Zeco e

queimado a 1000ºC o novo CO2 é encaminhado para um analisador medir o teor de C no CO2.

Para análise de COT é necessário de 3 gramas de amostra. Com 0,25g o material seria

queimado a 1200ºC e a dissociação térmica gera CO2 da MO.

Para esta análise, 0,5 grama de amostra de rocha é acidificada em ácido hidroclórico

(HCl) concentrado, visando eliminar o carbono inorgânico. Após a acidificação, o resíduo

insolúvel é levado a um forno e submetido a temperaturas de até 1200ºC.

Um fluxo constante de oxigênio puro carreia os gases liberados pela combustão. O

dióxido de carbono (CO2) é medido usando-se um detector de condutividade térmica. A

quantidade de matéria orgânica é reportada como percentagem de carbono.

6.2 PIRÓLISE DE ROCK-EVAL

Para determinar o potencial gerador e a quantidade de petróleo livre na rocha,

emprega-se esta técnica que simula, em laboratório, o processo de degradação térmica do

querogênio (fração insolúvel da MO presente nas rochas sedimentares), ou seja, o processo de

maturação da matéria orgânica (Figura 5) que ocorre na natureza (Espitalié et al., 1977).

25

O processo envolve temperaturas experimentais consideravelmente maiores que

aquelas normalmente registradas na subsuperfície, de maneira que possam ocorrer as reações

termoquímicas num curto espaço de tempo. Esta técnica foi desenvolvida pelo Instituto

Francês do Petróleo.

A pirólise adotada pelo CENPES (Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo

A. Minguez de Mello, da Petrobrás) utiliza o equipamento RockEval e envolve o aquecimento

de rocha pulverizada de 300ºC a 600ºC, num período de aproximadamente 25 minutos.

Figura 5: Método da Pirólise: Simulação do processo natural de maturação da matéria orgânica. Fonte:

Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES (2009).

Nessa análise são obtidos três picos (S1, S2 e S3) em diferentes faixas de temperatura

e o Tmáx. Cada pico possui um significado dentro do processo de geração e migração do

hidrocarboneto.

1mg de amostra é auecida em atmosfera de Hélio inerte. Aumenta-se a temperatura até

350ºC para medir S1 (hidrocarboneto livre presente) em torno de 10 minutos, depois até

600ºC. O querogênio vai gerar muito se estiver imaturo e pouco se estiver maturo. Dando S2

(potencial gerador) é medido o Tmáx. Abaixo de 440ºC a MO é imatura e acima desse valor

matura, a partir de 460ºC a rocha é senil.

Após essa queima, a matéria orgânica libera CO2 medindo assim o seu teor (CO2) na

amostra que é S3. Este dióxido de carbono não provém da combustão e sim da perda de

grupos funcionais presentes no querogênio (hidroxilas e carboxilas).

26

Quando associamos esses picos ao teor de carbono orgânico total, obtemos parâmetros

que nos permitem caracterizar a matéria orgânica. Esses parâmetros são denominados de

índices de hidrogênio, de oxigênio, de produção e de transformação. Todos os produtos da

pirólise, como esses parâmetros, estão descritos a seguir.

6.2.1 PARÂMETROS OBTIDOS NA PIRÓLISE

A pirólise é um processo simples, rápido e de baixo custo, o que possibilita i)

reconhecer os vários tipos de rochas geradoras e estimar o potencial petrolífero destas; ii)

caracterizar o grau de evolução diagenética da matéria orgânica; iii) selecionar intervalos para

outras análises geoquímicas e determinar zonas com indícios de hidrocarbonetos e

acumulações de petróleo. A seguir são descritos os seguintes parâmetros utilizados na

interpretação da maturação da matéria orgânica:

Pico S1 - É obtido por volta de 300ºC e está associado aos hidrocarbonetos livres

passíveis de migração. Hidrocarbonetos livres presentes nas amostras, que fornecem a

quantidade de hidrocarbonetos gerados pela rocha e que não sofreram migração. A

área de cada pico obtido, é computada durante a pirólise sendo representada em

unidades de volume de rocha (S1 - mg Hc/g rocha);

Pico S2 - É obtido entre 300ºC e 600ºC de temperatura e corresponde aos

hidrocarbonetos gerados durante a pirólise e não migraram. O S2 é denominado de

Potencial Gerador e corresponde à quantidade de petróleo que a rocha analisada teria

condição de produzir caso fosse submetida às condições de temperatura e

soterramento adequadas (S2 - mg Hc/g rocha);

T máx – A Temperatura Máxima de Pirólise, Tmáx, é dada pela temperatura mostrada

pelo pico S2 e demonstra a paleotemperatura máxima sofrida pela matéria orgânica,

sendo, portanto, uma medida da maturação ou evolução térmica da matéria orgânica.

Resultados da ordem de 430ºC indicariam um posicionamento da matéria orgânica no

27

topo da zona matura (TZM) e valores da ordem de 480ºC estariam indicando um

posicionamento no topo da zona supermatura (TZS).

Pico S3 – O pico S3 ocorre acima de 600ºC e corresponde à presença de oxigênio

associado a matéria orgânica. É medido através da quantidade de dióxido de carbono

(CO2) liberado pelo craqueamento térmico do querogênio (S3 - (mg CO2/g rocha)).

A seguir (Figura 6) é mostrada a técnica da pirólise, com os parâmetros obtidos e os

respectivos registros.

Figura 6: Esquema geral de pirólise de rochas, parâmetros adquiridos e registros. Fonte: Lavargue (1998).

28

6.2.2 APLICAÇÃO DOS PARÂMETROS OBTIDOS NA PIRÓLISE

A quantidade de S1 apresenta a fração do potencial de geração original que teria sido

transformado em hidrocarbonetos. A quantidade de S2 representa a outra fração do potencial

de geração, ou seja, o potencial residual para geração de hidrocarbonetos.

Desta forma S1+S2 expressos em miligramas (mg) de hidrocarbonetos por grama (g)

de rocha, forneceriam uma avaliação do potencial de geração, estando relacionados ao tipo e à

abundância de matéria orgânica.

Sendo Tmáx a temperatura máxima de pirólise (em ºC) usada como parâmetro de

maturação, de modo geral, as rochas termicamente imaturas apresentam valores de Tmáx <

435º-440ºC, enquanto aquelas que alcançaram o pico de geração apresentam valores de Tmáx

entre 440º-450ºC.

Uma vez que os picos S2 e S3 refletem, respectivamente, as quantidades de hidrogênio

e oxigênio presentes na matéria orgânica, utilizando-se os índices de hidrogênio e de oxigênio

em relação às razões H/C e O/C, obtidas através de análises elementares, tem-se a interação

entre a natureza da matéria orgânica e seu grau de preservação.

A quantidade de petróleo gerado pode ser representada diretamente pelo valor de S1,

caso não tenha ocorrido expulsão de óleo. Durante a fase em que ocorre apenas geração de

petróleo, sem expulsão, a taxa de transformação calculada com base nos potenciais original e

residual é igual ao valor do índice de produção (IP).

A partir do início da expulsão, a quantidade de hidrocarbonetos livres na rocha

geradora (S1) diminui. Conseqüentemente, o índice de produção aponta valores

sistematicamente inferiores aos calculados para a taxa de transformação. A seguir estão

descritos e demonstrados na figura 6 os indicadores que podem ser obtidos utilizando as

relações entre S1, S2 e S3:

Índice de Hidrogênio (IH) – pode ser comparado à razão S2 (mg HC) / carbono

orgânico total da rocha em gramas.

Índice de Oxigênio (IO) – pode ser comparado à razão S3(mg CO2)/ carbono orgânico

total da rocha em gramas.

Índice de Produção (IP) ‒ razão entre a quantidade de hidrocarbonetos liberados no

primeiro estágio de aquecimento e a quantidade total de hidrocarbonetos liberados;

29

caracteriza o nível de evolução da matéria orgânica e torna possível a detecção de

indícios de óleo; [S1/(S1+S2)]. IP < 0,1 ~ rochas termicamente imaturas e IP ~ 0,4

rochas termicamente maturas.

Taxa de Transformação (TT) ‒ definida como a relação entre a quantidade de petróleo

gerado e o potencial genético original (Tissot e Welte, 1984, e Espitalié et al. 1985)

(Figura 7).

É importante ressaltar que:

Os índices de hidrogênio e oxigênio também indicam os estágios avançados de

maturação, caracterizados por valores próximos a zero.

Rochas que apresentam potencial (S1+S2) inferior a 2mg de HC/g de rocha não são

consideradas geradoras de óleo, mas apresentam algum potencial para gás;

Rochas que apresentam potencial (S1+S2) superior a 6mg de HC/g de rocha são

consideradas geradoras com bom potencial para geração;

A correlação dos dados de COT com o IH (valores de 300 até 500 mgHC/g COT)

sugere um ambiente de sedimentação onde ocorreram eventos que possibilitaram a

preservação da matéria orgânica. Geralmente, em bacias sedimentares marinhas, os

intervalos com melhor preservação da matéria orgânica possuem valores máximos de

IH de cerca de 600 mgHC/g COT.

30

Figura 7: Taxa de transformação da matéria orgânica. Fonte: Tissot & Welte (1984)

Espetalié et al. (1985).

6.2.3 TIPOS DE QUEROGÊNIO

O produto final do processo de diagênese é o querogênio, definido como a fração

insolúvel da matéria orgânica presente nas rochas sedimentares. Além do querogênio, também

há uma fração solúvel, composta por hidrocarbonetos e não-hidrocarbonetos derivados de

biopolímeros pouco alterados, e denominada de betume (Petroleum Geoscience Technology,

2011).

O querogênio é a forma mais importante de ocorrência de carbono orgânico na Terra,

sendo 1000 vezes mais abundante do que o carvão e o petróleo somados (Petroleum

Geoscience Technology, 2011).

Quimicamente, o querogênio é uma macromolécula tridimensional constituída por

“núcleos” aromáticos (camadas paralelas de anéis aromáticos condensados), ligados por

“pontes” de cadeias alifáticas lineares ou ramificadas. Tanto os núcleos quanto as pontes

apresentam grupos funcionais com heteroátomos (ex: ésteres, cetonas etc.) (Petroleum

Geoscience Technology, 2011). .

Ao microscópio, normalmente é possível identificar estruturas remanescentes da

matéria orgânica original, tais como tecidos vegetais, pólens e esporos, colônias de algas etc.

31

Em muitos casos, entretanto, o processo de diagênese pode obliterar a estrutura original, o que

resulta na formação de um querogênio amorfo (Petroleum Geoscience Technology, 2011).

A proporção entre os três elementos mais abundantes no querogênio (C, H e O) varia

consideravelmente em função da origem e evolução térmica da matéria orgânica.

Com base nas razões elementares H/C e O/C e em dados químicos e petrográficos é possível

classificar os querogênios como dos tipos I, II e III (Figura 8) (Petroleum Geoscience

Technology, 2011), caracterizados no diagrama de Van Krevelen (Figura 9) por seus

respectivos estágios de evolução. Parecem englobar a maioria dos querogênios existentes

segundo La Plante (1974).

Figura 8: Tipos de querogênios. Tissot e Welte, 1980.

32

Figura 9: Principais tipos de querogênios, caracterizados em diagrama de Van Krevelen. Fonte: Tissot &

Welte, 1980.

(a) Tipo I - O querogênio do tipo I é constituído predominantemente por cadeias

alifáticas, com poucos núcleos aromáticos. Rico em hidrogênio (alta razão H/C), é

derivado principalmente de lipídeos de origem algálica. Normalmente encontrado em

rochas geradoras depositadas em ambiente lacustre (Petroleum Geoscience

Technology, 2011).

(b) Tipo II – O querogênio do tipo II contém uma maior proporção de núcleos aromáticos,

anéis naftênicos e grupos funcionais oxigenados. Consequentemente, é mais pobre em

hidrogênio e mais rico em oxigênio que o querogênio do tipo I. Geralmente derivado

de matéria orgânica de origem marinha, continental e ocorre também em lagos


(c) Tipo III – O querogênio do tipo III é constituído predominantemente por núcleos

aromáticos e funções oxigenadas, com poucas cadeias alifáticas. Apresenta baixos

valores para a razão H/C e altos valores de O/C. Derivado de matéria orgânica de

origem terrestre, também ocorre em lagos, este tipo é frequentemente encontrado em

33

rochas geradoras depositadas em ambiente marinho deltaico (Petroleum Geoscience

Technology, 2011).

A composição do petróleo gerado a partir de cada querogênio reflete em sua

composição. Assim, um óleo derivado de um querogênio do tipo I apresenta uma elevada

abundância relativa de compostos alifáticos, enquanto um óleo proveniente de um querogênio

do tipo II possui, em geral, um maior conteúdo de enxofre (Petroleum Geoscience

Technology, 2011).

O querogênio do tipo I possui o maior potencial para geração de óleo, seguido pelo

tipo II, com um potencial moderado para a geração de óleo e gás, e pelo tipo III, que possui

um baixo potencial para a geração de óleo. Nas rochas sedimentares, além dos mencionados

acima, também pode ocorrer um tipo denominado de querogênio residual, derivado de matéria

orgânica intensamente retrabalhada e oxidada (Petroleum Geoscience Technology, 2011).

Diferentes tipos de querogênios podem ser caracterizados pela relação entre os índices

de hidrogênio e oxigênio. Por exemplo, querogênios Tipo I (matéria orgânica amorfa) exibem

teores de IH elevados baixos teores de índice de oxigênio, sendo favoráveis à geração de óleo.

Já a matéria orgânica do Tipo II ( leptinítica) apresentam valores de IH entre 400 e 700

mgHc/gCOT e baixo valor de IO (<100 mgCO2/g COT), valores estes válidos para rochas

geradoras imaturas. A razão O/C e o índice de oxigênio são elevados em amostras ricas em

matéria húmica (Tipo III).

Amostras ricas em matéria orgânica lenhosa (Tipo III) possuem baixa razão de H/C,

sendo favoráveis à geração de gás. Entre estes dois extremos situa-se a matéria orgânica do

tipo algal marinha (Tipo II), além de pólens, esporos e cutículas de vegetais superiores,

adequada à geração de óleo e gás.

Com menor conteúdo de hidrogênio e abundância de oxigênio, o querogênio residual

(ou inerte) não apresenta potencial para geração de hidrocarbonetos (Petroleum Geoscience

Technology, 2011).

Cabe lembrar que é comum a ocorrência de tipos de querogênio com características

intermediárias entre os tipos citados acima. Tal fato pode resultar tanto da mistura de matéria

orgânica terrestre e marinha em diferentes proporções, como de mudanças químicas

decorrentes da degradação química e bioquímica sofrida no início da diagênese (Petroleum


34

6.2.4 ESTÁGIOS DE MATURAÇÃO DA MATÉRIA ORGÂNICA

O processo natural de formação do petróleo pode ser resumido como uma função do

incremento das condições de soterramento (gradiente térmico é importante) da matéria

orgânica e formação das rochas geradoras, onde ocorrem variações na abundância e

composição dos hidrocarbonetos gerados (Silva, 2007).

Após sua incorporação nos sedimentos, a matéria orgânica passa por uma série de

transformações. São reconhecidas três fases na evolução da matéria orgânica em função do

aumento de temperatura: diagênese, catagênese e metagênese (Figura 10).

Figura 10: Estágios de maturação da matéria orgânica. Apostila Interna do Curso de Formação

de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP 2009).

.

35

6.2.4.1 DIAGÊNESE, CATAGÊNESE E METAGÊNESE

A diagênese tem início com a degradação bioquímica da matéria orgânica pela

atividade de microorganismos (bactérias, fungos etc.) aeróbicos e anaeróbicos que vivem na

porção superior da coluna sedimentar, principalmente no primeiro metro (Petroleum


As proteínas e carboidratos são transformados em seus aminoácidos e açúcares

individuais, os lipídios são convertidos em glicerol e ácidos graxos e a lignina decomposta em

fenóis e ácidos aromáticos (Petroleum Geoscience Technology, 2011).

As proteínas e carboidratos são os compostos mais instáveis, enquanto que os lipídios

e a lignina são mais resistentes à degradação. Essas transformações são acompanhadas pela

geração de dióxido de carbono, água e metano (Petroleum Geoscience Technology, 2011).

O resíduo da degradação microbiana passa em seguida por mudanças químicas (perda

de grupos funcionais e polimerização) que resultam numa progressiva condensação e

insolubilização da matéria orgânica.

Ao longo deste processo, os biopolímeros (compostos sintetizados pelos organismos)

são transformados nos geopolímeros encontrados nas rochas sedimentares (Petroleum


Alguns lipídios e hidrocarbonetos sintetizados pelas plantas e animais resistem à

degradação microbiana, sofrendo somente pequenas mudanças em sua composição e estrutura

molecular. Estas substâncias, encontradas em sedimentos recentes e rochas sedimentares são

chamadas de fósseis geoquímicos ou moleculares, marcadores biológicos ou biomarcadores


O produto final do processo de diagênese é o querogênio, como mencionado

anteriormente. Na medida em que se prossegue a subsidência da bacia sedimentar, o

querogênio é soterrado a maiores profundidades.

O aumento de temperatura acarreta a degradação térmica do querogênio para geração

do petróleo, que sob as condições adequadas é expulso da rocha geradora (migração primária)

e se desloca através do meio poroso até as trapas (migração secundária) (Petroleum


36

Com o soterramento da rocha geradora, o querogênio é submetido a temperaturas

progressivamente mais altas, e tem sua estrutura modificada, às novas condições de pressão e

temperatura (Petroleum Geoscience Technology, 2011).

O querogênio passa por uma série de transformações que incluem, inicialmente, a

liberação de grupos funcionais e heteroátomos, seguida pela perda de hidrocarbonetos

alifáticos e cíclicos, acompanhada por uma progressiva aromatização da matéria orgânica


Como conseqüência das transformações sofridas pelo querogênio, são produzidos

dióxido de carbono, água, gás sulfídrico, hidrocarbonetos etc (Petroleum Geoscience

Technology, 2011).

São reconhecidas três fases na evolução da matéria orgânica em função do aumento de

temperatura: diagênese, catagênese e metagênese (Petroleum Geoscience Technology, 2011).

Durante a diagênese, o metano é o único hidrocarboneto gerado em quantidade

significativa (Petroleum Geoscience Technology, 2011).

Na catagênese, o querogênio é submetido a temperaturas ainda maiores (da ordem de

50 a 150ºC), o que resulta na formação sucessiva de óleo, condensado e gás úmido. O final da

catagênese é alcançado no estágio em que o querogênio completou a perda de suas cadeias

alifáticas (Petroleum Geoscience Technology, 2011).

Na metagênese, alcançada sob temperaturas muito elevadas (acima de 150-200ºC), a

matéria orgânica é representada basicamente por gás seco (metano) e um resíduo carbonoso


O termo maturação se refere ao estágio de evolução térmica alcançado pelas rochas

geradoras. Uma rocha é chamada de imatura quando o querogênio encontra-se ainda na fase

de diagênese e ainda não ocorreu a geração de volumes significativos de petróleo. Ao passar

pela catagênese, a rocha geradora é considerada matura (Petroleum Geoscience Technology,

2011).

No início da catagênese, o querogênio passa inicialmente pela “janela de óleo” (zona

de geração de óleo ou oil window), estágio em que predomina largamente a geração dos

hidrocarbonetos líquidos (iso-, ciclo-, e n-alcanos de médio peso molecular) sobre os gasosos


37

Ainda durante a catagênese, sob temperaturas mais elevadas, o querogênio passa pela

zona regressiva de geração de óleo, na qual aumenta a proporção de n-alcanos de baixo peso

molecular (Petroleum Geoscience Technology, 2011).

No final da catagênese, a rocha geradora atingiu a “janela de gás” (zona de geração de

gás ou gás window), sendo considerada senil (Petroleum Geoscience Technology, 2011).

Assim, são utilizados diversos parâmetros químicos, óticos e moleculares na definição

do grau de maturação de uma rocha geradora, como a medida da reflectância da vitrinita

(%Ro).

Para caracterizar a evolução do processo de transformação do querogênio em petróleo

são empregados dois parâmetros: o potencial genético (ou potencial gerador), definido como a

quantidade de petróleo (óleo e gás) que um querogênio é capaz de gerar, e a taxa de

transformação (TT), definida como a relação entre a quantidade de petróleo gerado e o

potencial genético original (Petroleum Geoscience Technology, 2011).

O potencial gerador original se refere ao querogênio que ainda não foi submetido à

catagênese, ou seja, cuja taxa de transformação é zero (Petroleum Geoscience Technology,

2011).

A partir do início da catagênese, a conversão do querogênio em petróleo ocasiona um

progressivo aumento da taxa de transformação associado à redução do potencial gerador, o

qual passa a ser denominado de residual (Petroleum Geoscience Technology, 2011).

Sob condições extremas de evolução térmica (metagênese) o potencial gerador

residual do querogênio pode ser reduzido à zero enquanto a taxa de transformação chega a

100% (Petroleum Geoscience Technology, 2011).

Para a determinação do potencial gerador e da quantidade de petróleo é normalmente

empregada a técnica da pirólise Rock-Eval, que simula o processo de degradação térmica do

querogênio, conforme exposto anteriormente.

6.2.5 REFLECTÂNCIA DA VITRINITA

A matéria orgânica contida no sedimento transforma-se com a diagênese, sob

influência da pressão e principalmente da temperatura. Este processo, usualmente chamado de

38

maturação, constitui um dos itens importantes para caracterizar a rocha geradora e os

hidrocarbonetos que dela se originam (Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES 2009).

O processo de maturação da matéria orgânica consiste na transformação química em

sua composição e/ou estrutura, que em última instância acaba se refletindo em variações de

propriedades detectáveis mesmo através de métodos não químicos (Apostila de Geoquímica

do Petróleo, CENPES, 2009).

Entre eles podem-se citar os métodos óticos, amplamente difundidos na indústria do

petróleo, a reflectometria da vitrinita desenvolvido por Espitalié (1977) e o ICE (índice de

coloração de esporos), sendo estes os mais comumente utilizados (Apostila de Geoquímica do

Petróleo, CENPES 2009).

A reflectometria consiste na medição da reflectância sobre uma superfície plana polida

de uma partícula orgânica (Figura 11). Mede-se a reflectância em vitrinitas, pois estas

apresentam respostas proporcionais à maturação, enquanto em outros tipos de matéria

orgânica (exinita e inertinita) a resposta da reflectância não é proporcional (Apostila de

Geoquímica do Petróleo, CENPES, 2009).

A vitrinita é originada da parte lenhosa de vegetais superiores. Trata-se de uma resina

que pode ser analisada oticamente. Na MO do tipo I não se tem a presença de vitrinita.

Figura 11: Esquema do equipamento óptico utilizado para a determinação da reflectância da vitrinita.

Fonte: Silva(2007).

39

A alteração química que ocasiona a variação da reflectância é irreversível. Isto confere

à vitrinita um papel análogo ao de um termômetro de máxima, pois sua reflectância é

conseqüência da maior temperatura experimentada durante a sua existência (Apostila de

Geoquímica do Petróleo, CENPES, 2009).

A rigor, a reflectância da vitrinita é uma função exponencial da temperatura máxima

e, conseqüentemente, numa seção não perturbada após a maturação, um perfil de reflectância

exibe um incremento exponencial com a profundidade (Apostila de Geoquímica do Petróleo,

CENPES, 2009).

A interpretação do perfil de reflectância envolve uma série de princípios e convenções

pré-estabelecidos:

- o perfil de maturação em diagrama monolog é uma reta contínua, desde que não

tenham ocorrido eventos térmicos locais ou tectônicos posteriores à época da máxima

transformação térmica (Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES, 2009).

- a janela de geração do óleo (Foto 1) está compreendida entre os valores de 0,6 e

1,35% Ro: as zonas imaturas e senil são representadas para valores menores que 0,6% Ro e

maiores que 1,35% Ro, respectivamente (Tabela 1) (Apostila de Geoquímica do Petróleo,

CENPES, 2009).

40

Foto 1: Determinação do R0% através da reflectância da vitrinita. Fonte: Apostila Interna do Curso de

Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP, 2009).

Tabela 1: Etapas de transformação do querogênio. Fonte: Petroleum Geoscience Technology. Disponível em .

http://www.pgt.com.br/artigo.pdf. Acesso em: 20/08/2011.

Na zona imatura, ocorrem, principalmente, CH4 (metano) e compostos de nitrogênio,

enxofre e oxigênio, sendo raras as ocorrências de outros hidrocarbonetos (Quadros, 1987).

Nas zonas maturas encontram-se hidrocarbonetos gasosos (etano, propano, butano),

líquidos (na faixa da gasolina e do querosene) e pesados, além de compostos de nitrogênio,

enxofre e oxigênio (Quadros, 1987).

ESTÁGIO %R0 NÍVEL DE MATURAÇÃO

Diagênese < 0,6 Imaturo

Catagênese 0,60 - 1,00 Zona de óleo

Catagênese 1,00 - 1,35 Maturo zona regressiva

Catagênese 1,35 - 2,00 zona de gás úmido

Metagênese > 2,0 Senil zona de gás seco

http://www.pgt.com.br/artigo.pdf

41

Na zona senil, há o domínio de metano, estando ausentes as frações de C4 a C15

(Quadros, 1987).

6.2.6 ÍNDICE DE ALTERAÇÃO TÉRMICA

Maturação térmica é a medida da história da temperatura a que foram submetidas as

organolitas (partículas orgânicas contidas nos sedimentos) preservadas nas rochas

sedimentares (Quadros, 1987).

As organolitas utilizadas para as determinações paleotermométricas são os pólens,

esporos, foraminíferos quitinosos, algas, fungos, restos de vegetais, chitinozoa e acritarchae.

Este material é reconhecido em microscópio com luz transmitida e com aumento que varia

entre 200X e 400X (Quadros, 1987).

A coloração e a preservação das organolitas permitem avaliar a temperatura máxima a

que estas foram submetidas. De posse dos valores do índice de alteração térmica (IAT) pode-

se estabelecer uma correspondência entre esses índices e os estágios diagenéticos alcançados

pelas organolitas (Quadros, 1987).

Com a progressão térmica, as colorações originais das organolitas variam em função

de escalas próprias de cada uma das formas consideradas. Analiticamente, as organolitas são

isoladas das rochas através de ataques ácidos (Quadros, 1987).

Os graus de maturação térmica são avaliados subjetivamente em escalas numéricas.

Existem diversas escalas para determinação visual da maturidade térmica das organolitas

(Fotomicrografia 1) (Quadros, 1987).

Os valores de IAT, por serem subjetivos, devem ser comparados com os valores da

Reflectância da Vitrinita (%R0). Por exemplo, valores entre 2,6 e 3,0 de IAT correspondem a

valores entre 0,6 e 1,0 de %R0 (Quadros, 1987).

42

Fotomicrografia 1: Análise do Índice de Coloração de Esporos ou de Coloração Térmica (SCl:

Spore Color Index). Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo

(RH/UP/ECTEP, 2009).

6.2.7 PERFIL GEOQUÍMICO

Com a obtenção e análise de dados geoquímicos de rochas geradoras, é possível

construir um perfil geoquímico desses dados. Pode-se verificar uma linha, à direita da reta que

indica a profundidade de uma determinada perfuração, que mostra a intensidade da anomalia

de hidrocarbonetos presentes numa seção perfurada por um determinado poço de petróleo

(Triguis et al, 2009).

Abaixo tem-se um perfil geoquímico de um poço, mostrando intervalo com elevado

potencial gerador entre 600 e 800 m. Entretanto, este intervalo está imaturo, como indicam os

dados de Tmáx e refletância da vitrinita (Ro). A zona matura está a 1600m (Figura 12).

43

Figura 12: Perfil geoquímico. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do

Petróleo, RH/UP/ECTEP, 2009.

Elementos e Processos dos Sistemas Petrolíferos

Reconhecimento de

rochas geradoras em

perfis geoquímicos

(COT, pirólise Rock-

Eval, e Ro):

COT S2 IH IO

Ro

Tmax S1

TZM~ 1500m

BZM~ 3200m

44

7. BIOMARCADORES GEOQUÍMICOS

Os indicadores geoquímicos moleculares, que também são conhecidos como “fósseis

químicos” (Eglinton & Calvin, 1967), “marcadores biológicos” (Speers & Whitehead, 1969) e

“biomarcadores” (Seifert & Moldowan, 1981) são amplamente utilizados para inferir o grau

de maturação térmica, bem como no entendimento dos processos de migração do óleo e para a

correlação óleo-óleo e óleo-rocha geradora. Além disso, podem ser utilizados como elementos

de diagnose e de interpretação geológica de ambientes sedimentares pretéritos, contribuindo

para a caracterização do ambiente deposicional e correlação entre uma acumulação de

hidrocarboneto e sua rocha geradora.

Biomarcadores são compostos orgânicos presentes na geosfera, cujas estruturas podem

ser indubitavelmente relacionadas aos constituintes de algum tipo de organismo (Figura 13).

Na geoquímica do petróleo (Figura 14), os mais estudados são n-alcanos, hidrocarbonetos

isoprenóides, triterpanos, esteranos e seus respectivos compostos insaturados e aromáticos

(Figura 15) .

Figura 13: Definição e exemplo de biomarcador.Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo (CENPES,

2009).

45

Figura 14: Biomarcador Fitano. Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES (2009).

Figura 15: Biomarcador Pristano. Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES (2009).

Altas razões de pristano / fitano indicam rochas geradoras com maior percentual de

matéria orgânica terrestres. Baixas razões indicam geradoras com maior quantidade de

material marinho (Figura 16).

46

Figura 16: Relações entre Pristano e Fitano. Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo, CENPES, (2009).

Os bioamarcadores são caracterizados através das análises de Cromatografia Líquida,

Cromatografia Gasosa, Isótopos Estáveis e Espectrometria de Massa. Abaixo encontra-se

discriminado o Roteiro das análises geoquímicas necessárias à identificação de biomarcadores

(Figura 17). Essas análises serão descritas nos subitens seguintes .

Figura 17: Roteiro das análises geoquímicas de biomarcadores. Fonte: Apostila de Geoquímica do

Petróleo (CENPES 2009).

47

7.1 CROMATOGRAFIA LÍQUIDA DE MÉDIA PRESSÃO (CLMP)

Este processo tem a finalidade de separar os componentes dos óleos (Foto 2) nas

frações parafinas (normais, ramificadas e cíclicas), compostos aromáticos e compostos

polares (resinas + asfaltenos) (Figura 18). A separação é feita através da passagem da amostra

de óleo diluída em um solvente (n-hexano + padrão colestano), que é a fase móvel, por uma

coluna de sílica, que é a fase estacionária (Lopes et al., 2008).

As diferentes frações irão percolar a coluna com velocidades distintas devido às

interações moleculares entre os compostos carreados pela fase móvel e a fase estacionária

(Lopes et al,, 2008).

Os compostos polares ficam retidos nessa pré-coluna, passando apenas os

hidrocarbonetos, que são encaminhados a uma coluna principal. Na coluna principal, as

parafinas passam com o menor tempo de retenção. Existem dois frascos coletores específicos,

um para as parafinas e outro para os aromáticos (Lopes et al., 2008).

As duas frações são posteriormente concentradas. As parafinas são registradas como

um pico pelo sinal do detector UV (ultravioleta), que faz o registro por sinal eletrônico, e os

aromáticos são registrados como dois picos concomitantes, gerados pelo sinal no detector IR

(índice de refração), que faz o registro pela diferença de polaridade do solvente (Lopes et al.,

2008).

Os compostos polares que ficam retidos nas pré-colunas são pressurizados com etanol,

extraídos, concentrados e armazenados em frascos separados, para o cálculo da composição

da amostra analisada (Lopes et al., 2008)

48

Foto 2: Análise de cromatografia líquida de média pressão. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação

de Geologia do Petróleo( RH/UP/ECTE, 2009).

49

Figura 18: Caracterização e correlação de hidrocarbonetos. Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo, (CENPES 2009).

7.1.2 CROMATOGRAFIA GASOSA (WHOLE OIL)

A técnica de cromatografia gasosa, que é realizada na amostra de óleo, permite a

separação e a identificação dos compostos mais abundantes em um petróleo, ou seja, as

parafinas (principalmente as lineares e as ramificadas) (Foto 3). Após a separação das frações,

se faz necessário identificar esses componentes (Lopes et al., 2008).

Geralmente, os cromatogramas de óleos preservados apresentam picos predominantes

representando as cadeias lineares, e picos menores, representando cadeias ramificadas,

cíclicas e compostos aromáticos (Lopes et al., 2008)

50

Para a análise de cromatografia gasosa de óleo total (whole oil), deve ser injetado 1μl

da amostra diluída em diclorometano no cromatógrafo a gás. O injetor permite o controle da

vazão de amostra injetada e é mantido a 300ºC (Lopes et al., 2008).

Cada grupo de moléculas semelhantes é vaporizado e arrastado pelo gás inerte hélio,

passando por um tubo capilar de metilsilicone com 30m de comprimento e 0,25mm de

diâmetro interno, contendo uma fina película de fase estacionária (Lopes et al., 2008).

O tempo de saída dos grupos de compostos depende da afinidade que estes têm com a

fase estacionária. As moléculas mais voláteis tendem a sair primeiro. Por isso, trabalha-se

com uma rampa de aquecimento de 40º a 320ºC, com taxa de aquecimento de 2,5ºC/min,

permitindo que os mais pesados saiam gradativamente com o aumento da temperatura (Lopes

et al., 2008).

Ao sair da coluna (Figura 19), as moléculas são reconhecidas por um detector de

ionização de chama (DIC), mantido a 340ºC, registrando picos para os grupos de moléculas

(Lopes et al., 2008).

Nota-se que de acordo com a composição relativa da fração parafínica interpretam-se

diferentes origens de óleo características (Figura 20).

Foto 3: Análise de Cromatografia Gasosa. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do

Petróleo (RH/UP/ECTEP, 2009).

51

=

Figura 19: Cromatografia Gasosa Óleo Total (whole oil). Fonte: Apostila de Geoquímica do Petróleo

(CENPES 2009).

Figura 20: Exemplos de óleos de diferentes origens analisados por cromatografia gasosa. Fonte: Apostila

de Geoquímica do Petróleo (CENPES 2009).

Os compostos do petróleo, cujo esqueleto básico da molécula é o de um

hidrocarboneto, mas que contêm heteroátomos como: nitrogênio, enxofre e oxigênio são

52

conhecidos como a fração de não - hidrocarbonetos. Dentre esses compostos, aqueles

contendo enxofre, com moléculas cujo número de átomos de carbono é inferior a 25,

pertencem a três classes principais: Tióis (mercaptanos), Sulfetos orgânicos, Tiofeno e seus

derivados (Triguis et al 2009).

Os alcanos ramificados de médio peso molecular (C9 a C25) são conhecidos como

isoprenóides, isto é, compostos saturados derivados do isopreno. Eles possuem um radical

metila ligado a cada 4 átomos de carbono da cadeia linear e têm como precursores biológicos

a cadeia lateral da molécula da clorofila e arqueobactérias (Treibs, 1936 apud Peters e

Moldowan, 1993).

Os isoprenóides mais abundantes no petróleo são o pristano (2, 6, 10, 14 tetrametil

pentadecano – C19) e o fitano (2, 6, 10, 14 tetrametil hexadecano – C20), pois juntos somam

mais que 55% de todos os isoprenóides acíclicos (Tissot e Welte, 1984; Hunt, 1995).

7.1.3 – ESPECTROMETRIA DE MASSA

As frações do petróleo separadas por cromatografia líquida podem ser analisadas por

métodos gravimétricos, por espectroscopia do infra–vermelho, espectroscopia de fluorescência e

do ultra–violeta. Entretanto, os métodos mais utilizados são a cromatografia em fase gasosa e a

cromatografia em fase gasosa acoplada à espectrometria de massa (CG/ EM) (Wang & Fingas,

1995).

Devido a não especificidade do detector de ionização de chama na quantificação dos

compostos mono e poliaromáticos e na identificação e quantificação de moléculas complexas

como os biomarcadores, das famílias dos triterpanos e esteranos, a técnica mais apropriada é a

de cromatografia gasosa de alta resolução acoplada à espectrometria de massa (CG/EM), a

qual combina separação química com elevada resolução espectral (McFadden, 1973 apud

Peters e Moldowan, 1993; Roques et al,1994).

Um equipamento de cromatografia gasosa acoplado a um espectrômetro de massa é

constituído das seguintes unidades funcionais:

1. Cromatógrafo em fase gasosa com coluna capilar

2. Linha de transferência dos compostos

53

3. Câmara de ionização

4. Analisador de massa

5. Detetor de íons

6. Computador para aquisição, processamento e apresentação dos dados.

Após a separação dos componentes da mistura por cromatografia gasosa, os

compostos são transferidos para o espectrômetro de massa (CG/EM).

A ionização de cada composto que chega ao espectrômetro normalmente é feita por

impacto de elétrons. Os elétrons são gerados pelo aquecimento de um filamento de tungstênio

e, após serem acelerados, adquirem a capacidade de ionizar compostos que variam de 50 a

600 unidades de massa atômica (uma), em intervalos de tempo inferiores a 3 segundos.

Os elétrons acelerados bombardeiam as moléculas do composto formando íons

moleculares (M+), fragmentos menores e moléculas neutras de menor peso molecular

(Silverstein et al., 1979; Peters & Moldowan, 1993).

Os íons e fragmentos formados são levados ao analisador de massa, do tipo

quadrupolo, e avaliados em função de sua razão massa/carga (m/z), sendo a seguir detectados

por um multiplicador de elétrons que gera um perfil de fragmentação característico do

composto, conhecido como seu espectro de massa.

O espectro de massa de um determinado composto é obtido fixando-se o número de

varreduras ou tempo de retenção e plotando-se a razão m/z por resposta do detector. Cada

espectro consiste de uma série de fragmentos de íons que podem ser usados na elucidação da

estrutura do composto, até mesmo a de estereoisômeros característicos de compostos

biomarcadores do petróleo.

Um cromatograma de massa é obtido fixando-se m/z e plotando-se tempo de retenção

por resposta do detector. Ele pode ser usado para monitorar uma série de compostos de pesos

moleculares variados, formados após a fragmentação (Silverstein et al., 1979; Peters &

Moldowan, 1993).

Para a aquisição e o processamento da grande quantidade de dados gerada ao longo de

uma análise, é necessário o uso de um computador. Durante uma análise de CG/EM que dure

aproximadamente 90 minutos, o espectrômetro de massa analisa cerca de 1800 espectros,

comparando cada um deles com aqueles previamente existentes numa determinada biblioteca.

54

Na identificação de componentes desconhecidos em uma mistura de compostos a

utilização da biblioteca é de grande utilidade, pois o sistema compara o espectro de massas,

obtido para o componente desconhecido com aqueles já padronizados, fornecendo,

normalmente, duas opções para a identificação do componente em questão.

Esse tipo de análise denomina-se full-scan (varredura completa). Nela todo o espectro

de íons gerados pela fonte de ionização - massa de 50 a 600 uma é analisado, não havendo

perdas de informação.

Para isso, é necessário que se utilize um computador capaz de adquirir e processar

uma grande quantidade de dados. Na modalidade de full scan, é gerado um espectro de massa

completo que serve para ser usado na identificação qualitativa de compostos (Peters &

Moldowan, 1993).

7.1.4 ISÓTOPOS ESTÁVEIS DE CARBONO

A razão 13

C/12

C é utilizada para medir o fracionamento isotópico em processos

genéticos, associados à geradora, e pós-genéticos, relacionados a transformações secundárias.

Os resultados da composição isotópica total de carbono são expressos na forma de δ13

C, onde

δ = [(Ra - Rp)/Rp] x 103, onde Ra e Rp referem-se às razões isotópicas

13C/

12C da amostra e

do padrão, respectivamente (Figura 21) (Lopes et al., 2008). Portanto, os valores medidos

representam o desvio em relação ao padrão internacional PDB, calibrados a um padrão

secundário como o NBS 19 oil (Lopes et al., 2008).

55

Figura 21: Cálculo de isótopos estáveis. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do


Para a determinação isotópica de carbono de um óleo, deve ser feita uma análise

elementar e espectroscopia de massas para a razão isotópica (EA-IRMS) (Lopes et al., 2008).

Pesam-se cerca de 200μg de amostra, em cápsulas de estanho. Estas cápsulas são

acondicionadas em um amostrador automático, onde são purgadas em fluxo contínuo de hélio.

A amostra é transferida para dentro de um tubo vertical de quartzo, onde ocorre a oxidação.

Este tubo contém óxido de cromo, óxido de cobalto e prata (Lopes et al., 2008).

A temperatura é de 900ºC e o hélio é enriquecido temporariamente com oxigênio puro,

ocorrendo a oxidação da amostra pela reação flash combustion. São formados então CO2,

água e compostos nitrogenados. Os compostos nitrogenados devem ser eliminados, em

específico o N2O, que tem massa 44 e pode interferir no pico do CO2 (que também apresenta

massa 44) (Lopes et al., 2008).

Então, a amostra passa por um forno de redução a 680ºC, contendo cobre e óxido de

cobre, onde os compostos nitrogenados são eliminados. A água formada na oxidação fica

retida em uma armadilha (trapa) de anidrônio (perclorato de magnésio). O CO2 e o N2 são

separados em uma coluna cromatográfica e transferidos para uma interface (Lopes et al.,

2008).

Nesta unidade, o CO2 é diluído com hélio e transferido ao espectrômetro de massas.

Então as moléculas de CO2 entram em uma fonte de íons, onde são bombardeadas com feixe

56

perpendicular de elétrons a 70eV, formando CO2+. O íon CO2

+ pode apresentar massa 44, 45

ou 46, dependendo da combinação dos isótopos (C13

/C12

e O16

/ O18

) (Lopes et al., 2008).

Cada íon formado é encaminhado a um coletor pré-determinado, através de campos

magnéticos específicos. O resultado é então ampliado e comparado com o resultado do gás de

referência para o cálculo de δ (Foto 4) (Lopes et al., 2008).

Foto 4: Análise de isótopos estáveis. Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do


57

8. CARACTERIZAÇÃO DOS AMBIENTES DEPOSICIONAIS DAS

ROCHAS GERADORAS

A avaliação e diferenciação de paleoambientes deposicionais de rochas geradoras de

petróleo, usando parâmetros geoquímicos e biológicos, têm aumentado nos últimos anos

(Mello et al., 1988).

Muitos autores têm demonstrado que evidências geoquímicas e biológicas de

distribuição de marcadores podem constituir critérios diagnósticos para distinção de extratos e

origem de rochas geradoras depositadas numa variedade de ambientes, como lacustrino, água

doce-salobra, salino e hipersalino (Mello et al., 1988).

O cromatograma identifica cada tipo de óleo ou extrato, através de suas feições

específicas, conforme descrito anteriormente. O cromatograma recebe também a denominação

de fingerprint, devido a suas características únicas para cada tipo de óleo ou extrato. Com

relação aos fingerprints de cada óleo, pode-se reuni-los em famílias em função do tipo de

input orgânico, isto é, do tipo da matéria orgânica que deu origem ao óleo, do paleoambiente

deposicional e da maturação dessa matéria orgânica (Triguis et al., 2009)

Esta avaliação resume uma multidisciplinaridade aproximada (geoquímica, geológica,

paleontológica e estatística), usada para avaliar os ambientes deposicionais de rochas

geradoras na maioria das bacias marginais brasileiras (Mello et al., 1988).

Uma vantagem extra no exame de características de marcadores biológicos e

geoquímicos de rochas geradoras de petróleo é a disponibilidade de amostras de uma

variedade de sistemas deposicionais para os quais feições geológicas e paleontológicas são

bem descritas (Mello et al., 1988).

As bacias marginais brasileiras oferecem uma oportunidade ideal para uma

investigação, desde que elas contenham uma sucessão de sedimentos depositados em

diferentes ambientes, dentro de um único domínio geográfico (Mello et al., 1988).

Através de alguns parâmetros moleculares que dependem da maturidade, há uma

disponibilidade e uma variedade de amostras de rochas maturas e imaturas (com óleos)

escolhidas para cobrir relativamente uma extensão matura (%Ro) e ainda permite feições

variadas para serem descritas para uma dependência original (Mello et al., 1988).

58

Amostras de ambiente lacustre são claramente separadas da daquelas de sistemas

marihos carbonáticos e evaporíticos. O óleo tende a ser intimamente associado a rochas

geradoras de mesmo ambiente deposicional, confirmando que as variáveis selecionadas são

primariamente independentes da maturidade (Mello et al., 1988).

Os efeitos das variáveis nos componentes principais mostram que o primeiro

componente principal está relacionado à concentração absoluta de biomarcadores, enquanto

que o segundo principal componente para classificação está relacionado ao total relativo de

esteranos e triterpanos (Mello et al., 1988).

Através dos dados geoquímicos, os seguintes ambientes são classificados: lacustrino

de água doce; lacustrino de água salgada; marinho evaporítico; marinho carbonático; marinho

deltaico; marinho altamente anóxico com uma predominância da litologia calcárea; e marinho

anóxico com uma predominância da litologia siliciclástica (Mello et al., 1988).

8.1 GRUPO I - LACUSTRINO DE ÁGUA DOCE

Presentes em bacias das porções central e norte da margem continental. As rochas

geradoras (querogênios Tipos I e II) foram depositadas no Neocomiano e o Aptiano, estando

seus óleos acumulados em rochas sedimentares de mesma idade (Figura 22) (Mello et al.,

1988). As rochas geradoras contém COT moderado a alto (superior a 6,5%) e um elevado

potencial gerador de hidrocarbonetos (superior a 37Kg Hc/ ton de rocha) devido ao

querogênio tipo I e II que lhes caracteriza (Índice de Hidrogênio superior a 779 mg Hc/g

carbono orgânico) (Mello et al., 1988).

Nas bacias marginais brasileiras é representado por uma associação com alto

conteúdo de saturados, relativa abundância de n-alcanos com alto peso molecular, menor

valor de enxofre (0-3% para óleos, c. 0.3% para rochas), menor valor da relação V/Ni

(somente óleos), menores valores de 13

C (31%o), pristano sempre superior ao fitano, n-alcanos

dominantes, alta razão hopanos/esteranos (5-15), ausência de C30 esteranos regulares e

presença de outros esteranos (Mello et al., 1988).

Outras propriedades devem também ser notadas, e.g. ausência de β-carotano e 28,30-

bisnorfano (biomarcador) e traço ou ausência de níquel e vanádio fracionado (Mello et al.,

1988).

59

Figura 22: Fingerprint de um óleo de um paleoambiente lacustre de água doce. Fonte: Triguis et al

(2009).

8.2 GRUPO II- LACUSTRINO DE ÁGUA SALINA

As rochas geradoras e óleos deste grupo estão confinados nas bacias de Campos e

Espírito Santo, situadas nas áreas oriental e meridional da margem continental brasileira. As

rochas geradoras (somente matéria orgânica amorfa) foram depositadas principalmente no

Barremiano/Aptiano. Elas contém de moderado a alto COT (superior a 5%) e elevado

potencial gerador de hidrocarbonetos (superior a 38Kg Hc/ton de rochas) abundantemente

originado de querogênio do tipo I (índice de hidrogênio superior a 900mg Hc/g carbono

orgânico) (Figura 23) (Mello et al., 1988).

Os óleos são acumulados em reservatórios depositados em fácies não-marinhas e

marinhas, com idades do Aptianoas ao Oligoceno (Mello et al., 1988).

Os óleos e amostras de rochas apresentam registros similares aos de dados

diagnósticos de um ambiente não-marinho, mas modificados por alguns constituintes com

características isotópicas e moleculares que podem ser descritas como originárias de alta

salinidade em corpos de água, quando comparados aos dados de outros grupos (Mello et al.,

1988). Estes incluem médio conteúdo de enxofre (rochas 0.3 - 0.6%, óleos c. 0.3%), alta razão

V/Ni (somente óleos), presença de β-carotano, elevadas concentrações de C30 αβ hopeno,

60

abundância média relativa de gamacerano, valores pesados de ∂13

C e altas concentrações de

esteranos (C21-22) com baixo peso molecular (Mello et al., 1988).

Outras notáveis feições incluem i) altas concentrações de níquel (superior a 2800 ppm)

relativo para o vanádio (superior a 150 ppm) porfírico (Ni/Ni+V=0 variando de 0.9 a 1.0) e de

isoprenóides C25 e C30, ii) a presença de 28,30-bisnorhopano e 25,28,30-trisnorhopano (baixa

abundância) e iii) abundância triclínica de terpanos superiores a C35 (Mello et al., 1988).

Poucos exemplos de lagos antigos salinos têm sido noticiados na literatura. As

melhores comparações com exemplos brasileiros são a Formação Green River, USA, e a bacia

Chaidamu, na China. Ambientes análogos contemporâneos devem ocorrer nos Lagos Magadi,

Nakuru e Bogoria, no sistema rifte da África Oriental (Mello et al., 1988).

Figura 23: Fingerprint de óleo de um paleoambiente lacustre salino. Fonte: Triguis et al.(2009).

8.3 GRUPO III - MARINHO EVAPORÍTICO

Rochas geradoras e óleos deste grupo ocorrem nas bacias do Ceará, Potiguar, Sergipe/

Alagoas, Bahia Sul e Espírito Santo, nas áreas equatorial, central e oriental da margem

continental (Figura 24). Estas rochas geradoras (matéria orgânica mista de amorfos, herbáceos

e lenhosa) foram depositadas durante o Aptiano (Mello et al., 1988) e geralmente contém

moderado a alto COT superior a 14% e elevado potencial gerador original (superior a 97 kg

61

Hc/ton de rochas ), normalmente relacionado a querogênio do tipo II (índice de hidrogênio

superior a 300 mg Hc/g carbono orgânico) (Mello et al., 1988).

Os óleos estão contidos em reservatórios do Aptiano ao Paleoceno. As amostras são

caracterizadas por um grupo de tamanho, com dados elementares e moleculares que provém,

talvez, a maioria da classificação correta dentro de grupos (Mello et al., 1988).

Feições úteis para esta finalidade são as elevadas concentrações de gamacerano, C30

αβ hopano e esteranos (superiores a 1200, 2000 e 4000 ppm, respectivamente), além do β-

caroteno (superior a 600 ppm) do isoprenóide C25 e do esqualano (superior a 1500 ppm)


Outras importantes propriedades são i) fitano > pristano, sendoeste último n-alcano

dominante; ii) alto conteúdo de enxofre (superior a 1,5% para óleos e a 2,5% para rochas); iii)

relativa abundância superior de 28,30-bisnorhopano e 25,28,30-trisnorhopano e de 4-metil

esteranos com uma dominância do componente C30; iv) baixa a muito baixa abundância

relativa de diasteranos e terpanos tricíclicos, C35 hopanos tendendo a dominante de C34 em

contrapartida altas concentrações de níquel em ambos (superior a 1900 ppm) e vanádio

(superior a 600ppm) porfirínicas (Ni/Ni + V = 0 estendendo de 0,6 a 0,9 (Mello et al., 1988).

Valioso registro é o de que um grupo similar de dados tem sido relatado para diversas

rochas geradoras hipersalinas paleogênicas lacustrinas e óleos (e.g. a bacia Jianghan, China

oriental; Fu Jiamo et al., 1986), com exceção da presença de C30 esteranos, 28,30-

bisnorhopano e 25,28,30-trisnorhopano.

Além disso, um número de resultados similares tem sido relatado de ambientes

hipersalinos marinhos (evaporíticos) na i) bacia de Terragona, Espanha; ii) bacia Paradox

(Utah), U.S.A.; iii) bacias Prinos e Messiniana (Apeninos setentrional), iv) bacias Italy e

Camargue, França Meridional (Albaiges et al., 1986; Peterson & Hite, 1969; ten Haven et al.,

1988; Moldowan et al.,1985; Connan & Dessort, 1987).

A presença, embora em menor abundância relativa, de C30 esteranos é considerada um

indicador de origem marinha (Moldowan et al., 1985), junto com alta abundância de 28,30-

bisnorhopano e 25, 28,30-trisnorhopano também verificada em todas as amostras brasileiras,

sugerindo uma origem marinha para o estabelecimento de cada ambiente hipersalino.

De fato, os C30 esteranos estão ausentes nas amostras não-marinhas brasileiras

(grupos I e II). Também é possível que a abundância relativa de vanádio porfirínico para os

62

teores de níquel supracitados, traduza uma influência marinha, desde que as amostras

carbonáticas marinhas (grupo IV) tenham maior abundância relativa de componentes de

vanádio (Mello et al., 1988).

Podem ser citados exemplos de bacias marinhas hipersalinas: Mar Vermelho e Mar

Morto no meio leste; Shark Bay, na Austrália ocidental; Laguna Madre e Baffin Bay, no

Texas e Sivash na Rússia (Kinsman, 1975; Friedman, 1980; Dunlop and Jefferies, 1985;

Kirkland and Evans, 1980; Huang e Meinschein, 1984).

Figura 24: Fingerprint de um óleo associado a paleoambiente evaporítico. Fonte: Triguis et al (2009).

8.4 GRUPO IV- MARINHO CARBONÁTICO

Rochas geradoras marinhas carbonáticas e seus respectivos óleos são encontradas

somente nas bacias do Amapá, Maranhão e Sergipe / Alagoas, situadas nas partes central e

oriental da margem continental brasileira (Figura 25). As rochas geradoras (somente MO

amorfa e lenhosa) foram depositadas durante o Albiano (Mello et al., 1988) e possuem

moderado a alto carbono orgânico (COT superior a 4%), além de um alto potencial gerador de

hidrocarbonetos (superior a 22kg Hc/ton de rocha), largamente relacionado a mistura dos

63

querogênios dos tipos I e II (Índice de Hidrogênio superior a 557 mg Hc/g carbono orgânico)


Os óleos são acumulados em reservatórios do Maastrichtiano ao Terciário. As

características geoquímicas e moleculares deste ambiente são muito similares às do Grupo III-

Evaporítico (Mello et al., 1988). São características comuns a esses dois ambientes. i) Menor

razão hopano /esterano (< 3); ii) abundância relativa similar do 4-metil esterano, com

dominância de componentes C30; iii) dominância de fitano sobre pristano, sendo um n-alcano

superior preferencial; iv) alto conteúdo de enxofre, devido à acidez do hidrocarboneto; v)

Ts/Tm menor que 1; vi) menor abundância relativa de diasteranos; vii) alta abundância

relativa de 28,30-bisnorhopano e 25,28,30 trisnorhopano e viii) uma tendência à dominância

de C35 hopanos sobre C34 homólogos (Mello et al., 1988).

Embora as amostras de ambos os grupos contenham β-caroteno, longa cadeia

2,6,10,14,18-pentametileicosano (C25) e C30 (esqualano) isoprenóide, além de gamacerano,

esses estão em maior concentração nas amostras de ambiente evaporítico, presumivelmente

refletindo essa característica extremamente salina (Mello et al., 1988).

Outras diferenças entre amostras dos Grupos III e IV são i) a maior abundância

relativa de vanádio (superior a 300 ppm) porfirínico para níquel (superior a 400 ppm; Ni/Ni +

V = 0 variando entre 0,1-0,3); ii) a maior abundância relativa de esteranos regulares C30 e

terpanos triclínicos superiores ao C35, mas menor C30 αβ hopano e concentrações de esteranos


Feições similares às de amostras carbonáticas marinhas têm sido registradas em

amostras i) das Formações La Luna e Querencua, Venezuela e Colômbia; ii) bacia Officer

oriental, Austrália e iii) bacia do sul da Flórida, U.S.A. (Talukdar et al., 1986; Zumberge,

1984; McKirdy et al., 1984 Palacas et al., 1984). Exemplos contemporâneos registrados na

literatura são poucos. Conceituada menção são margens continentais do sudoeste de Porto

Rico e Belize oriental e o Golfo de Aden, costa da Arábia (Rafalska-Bloch & Cunningham,

1986; Pelet, 1981).

64

Figura 25: Fingerprint de um óleo associado a paleoambiente marinho carbonático. Fonte: Triguis et

al.(2009).

8.5 GRUPO V - MARINHO DELTÁICO (INFLUÊNCIA DA LITOLOGIA

CARBONÁTICA)

As rochas geradoras e óleos deste grupo são confinados a sequências do Terciário,

ocorrendo na parte oriental da margem continental (Figura 26). São observadas feições que

sugerem o estabelecimento de um ambiente deltáico sobre uma plataforma marinha

carbonática (Mello et al., 1988).

As rochas geradoras contêm moderado a alto carbono orgânico (COT superior a 7,2%)

e elevado potencial gerador de hidrocarbonetos (superior a 26 kg Hc/ton de rocha), associado

a querogênio do tipo II/III (índice de hidrogênio superior mg Hc/g carbono orgânico) (Mello

et al., 1988).

As amostras deste ambiente podem ser diferenciadas de outros grupos usando

marcadores diagnósticos próprios, por serem específicos para altas contribuições de

organismos, especialmente a presença de 18α (H)- oleanano e alta abundância relativa de um

C24 terpano tetracíclico, junto com um elevado conteúdo ceroso (Mello et al., 1988).

Elas também mostram algumas das feições que caracterizam amostras derivadas de

carbonatos, tais como baixa razão pristano/fitano, predominância de n-alcanos, alta razão

V/Ni (disponível somente para óleos), e conteúdo de enxofre (superior a 0,4% para óleos e

0,7% para rochas), baixa razão hopano / esterano (0,5-3,0), alta abundância relativa de C30

65

esteranos, dominância de C35 hopanos sobre C34 correspondentes, além de uma abundância

similar relativa de esteranos com baixo peso molecular (Mello et al., 1988).

Estas feições dão suporte à idéia do estabelecimento de um ambiente deltáico sobre

uma plataforma carbonática. Dignas de nota, duas outras feições de amostras do grupo V são

a virtual ausência de 28,30-bisnorhopano e 25,28,30-trisnorhopano e de porfirínicos (Mello et

al., 1988).

Talvez quais feições estejam relatadas para uma diminuição na anoxia do ambiente

como resultado do aporte de águas oxigenadas trazendo altas porções de minerais de argila e

restos de matéria orgânica associados a sistemas de canais (contraste com grupos II-IV, VI-

VII) (Mello et al., 1988).

A elevada abundância relativa de diasteranos nas rochas geradoras investigadas (as

quais são imaturas; %Ro em torno 0,55%), supõem uma hipótese, desde que estejam

combinadas, acredita-se surgirem da redução do reajuste de produtos dos esteranos, mesmo

com os efeitos catalíticos dos minerais argilosos ácidos (Rubinstein et al., 1975).

Algumas feições similares às de amostras do grupo V têm sido relatadas para algumas

amostras do delta do Níger, Nigéria (Ekweozor et al., 1979 a,b), delta Mahakam, Indonésia

(Grantham et al., 1983, e delta do Congo, bacia de Angola (Connan et al., 1988).

Análogos modernos de ambientes deltaicos são o delta do Níger, na Nigéria; delta do

Amazonas, no Brasil, e deltas do Ganges e Indus, no Oceano Índico (Demaison & Moore,

1980) e delta Mahakam, na Indonésia (Pillon et al., 1986).

Figura 26: Fingerprint de um óleo associado a paleoambiente marinho deltaico. Fonte Triguis et al.

(2009).

66

8.6 GRUPO VI - MARINHO ALTAMENTE ANÓXIDO, COM

DOMINÂNCIA DA LITOLOGIA CALCÁREA

As rochas sedimentares deste grupo, com idade Turoniana a Santoniana, distribuem-se

ao longo da margem continental. As amostras de rocha investigadas por (Mello et al., 1988)

foram obtidas das bacias do Amapá, Ceará, Potiguar, Sergipe/Alagoas e Campos. Geralmente

elas contêm moderado a alto carbono orgânico (COT superior a 5%) e um elevado potencial

gerador de hidrocarbonetos (superior a 20kg Hc/ton de rocha), relacionado a querogênio do

tipo II (índice de hidrogênio superior a 550 mg Hc/g carbono orgânico) (Mello et al., 1988).

As feições geoquímicas e moleculares dessas amostras são similares às de amostras

marinhas carbonáticas. As similaridades incluem teores de enxofre significantes e elevados

conteúdos carbonáticos (superiores a 0,5% e 48%, respectivamente), menor razão

pristano/fitano, predominância de n-alcanos, valores δ13

C relativamente pesados (em torno de

27,5%o), alta abundância relativa de C30 esteranos, presença de β-caroteno, dominância de

C35 hopanos sobre esses C34 em contrapartida, e muito menor abundância relativa de

diasteranos (Mello et al., 1988).

As feições mais notáveis dessas amostras são, entretanto, muitas abundâncias relativas

e concentrações de 28,30-bisnorhopano (superior a 120 ppm) e 25,28,30-trisnorhopano

(superior a 130 ppm). Em muitos casos, estes compostos geram picos maiores em m/z 191 e

177, nos cromatogramas massa, e em alguns casos nas frações alcano (Mello et al., 1988).

Elevadas abundâncias desses compostos têm sido associadas à presença de altas

condições marinhas anóxidas (Rullkotter et al., 1984; Katz & Elrod, 1983). As amostras do

grupo VI também possuem altas concentrações de níquel (superior a 1700 ppm) e vanádio

(superior a 4000 ppm) porfirínico, com razão Ni/Ni + V = 0 variando de 0,3 a 0.9) (Mello et

al., 1988). Outra feição de todas as amostras neste grupo é a alta abundância relativa de

esteranos C29.

Exemplos de ambientes análogos antigos estão na formação Monterey, na Califórnia

(Katz & Elrod, 1983; Curiale et al., 1985), sedimentos do Cenomaniano/Turoniano do Oued

Bahloul, Tunisia e Danish Grabén Central, Mar do Norte (Farrimond, 1987), e folhelhos

pleistocênicos e jurássicos da plataforma continental norueguesa, Mar do Norte (Rullkotter et

al., 1982; Volkman et al., 1983).

67

Exemplos contemporâneos são áreas de poços na plataforma continental peruano,

oceano Índico e na plataforma sudoeste africana (Demasion & Moore, 1980).

8.7 GRUPO VII - MARINHO ANÓXIDO, COM PREDOMINÂNCIA DE

LITOLOGIA SILICICLÁSTICA

As rochas desta sequência, depositadas entre o Aptiano e o Oligoceno, ocorrem em

algumas áreas de bacias marginais. Elas são vistas nas bacias do Ceará, Sergipe/Alagoas e

Espírito Santo (Mello et al., 1988).

Somente rochas foram estudadas, principalmente as que estão imaturas. Em geral,

eles contêm moderado a alto carbono orgânico (COT superior a 4,4%) e um elevado potencial

gerador de hidrocarbonetos (superior a 17kg Hc/ton de rocha), relacionado a um querogênio

do tipo II (índice de hidrogênio superior a 368 mg Hc/g carbono orgânico) (Mello et al.,

1988).

De acordo com interpretações, feições geoquímicas e moleculares dessas amostras

podem essencialmente ser consideradas como características de muitas das maiores feições

diagnósticas de outros ambientes deposicionais que não estão presentes (Mello et al., 1988).

As principais feições geoquímicas e moleculares são a predominância de n-alcanos de

menor peso molecular, pristano sempre mais alto que fitano, alta abundância relativa de

diasteranos e esteranos C30, concentrações médias de esteranos e hopanos (razões

hopano/esterano variando de 1,5 a 3,0), concentrações de pregnanos e homopregnanos

relativamente altas e significativas concentrações de níquel (superior a 800 ppm) e vanádio

(superior a 130 ppm) porfirinas na maioria das amostras (Mello et al., 1988).

Análogos antigos deste ambiente são os do Liassico, Oxfordiano e Kimmeridgiano no

Mar do Norte e os folhelhos Toarcianos do sudoeste da Alemanha e bacia de Paris, França

(Mackenzie et al., 1980, 1984; Moldowan et al., 1986). Exemplos contemporâneos

documentados são áreas do oceano Índico e Mar Negro (Demaison & Moore, 1980).

68

9. AMBIENTE GERADOR DE BACIAS DA MARGEM LESTE

BRASILEIRA

9.1 EVOLUÇÃO TECTÔNICA DAS MARGENS LESTE

BRASILEIRA E OESTE AFRICANA

As bacias marginais brasileiras compartilham, de uma forma geral, grandes

semelhanças quanto à evolução tectônica e história do preenchimento sedimentar. Essas

semelhanças devem-se à gênese comum, relacionadas aos dos processos que culminaram com

a ruptura do Gondwana a partir do final do Jurássico (Lima & Junior, 2003).

Analisando-se a sucessão sedimentar das diversas bacias das margens leste e

equatorial brasileira, observa-se que o pacote sedimentar existente nessas bacias poderia ser

agrupado em seqüências geneticamente correlatas, geograficamente contínuas, relacionadas a

estágios evolutivos termomecânicos distintos. Com base no estudo dessas seqüências, cinco

estágios tectônicos foram diferenciados nessas bacias: sinéclise, pré-rifte, rifte, transicional e

deriva (Lima & Junior, 2003).

Desses estágios, os três últimos correspondem àqueles que ocorrem sucessivamente

em bacias que evoluem de uma fase rifte para uma fase de deriva (margem passiva). Os dois

primeiros, sinéclise e pré-rifte, não ocorrem necessariamente (Lima & Junior, 2003).

O estágio de sinéclise corresponde às sucessões sedimentares relacionadas ao

preenchimento de grandes depressões, em geral associadas às bacias intracratônicas, que não

é o caso das bacias estudadas neste trabalho.

O estágio pré-rifte está provavelmente relacionado ao soerguimento crustal resultante

do aquecimento induzido pela presença de hotspots (pontos quentes) no Gondwana central,

embora tenha-se também aproveitado das antigas depressões relacionadas às sinéclises

paleozóicas. A ação desses hotspots auxiliou o enfraquecimento crustal da junção entre as

placas sul-americana e africana, causando sua posterior ruptura (Lima & Junior, 2003).

O início ou final desse estágio, bem como a intensidade de soerguimento, variou de

um local a outro, porém, em geral, ocorreu entre o final do Jurássico e o início do Cretáceo

(Berriasiano a Valanginiano) (Lima & Junior, 2003).

69

No estágio rifte, a distensão atingiu o limite elástico da crosta e, finalmente, conduziu

à ruptura da placa litosférica. Nas bacias da margem leste, o início do rifte foi mais ou menos

simultâneo, ocorrendo entre o Berriasiano e o Valanginiano (145 – 135 Ma, início do

Cretáceo) (Lima & Junior, 2003).

A evolução crustal foi, contudo, distinta nas bacias situadas mais ao sul (bacias do

Espírito Santo a Pelotas), onde o estiramento crustal esteve associado a vulcanismo basáltico,

já na fase rifte. Nas bacias da margem equatorial, o rifteamento ocorreria mais tarde, entre o

Barremiano e o final do Albiano (130 - 100 Ma) (Lima & Junior, 2003).

Durante o estágio rifte, a sedimentação consistiu praticamente na colmatagem da calha

gerada pelos falhamentos novos ou reativados pelos esforços distensivos que aconteceram ao

longo da atual margem continental brasileira. Várias calhas (bacias distintas) eram

internamente compartimentadas em blocos altos (horsts) e baixos (grabens), que

condicionaram a sedimentação em seu interior (Lima & Junior, 2003).

A evolução da ruptura continental esteve condicionada às direções estruturais impostas

pelo arcabouço dos crátons e das faixas móveis que serviram de embasamento às bacias, bem

como pelos principais lineamentos e falhas existentes na região (Lima & Junior, 2003).

Analisando-se a atual margem continental, nota-se que praticamente todo o litoral leste

brasileiro, desde o Rio Grande do Sul até a Bahia, desenvolveu-se condicionado aos

alinhamentos derivados da orogenia brasiliana, ocorrida no final do Proterozóico (Lima &

Junior, 2003).

O tectonismo de idade eocretácea, conhecido como "Reativação Wealdeniana", foi

responsável pela reativação tectônica das estruturas brasilianas, gerando os riftes estreitos e

alongados que ocuparam essa área (Lima & Junior, 2003).

A propagação da ruptura, que ocorreu preferencialmente de sul para norte na margem

leste, foi bastante mais complexa na margem equatorial. Nesta região, as principais feições

estruturais são paralelas à costa, estando, muitas vezes, relacionadas a falhas de transferência

(Lima & Junior, 2003).

A rotação diferencial das placas sul-americana e africana, mais rápida a sul, ocasionou

compressão e distensão localizada na margem equatorial, causadas pela reativação do

complexo sistema nordestino de lineamentos e falhas de direção predominante leste-oeste e

nordeste-sudeste (Lima & Junior, 2003).

70

O progresso da separação entre as placas sul-americana e africana permitiu a entrada

intermitente de água marinha no estreito e alongado golfo moldado ao final da fase rifte. Essa

incursão marinha marcou o início do estágio transicional. O influxo de água marinha no golfo

do proto-oceano Atlântico esteve controlado por uma importante feição estrutural que hoje

estende-se entre o litoral sul do Brasil e a costa da Namíbia, na África: a cadeia de Rio

Grande-Walvis (Figura 27) (Lima & Junior, 2003).

Figura 27: Reconstituição paleogeográfica do Atlântico Sul durante o final do Aptiano. Fonte: Apostila

Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP, 2009).

Esse alto atuou como uma barreira à comunicação efetiva entre o oceano Atlântico

Austral e o golfo Brasil-África, de modo que o influxo de água restrito e as altas taxas de

71

evaporação existentes devido ao clima quente então vigente favoreceram a concentração dos

sais nesses mares (Lima & Junior, 2003). Assim permitiu-se o acúmulo de uma espessa

seqüência evaporítica, que exerceu grande influência na evolução tectono-sedimentar

subseqüente dessas bacias. Esse estágio começou mais cedo também nas bacias da margem

leste, ocorrendo predominantemente durante o Aptiano. Nas bacias da margem equatorial

ocorreu entre o final do Aptiano e o Cenomaniano (Lima & Junior, 2003).

A fase transicional caracteriza-se por uma diminuição dos falhamentos por distensão

crustal, mas taxas de sedimentação ainda altas ocorreram no início desta fase devido à

subsidência térmica (Lima & Junior, 2003).

Com o avanço da separação entre as placas sul-americana e africana, a cadeia de Rio

Grande-Walvis teve seu papel progressivamente reduzido no controle das incursões marinhas

para o golfo, de modo que estas assumiram caráter permanente (Figura 28). Iniciou-se, então,

o estágio de deriva continental (Lima & Junior, 2003).

Figura 28: Fisiografia atual da região oceânica, exibindo as principais feições topográficas do fundo

oceânico. A cadeia Rio Grande-Walvis, hoje descontínua, teve importante papel no controle das incursões

marinhas durante o Aptiano. Fonte: Lima & Júnior (2003).

72

O estágio de deriva foi inicialmente marcado, nas bacias marginais, pelo

desenvolvimento de amplas plataformas carbonáticas. O progresso da separação, associado às

modificações climáticas induzidas pelo extenso oceano gerado, inibiu posteriormente a gênese

e deposição carbonática, de modo que as seqüências sedimentares evoluíram para um sistema

predominantemente siliciclástico que persiste até hoje (Lima & Junior, 2003).

9.2 EXEMPLOS DE ROCHAS GERADORAS NAS BACIAS DA

MARGEM LESTE BRASILEIRA

Amostras de rocha ricas em matéria orgânica de origem lacustre são responsáveis por

mais de 90% das reservas de petróleo do Brasil. Devido a maior suscetibilidade das bacias

lacustres às mudanças ambientais, rochas geradoras de petróleo lacustres tendem a apresentar

variações laterais e verticais de fácies e de características geoquímicas mais abruptas do que

as apresentadas por aquelas de origem marinha.

A produção e a preservação da matéria orgânica nos sistemas lacustres são

condicionadas por uma série de fatores, tais como o padrão de estratificação da coluna d’água,

salinidade e temperatura, que influem no padrão de estratificação os quais por sua vez

dependem da história tectônica, climática e hidrológica da bacia.

Como reflexo da complexidade e variedade de ambientes encontrados nas bacias

lacustres, diversos modelos de formação de rochas geradoras têm sido propostos nas últimas

décadas. A utilização de parâmetros geoquímicos integrados a dados geológicos constitui uma

poderosa ferramenta para reconstrução da evolução paleoambiental dessas bacias. Na Tabela

2, destacam-se exemplos de rochas geradoras nas Bacias da Margem Leste Brasileira e

características geológicas e geoquímicas:

73

Tabela 2: Características geológicas e geoquímicas das rochas geradoras na margem leste brasileira. Fonte: Modificado de Notas de Aulas de Geologia do Petróleo (Silva, 2011).

Bacias COT IH (mgHc/g

COT)

MO Rochas Geradoras Idade da Rocha Geradora Tipo de Ambiente

Deposicional

Camamu 4 – 5% 200 - 300 Tipo I Sedimentos lacustres de água doce Rio da Serra a Jiquiá Eocretáceo

(~143-123 Ma).

Lacustre

Cumuruxatiba 1 – 4% até 300 Tipo II Margas e folhelhos calcíferos marinhos da Fm.

Regência.

Albiano/Cenomaniano (~112-95

Ma).

Marinho

Espírito Santo 2 - 8% > 650 Tipo II Fm Urucutuca e Fm Regência (Albiano); Fm

Mariricu/ Membro Mucuaí (Neoaptiano); Fm Cricaré,

principal intervalo gerador/ Membro Sernambi

(Barremiano/Eoaptiano).

Albiano (~112-100 Ma)

Neo-Aptiano (~121-112 Ma)

Barremiano/Eoaptiano (~130-123

Ma).

Marinho

Incursões marinhas

Lacustre

Campos 2 - 6% 900

Tipos I e II

Folhelhos lacustrinos do Cretáceo Inferior e margas da

Fm. Lagoa Feia (Cretáceo Inferior).

Barremiano e Aptiano (~127-123

Ma).

Lacustre Alcalino

Santos 2 - 5% 200

Tipo II

Folhelhos marinhos da Fm. Itajaí-Açu (influência de

sedimentação carbonática).

Aptiano e final do Cretáceo inferior

(~120-113 Ma).

Marinho

Pelotas

Média

4,2%

> 400

Tipo I

Folhelhos da Fm. Irati (Permiano); Folhelhos lacustres

da fase rifte; Folhelhos da Fm. Imbé (“Cone”).

Permiano, Aptiano,

Cenomaniano/Turoniano (~120-140

Ma).

Marinho

74

9.3 EXEMPLOS DE ROCHAS GERADORAS NAS BACIAS DA

MARGEM OESTE AFRICANA

Rochas geradoras lacustres são responsáveis pela origem de uma parcela significativa

das reservas de petróleo em várias regiões do mundo (e.g., Indonésia, China, Brasil, Sumatra,

oeste da África e Austrália; Katz, 1990).

A costa oeste da África, notadamente nas águas profundas de Angola (delta do Congo)

e Nigéria (delta do Niger), completa o chamado “triângulo dourado das águas profundas”

(Brazilian Journal of Geophysics, 2000).

Uma série impressionante de descobertas feitas por companhias como a Elf e a Total

(hoje TotalFinaElf), Esso (hoje ExxonMobil), British Petroleum (hoje BP-Amoco) e Texaco

já somam cerca de 8 bilhões de barris de reservas (Brazilian Journal of Geophysics, 2000).

Entretanto, o único campo em produção atualmente em lâminas d’água superiores a

600m encontra-se na Guiné Equatorial (Campo de La Ceiba), sendo operado pela pequena

companhia Triton (Brazilian Journal of Geophysics, 2000)

Outras áreas em franco desenvolvimento no número de descobertas e na perspectiva

de entrada em produção de campos de petróleo em águas profundas como Trinidad Tobago e

outros países da África Ocidental (Guiné Equatorial, Congo, Costa do Marfim e Mauritânia),

também se destacam (Brazilian Journal of Geophysics, 2000)

Nas águas profundas e ultraprofundas, da costa oeste africana a maioria dos sistemas

petrolíferos ativos são deltaicos. As rochas geradoras podem ser folhelhos prodeltaicos

(eocênicos-oligocênicos), depositados antes da progradação de grandes deltas oligo-

miocênicos, a exemplo do delta do Niger, ou folhelhos marinhos, relacionados a depósitos

anóxicos do Cenomaniano/Turoniano, cobertos igualmente por progradações deltaicas

oligomiocênicas, tais como os deltas do Orinoco (Trinidad Tobago) e do Congo

(Angola/Congo).

De acordo com a empresa Petrobrás (2011), há semelhanças entre as bacias

sedimentares da Costa Oeste da África e da Margem Leste do Brasil. A bacia costeira do

Gabão, por exemplo, está localizada em área foco de atuação para a empresa – a Costa Oeste

da África.

75

A região apresenta estruturas geológicas consideradas comparáveis àquelas

encontradas no Brasil e possui potencial para a descoberta de expressivos volumes de petróleo

em áreas localizadas em águas profundas. Nesta região, a Petrobras já está presente em

Angola, Benin, Namíbia e Nigéria.

Acredita-se que possam existir grandes reservas de petróleo no pré-sal na costa Oeste

da África, por razões geológicas. Há cerca de 150 milhões de anos, parte do Hemisfério Sul

era um só, com a América do Sul e a África unidos em um só bloco. Há cerca de 120 milhões

de anos as duas regiões começaram a se separar, (ao se separarem, uma parte do pré-sal ficou

na costa brasileira e a outra, na costa africana) com a movimentação das placas tectônicas, que

estão em constante movimento. Os olhos das gigantes corporações petrolíferas estão se

voltando para a costa Oeste da África, onde haveria reservas significativas de petróleo

também abaixo da camada de sal, numa área idêntica à existente no Brasil.

Ao longo do período de separação dos dois continentes, em determinado momento se

formou um golfo, semelhante ao Mar Vermelho atual. O golfo se formou na costa brasileira,

entre Pernambuco e Santa Catarina. Foi a partir de então que começou a se formar a camada

de sal. O Atlântico formou-se posteriormente com a oceanização deste golfo.

Na época, formou-se a camada de sal, sobrepondo-se a pacotes sedimentares, contendo

rochas propícias à formação de hidrocarbonetos (petróleo ou gás natural). Na altura de

Florianópolis, em Santa Catarina, uma barreira vulcânica impediu a continuação da formação

da camada de pré-sal no Sul do país e na Argentina.

Como resultado do processo de fragmentação do Gondwana., os blocos do pré-sal na

Bacia de Santos estão de frente para a bacia de Angola no continente africano. A costa

africana, nas proximidades das ilhas de São Tomé e Príncipe, é área de estruturas

excepcionais abaixo do pré-sal e, por isso, com grandes expectativas de que existam reservas

significativas de petróleo. Abaixo observa-se alguns exemplos de ambientes deposicionais

entre as costas leste brasileira e oeste africana (Angola). É possível que as rochas geradoras

destes ambientes possuam similaridades (Figura 29).

76

Figura 29: Correlação de rochas geradoras da Costa Leste Brasileira e Costa Oeste Africana.

Fonte: Apostila Interna do Curso de Formação de Geologia do Petróleo (RH/UP/ECTEP, 2009).

77

10. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

A geoquímica orgânica do petróleo caracteriza-se pela utilização integrada dos

métodos e técnicas da química orgânica e da geologia.

O objeto de estudo da geoquímica orgânica do petróleo é a sua gênese, que é um ramo

bastante especializado da indústria do petróleo, cuja compreensão possui grande impacto na

exploração de uma bacia sedimentar.

A evolução da matéria orgânica é tratada pela geoquímica orgânica do petróleo. Ela é

a matéria prima para geração de hidrocarbonetos, sendo necessário que se compreenda sua

evolução desde a sua incorporação às rochas até sua transformação térmica em petróleo e/ou

gás natural. Os dois objetivos principais da geoquímica orgânica do petróleo são a

determinação de parâmetros para a avaliação do potencial gerador em uma bacia sedimentar e

a análise geoquímica do óleo, identificando os estratos que lhe deram origem.

Com esta finalidade, são utilizadas técnicas para caracterização de rochas geradoras,

estudando assim a quantidade, a qualidade e o nível de maturação da matéria orgânica,

contribuindo para a exploração de petróleo. Utilizam-se técnicas petrográficas de avaliação

óptica (Reflectância da Vitrinita, Índice de Coloração dos Esporos) bem como técnicas

geoquímicas qualitativas e quantitativas (parâmetros de Pirólise Rock - Eval, conteúdo de

carbono orgânico total – COT e caracterização dos biomarcadores).

Conforme mencionado ao longo do texto, existem semelhanças entre as bacias

sedimentares da Costa Oeste da África e da Margem Leste do Brasil, pois a costa oeste

africana apresenta estruturas geológicas consideradas comparáveis àquelas encontradas no

Brasil, possuindo potencial para a descoberta de expressivos volumes de petróleo em áreas

localizadas em águas profundas.

Acredita-se que possam existir grandes reservas de petróleo no pré-sal na costa Oeste

da África, por razões geológicas. Há cerca de 150 milhões de anos, parte do Hemisfério Sul

era um só, com a América do Sul e a África unidos em um só bloco. Há cerca de 120 milhões

de anos as duas regiões começaram a se separar, (ao se separarem, uma parte do pré-sal ficou

na costa brasileira e a outra, na costa africana) com a movimentação das placas tectônicas, que

estão em constante movimento. Os olhos das gigantes corporações petrolíferas estão se

voltando para a costa Oeste da África, onde haveria reservas significativas de petróleo

também abaixo da camada de sal, numa área idêntica à existente no Brasil.

78

A constatação de uma rocha geradora numa bacia sedimentar constitui o principal

elemento de um sistema petrolífero e a ausência dela inviabiliza totalmente a exploração de

hidrocarbonetos.

Assim, recomenda-se estudos e pesquisas nessas regiões para que se descubram e se

desenvolvam grandes acumulações petrolíferas, gerando riquezas e desenvolvimento para os

países que detêm as respectivas áreas.

79

11. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

APOSTILA INTERNA DO CURSO DE FORMAÇÃO DE GEOLOGIA DO

PETRÓLEO, RH/UP/ECTEP, 2009.

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Leopoldo A. Miguez de Mello (CENPES/PETROBRAS) pela análise de geoquímica

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