Dados da Submissão

Título

Potencial Petrolífero da Bacia de Pelotas e Correlação com Bacias da Margem Sudoeste da África

Texto do resumo

Recentes descobertas de hidrocarbonetos na Bacia Africana de Orange (offshore Namibia) reascenderam as discussões sobre o potencial petrolífero da Bacia de Pelotas (Brasil). Nas duas bacias, a deposição dos intervalos geradores esteve intimamente relacionada com a abertura do oceano Atlântico-Sul e início da circulação oceânica. Tal dinâmica pode ser bem observada no registro sedimentar das bacias da margem Sudoeste Africana onde pelo menos 4 intervalos geradores são reconhecidos (Hauteriviano-Turoniano). Na Bacia de Pelotas, entretanto, ainda existe uma necessidade de melhor caracterização e definição do principal intervalo gerador. Nesse sentido, o presente estudo apresenta uma avaliação de dados geoquímicos de 8 poços exploratórios da Bacia de Pelotas focando na caracterização das rochas geradoras a partir de dados de carbono orgânico total, pirólise Rock-Eval, cinética global e petrografia orgânica (reflectância da vitrinita- %Ro). Adicionalmente, apresenta-se uma avaliação dados de CG-FID, para o óleo total, e CG-EM, para biomarcadores presentes em indícios de hidrocarbonetos e extratos orgânicos. Em termos de intervalo gerador, foram reconhecidos dois intervalos; um de idade Turoniano e outro Paleoceno. O intervalo de idade Turoniano chega a apresentar teores de COT próximos 6% e Índice de Hidrogênio ao redor de 300-350 mg HC/g COT, apresentando relativo potencial para geração de petróleo. No âmbito da evolução térmica, valores de %Ro e de Tmáx indicam que, em grande parte das seções estudadas, os intervalos encontram-se imaturos indicando que não houve fluxo térmico necessário para geração de hidrocarbonetos. Em dois poços, entretanto, os dados indicam que a seção Turoniana entrou no início da janela de geração. Ressalta-se que, apesar do alto teor de matéria orgânica e do bom potencial para geração de petróleo (S2 > 6 kg HC/ton de rocha), o potencial é relativamente menor em comparação com o mesmo intervalo em outras bacias sedimentares da margem leste brasileira. Isso pode ser explicado pelas condições mais oxigenadas ao longo da porção sul da plataforma marinha, as quais afetam a qualidade e quantidade do conteúdo orgânico, corroborado pela coloração baixa de fluorescência nas lâminas de palinofácies, e Indice de Hidrogênio em torno de 300-350 mg HC/ g COT. Tal condição de menor oxigenação deve-se, possivelmente, com a ventilação de águas austrais e aumento da circulação oceânica. O segundo intervalo, de idade Paleoceno, chega a apresentar valores próximos a 5% de COT e IH de até 300mg HC/g COT (potencial para geração de hidrocarboneto gasoso). Os dados de Ro e de Tmáx, entretanto, indicam que a seção está imatura. Do ponto de vista de correlação com as Bacias da Margem Africana, foi verificado uma grande similaridade entre os indícios verdadeiros na Bacia de Pelotas e indícios reportados para poços offshore da Namíbia. Tal correlação foi determinada através da avaliação dos parâmetros de biomarcadores indicativos de origem e maturação. Observa-se, entretanto, que a principal rocha geradora da margem Africana, de idade Aptiano, ainda não foi caracterizada em termos geoquímicos na Bacia de Pelotas, reforçando a necessidade da ampliação de estudos na região. Por fim, ressalta-se que foi possível estabelecer correlações oléo-óleo, óleo-rocha e rocha-rocha entre as amostras Brasileiras e Africanas demonstrando a importância da geoquímica na caracterização de sistemas petrolíferos.

Palavras Chave

Sistemas petrolíferos; Rochas-geradoras; Bacia de Pelotas; Bacia de Orange; Bacia de Luderitz