Maturidade térmica, potencial gerador e modelagem 1d do sistema petrolífero da formação pimenteiras no Centro-Norte da Bacia do Parnaíba, Brasil

• Ano de defesa: 2019
• Autor(a) principal: Oliveira, Nicolas Stevam Amancio de
• Orientador(a): Celino, Joil José
• Banca de defesa: Ribeiro, Hélio Jorge Portugal Severiano, Oliveira, Olívia Maria Cordeiro de
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Universidade Federal da Bahia; Instituto de Geociências
• Programa de Pós-Graduação: em Geoquímica: Petróleo e Meio Ambiente
• País: brasil
• Palavras-chave em Português: Rocha geradora; Pirolise Rock-Eval; Carbono Orgânico Total (COT); Maturação; Geração e intrusão ígneas
• Área do conhecimento CNPq: Ciências Exatas e da Terra; Geociências; Geoquímica
• Link de acesso: http://repositorio.ufba.br/ri/handle/ri/30776

A Bacia do Parnaíba é considerada como uma fronteira de explorada, com áreas favoráveis à geração de hidrocarbonetos quando comparadas a outras bacias similares. Para a caracterização geoquímica da Formação Pimenteirase modelagem 1D, assim como para a elaboração de um poço hipotético (HP) foram utilizados dados de carbono orgânico total (COT) e pirólise Rock-Eval de 6 poços.Localizados na porção centro-norte da bacia, solicitados da base de dados da ANP - Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustível.A presente dissertação objetiva qualificar a maturidade e o potencial geração de hidrocarbonetos.Sendo assim, combinou-sedadosgeoquímicos com modelagem unidimensional da história de soterramento, maturidade térmica e tempo de geração de petróleo para avaliar o potencial da rocha geradora para exploração de sistemas petrolíferos atípicos.Os dados de COT apresentam valores médios, o que pode ser refletido nos baixos valores de S1 e S2da Formação. O tipo de querogênio em função dos valores no diagrama do tipo van Krevelen é predominante do tipo II / III, e, portanto, considerado marinho / terrestre. Os resultados também mostraram que em alguns poços as amostras podem apresentar baixos valores de IH devido a uma possível influência do calor de rochas ígneas presentes na região, o que étambém observado no diagrama do tipo van Krevelen, que exibe matéria orgânica do tipo IV, principalmente nos poços que possuem intrusões mais espessas.Os resultados geoquímicos, combinados com a tectônica regional, estratigrafia e caracterização litológicas, foram implementados na história de soterramento nos modelos de maturação dos próprios poços obtidos edo hipotético (PH).Com respostas de taxas de transformação em hidrocarbonetos de máximas entre 10,00% a 99,66% ede potencialidades encontradas para a geração de óleo entre 12,31 e 42,92 mg HC g-1 COT. As simulações mostraram que os folhelhos possuem mais alto potencial gerador de hidrocarbonetos gasosos com um IH máximo encontrado de 443,61 mg HC g-1 COT, e no poço hipotético máxima de 157,10 mg HC g-1 COT. A Formação demostrou também % Ro e IH está no início da janela de geração de óleo ou já ultrapassado.A taxa de transformação manifesta que há geração no querogênio na rocha geradora, mas os gráficos de potenciais gerações de óleo, não. Corroborado com a interpretação da maior geração de gás do que óleo pelos gráficos feitos. Assim, conclui-se que não são suficientes os valores dos parâmetros analisados para fazer uma exploração viável em busca de óleoem comparação com o potencial exibido de geração de gás. Por meio disso, pode ser explanado quea região estudada não atingiu a maturidade térmica necessária para gerar a quantidade significativa de produção de óleo na bacia. O que foi interpretado também, inicialmente, pelo diagrama do tipo van Krevelen e pelos valores de Tmáx, que indicaram pouca evolução térmica. Isto é, a rocha geradora está imatura, em sua maior parte. Com isso, os resultados e métodos deste estudo podem ser facilmente extrapolados para restringir a evolução da bacia em campos exploratórios próximos para gás. Finalmente, apesquisa realizada é significativa para auxiliar na exploração da própria bacia e em outras bacias intracratônicas com características semelhantes.