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Caracterização de fluidos hidrotermais e suas fontes em bacias sedimentares com potencial petrolífero: aplicação inovadora de análises isotópicas na exploração de petróleo e gás (2017)

  • Authors:
  • Autor USP: FERREIRA, EZEQUIEL JOSE ESTREMINA CARNEIRO BRANDAO - IGC
  • Unidade: IGC
  • Sigla do Departamento: GMG
  • Subjects: ISÓTOPOS; GEOQUÍMICA; HIDROTERMALISMO; HIDROCARBONETOS; BACIAS SEDIMENTARES
  • Language: Português
  • Abstract: presentes na mesma região exibem composições isotópicas de Pb claramente distintas, caracterizando-se por valores de μ e razões 207Pb/206Pb mais elevadas, indicando a incorporação de Pb de fontes mais antigas na sua composição. Estas diferenças são também globalmente verificadas ao nível dos isótopos de Sr e Nd, os quais apresentam razões atuais de 87Sr/86Sr muito mais radiogênicas e de εNd muito mais baixos nos óleos da Formação Pirambóia do que nos da Formação Irati. Várias hipóteses são colocadas para explicar as diferenças observadas: i) a rocha geradora do óleo presente nos arenitos asfálticos da Formação Pirambóia não é a Formação Irati; ii) os óleos foram gerados pelos folhelhos da Formação Irati mas lixiviaram Sr, Nd e Pb de fontes antigas durante o seu percurso de migração secundária até ao reservatório, tendo modificado drasticamente a sua assinatura geoquímica; iii) a geração dos óleos presentes na Formação Pirambóia está associado ao evento de natureza exalativo-hidrotermal de idade Permo-Triássica. No que respeita aos dados isotópicos Re-Os, a razão inicial 187Os/188Os (1.43±0.06) dos folhelhos da Formação Irati a norte do Arco de Ponta Grossa indica predomínio de Os de origem continental, sugerindo que este setor da bacia estava sujeito a fortes condições de restrição que impediram a entrada no sistema de contributos significativos de Os com proveniência marinha (menos radiogênico). As razões 187Os/188Os dos óleos da Formação Irati e da Formação Pirambóia são sempre menos radiogênicas do que as dos folhelhos da Formação Irati (rocha-geradora) para as possíveis idades de geração (135 Ma e 252 Ma), sugerindo incorporação de Os não-radiogênico por interação com um fluido de natureza magmática ou com um fluido intrabacinal modificado por lixiviação de Os não-radiogênico dos basaltos da Formação Serra Geral ou das rochas alcalinas do Cretáceo Superior. AsA presente tese de doutoramento teve como objetivo principal o aperfeiçoamento de técnicas analíticas em geoquímica isotópica radiogénica, visando melhorar a compreensão da evolução de sistemas petrolíferos na Bacia do Paraná e na Bacia Lusitânica. O trabalho experimental realizado permitiu o desenvolvimento de um procedimento analítico padrão a ser utilizado nos laboratórios do Centro de Pesquisas Geocronológicas do Instituto de Geociências da Universidade de São Paulo para digestão de rochas com potencial gerador de hidrocarbonetos, óleos e betumes. As razões entre elementos de carácter imóvel e os dados isotópicos de Nd obtidos em folhelhos da Formação Irati no bordo leste da Bacia do Paraná (São Mateus do Sul, Arco de Ponta Grossa e Anhembi) indicam que a sua componente siliclástica é similar e independente do subdomínio da bacia, sugerindo o envolvimento de protólitos sedimentares comuns ou de composição semelhante e mais evoluída do que a da crosta continental superior. Os estudos de difração de raios-x e geoquímica multielemetnar mostram que os folhelhos do Membro Assistência do subdomínio de Anhembi se diferenciam dos demais folhelhos analisados pela presença de saponita na base da unidade e por fortes enriquecimentos autigênicos em Mg, Si, Na, U, Sr e V, os quais são atribuídos a modificações decorrentes da circulação de fluidos na bacia, a qual terá sido promovida pela existência de um sistema exalativo-hidrotermal neste setor na transição do Permo-Triássico. A composição isotópica de Pb de óleos extraídos de calcários da Formação Irati na região centro-leste de São Paulo mostram compatibilidade com a composição isotópica dos folhelhos do Membro Assistência da mesma formação, sugerindo transferência da composição isotópica de Pb da rocha geradora para o óleo no momento da geração. Por sua vez, os óleos extraídos dos arenitos asfálticos da Formação Pirambóiarazões entre elementos imóveis indicam que as unidades com potencial gerador de hidrocarbonetos do Jurássico Inferior da Bacia Lusitânica (Formação Água de Madeiros e Formação Vale das Fontes) apresentam protólitos sedimentares caracterizados por composições médias menos evoluídas do que a crosta continental superior, apontando para uma maior influência de aporte detrítico proveniente da Zona de Ossa Morena, contrariamente à deposição da Formação de Cabaços (Jurássico Superior), a qual mostra composições próximas ou mais evoluídas que a crosta continental superior, sugerindo uma maior influência de sedimentos provenientes da Zona Centro Ibérica. A análise de diversos indicadores de paleo-redox sugerem condições de oxigenação da coluna de água e/ou abaixo do interface água-sedimento fortemente variáveis durante a deposição dos níveis ricos em matéria orgânica da Formação Água de Madeiros e da Formação Vale das Fontes, oscilando entre condições subóxicas a fortemente euxínicas na primeira, e predominantemente anóxicas sulfídicas na segunda, localmente pontuadas por períodos subóxicos ou euxínicos. A análise da covariação entre os fatores de enriquecimento em Mo e U destes sedimentos revela a existência de um vigoroso mecanismo de particulate shuttle durante a sua deposição. Do ponto de vista da configuração da bacia, esta apresentaria condições mais próximas a bacias pouco restritas atuais, como o Mar Báltico, do que com as zonas modernas de ressurgência de ambiente marinho aberto (e.g. margem do Peru) ou com bacias sujeitas a forte restrição como o Mar Negro. A deposição dos níveis ricos em matéria orgânica da Formação de Cabaços ocorreu sob condições predominantemente oxidantes a subóxicas. As análises isotópicas Re-Os em óleos da Bacia Lusitânica indicam que o Cretáceo Superior configura a principal época de geração de hidrocarbonetos. O óleo do poço Benfeito-1apresenta afinidade geoquímica com os restantes óleos da região de Torres Vedras, excluindo a possibilidade de geração a partir das unidades do Jurássico Inferior. As razões 187Os/188Os das unidades do Jurássico Inferior mostram-se sempre mais radiogénicas, independentemente da idade de regressão, do que a razão obtida no óleo dos arenitos asfálticos da Praia de Paredes de Vitória. Esta situação exclui a possibilidade de os níveis analisados do Jurássico Inferior serem a rocha geradora deste óleo. As análises isotópicas de Pb em piritas que seccionam a sequência sedimentar na região de São Pedro de Moel mostram o Pb presente nestas fases minerais derivou de reservatórios da crosta continental superior. Os dados obtidos indicam ainda que processos conducentes à incorporação de Pb nestas piritas terão sido idênticos, embora tenham ocorrido em épocas diferentes, apontando para fontes de fluidos semelhantes e interação fluido-rocha e/ou percursos de migração idênticos em três eventos de migração temporalmente distintos. Cada subgrupo de piritas apresenta idade de interceção na curva de Stacey-Kramers de 152Ma, 59Ma e 30Ma. As duas últimas idades poderão ter correspondido a dois eventos de migração/remobilização dos hidrocarbonetos gerados no Cretáceo Superior.
  • Imprenta:
  • Data da defesa: 03.05.2017

  • How to cite
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    • ABNT

      FERREIRA, Ezequiel José Estremina Carneiro Brandão; TASSINARI, Colombo Celso Gaeta; MATEUS, António Manuel Nunes. Caracterização de fluidos hidrotermais e suas fontes em bacias sedimentares com potencial petrolífero: aplicação inovadora de análises isotópicas na exploração de petróleo e gás. 2017.Universidade de São Paulo, São Paulo, 2017.
    • APA

      Ferreira, E. J. E. C. B., Tassinari, C. C. G., & Mateus, A. M. N. (2017). Caracterização de fluidos hidrotermais e suas fontes em bacias sedimentares com potencial petrolífero: aplicação inovadora de análises isotópicas na exploração de petróleo e gás. Universidade de São Paulo, São Paulo.
    • NLM

      Ferreira EJECB, Tassinari CCG, Mateus AMN. Caracterização de fluidos hidrotermais e suas fontes em bacias sedimentares com potencial petrolífero: aplicação inovadora de análises isotópicas na exploração de petróleo e gás. 2017 ;
    • Vancouver

      Ferreira EJECB, Tassinari CCG, Mateus AMN. Caracterização de fluidos hidrotermais e suas fontes em bacias sedimentares com potencial petrolífero: aplicação inovadora de análises isotópicas na exploração de petróleo e gás. 2017 ;

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