Geoquímica e petrografia orgânica da formação Santana, Bacia do Araripe, Nordeste do Brasil

Abstract

A Bacia do Araripe, conforme Brito Neves et al. (2000), está inserida na unidade geotectônica da Província Borborema, abrangendo os estados do Ceará, Pernambuco e Piauí. Este trabalho buscou identificar possíveis intervalos potencialmente geradores da Formação Santana (Aptiano-Albiano) na Bacia do Araripe, a partir de técnicas de geoquímica e petrografia orgânica para caracterizar dez amostras de campo, referentes a folhelhos orgânicos provenientes deste intervalo estratigráfico. Os valores de COT indicam que todas as amostras possuem mais que o mínimo de carbono orgânico necessário para geração de hidrocarbonetos, a partir de 1 % em massa. Foram encontrados valores no pico S2 que variam de 7,44 a 13,56 mg HC/g de rocha para os Membros Crato e Romualdo (base e topo da Formação estudada), conferindo-lhes um potencial petrolífero bom e muito bom, respectivamente. No Membro intermediário, Ipubi, há um acréscimo na produção de hidrocarbonetos rumo ao seu topo estratigráfico, mas ocorre também a amostra com mais pobre potencial petrolífero, a amostra 9, com valor de S2 de 0,05 mg HC/g de rocha. O tipo de querogênio é classificado como tipo II para os Membros Crato e Romualdo, e tipos I, II e III para o Membro Ipubi. Os valores de ICE variam entre 3.0 a 4.0 (Robertson Research Limited), e de Tmax (361 a 433 ºC), permitindo classificar as amostras como imaturas a marginalmente maturas, conforme classificação de Peters & Cassa (1994) Foram encontradas vitrinitas apenas no Membro Ipubi, indicando material imaturo com 0,29 – 0,48% Rrandom, e baixo grau de maturação 0,60% Rrandom na amostra 2. A petrografia sob luz refletida mostra que as amostras 2, 3 e 9 estão contaminadas por betumen, interferindo nos valores de índice de produção, além de reflectância da vitrinita para a amostra 9. Análises de DRX mostram que o quartzo é o mineral mais abundante nas amostras, seguido pela esmectita e calcita, por vezes gipso, pirita e ilita e raramente caolinita. A petrografia sob luz transmitida, indica a matéria orgânica amorfa, como sendo o principal componente do querogênio estudado, seguido por fitoclastos e palinomorfos. A Análise elementar das razões atômicas de N, C, H e S, apontam os maiores valores nas amostras 5 a 8 (Membro Ipubi), podendo relacioná-las também aos maiores valores de COT e pertencentes a querogênio do tipo I, o menor valor dos parâmetros supracitados ocorre na amostra 9, a única que possui querogênio do tipo III. Os valores intermediários encontrados nas amostras 1 a 4 e 10, coincidem com amostras referentes a querogênio do tipo II. O intervalo em que se observa maior predominância destas condições está localizado no topo do Membro Ipubi, englobando as amostras 5 a 8. Foi determinado, a partir das análises realizadas, que este grande intervalo é caracterizado como o maior potencial gerador de petróleo identificado neste trabalho, apesar das amostras analisadas estarem imaturas.

The Araripe Basin, according to Brito Neves et al. (2000), is inserted in the geotectonic unit of the Borborema Province, covering the states of Ceará, Pernambuco and Piauí. This study aimed to identify possible potentially generating intervals of the Santana Formation (Aptian-Albian) in the Araripe Basin, from geochemical techniques and organic petrography to characterize ten samples field, referring to organic shales from this stratigraphic interval. The COT values indicate that all samples have more than the minimum of organic carbon required for generation of hydrocarbons, from 1% by mass. The S2 values ranging from 7.44 to 13.56 mg HC / g of rock for the Crato and Romualdo Members (base and top of the study Formation), giving them a good petroleum potential and very good, respectively. In the intermediate member, Ipubi, there is an increase in production of hydrocarbons toward its top stratigraphic, but also occurs the sample with poorer oil potential, the sample 9, with a value of S2 0.05 mg HC / g rock. The type of kerogen is classified as type II for Members Crato and Romualdo, and types I, II and III to the Member Ipubi. SCI values range from 3.0 to 4.0 (Robertson Research Limited), and Tmax (361-433 °C), allowing classifying the samples as immature to marginally mature, as Peters & Cassa classification (1994). Vitrinitas were found only in the Member Ipubi indicating immature material with from 0.29 to 0.48% Rrandom and low degree maturity 0.60% Rrandom the sample 2 The petrographic under reflected light shows that samples 2, 3 and 9 are contaminated with bitumen, interfering with the production index values, and the vitrinite reflectance for sample 9. XRD analysis shows that quartz is the most abundant mineral in the samples, followed by the smectite and calcite sometimes gypsum, pyrite and illite and kaolinite rarely.The petrographic under transmitted light, indicates the amorphous organic material as the main component of kerogen studied, followed by phytoclasts and palinomorphs. The Analysis of the atomic ratios of N, C, H and S, indicate the highest values in samples 5-8 (Member Ipubi), associated also to higher TOC values and belonging to Type I kerogen, the lowest value the above parameters occurs in the sample 9, the one that has the type III kerogen. Intermediate values found in samples 1 to 4 and 10 matching samples related to type II kerogen. The interval in which there is a predominance of these conditions is located at the top of the Member Ipubi, encompassing the samples 5 to 8. It was determined from the analyzes carried out, this long interval is characterized as the greatest potential for generating oil identified in this work although of the samples are immature.