CONTRIBUIÇÃO À AVALIAÇÃO DO POTENCIAL GERADOR DE HIDROCARBONETOS DA FORMAÇÃO PIMENTEIRAS (DEVONIANO), NO ESTADO DO TOCANTINS, BACIA DO PARNAÍBA, BRASIL
A bacia do Parnaíba faz parte do
grupo das bacias intracratônicas paleozoicas
brasileiras. A Formação Pimenteiras é a unidade
litoestratigrafica potencialmente geradora de
petróleo desta bacia. Neste trabalho, foram
estudadas as características geoquímicas
de seis amostras de folhelhos da Formação.
Pimenteiras. Para isto foram utilizadas técnicas
como COT, pirólise Rock Eval e cromatografia
gasosa acoplada ao detector de ionização
de chamas (GC-FID) e isótopos estáveis
de carbono. Estas amostras apresentaram
COT variando de 0,99% a 1,98 %, que são
considerados como um bom potencial de rochas
geradoras de petróleo. Porém, os resultados do
S2 variaram entre 0,86 e 2,28 mg HC/ g rocha,
revelando amostras com um pobre potencial
de gerar hidrocarbonetos. Através dos valores
do índice de hidrogênio foi possível qualificar
a matéria orgânica para todas as amostras de
folhelho, como querogênio do tipo III, e este
apresenta potencial para gerar gás. Os valores
do Tmáx menores 430 ºC demostraram que
todas elas encontram-se imaturas, e analisando
os n-alcanos é verificado o predomínio dos
n-alcanos, n-C27 a n-C30, sugerindo uma fonte
de matéria orgânica de origem terrestre
CONTRIBUIÇÃO À AVALIAÇÃO DO POTENCIAL GERADOR DE HIDROCARBONETOS DA FORMAÇÃO PIMENTEIRAS (DEVONIANO), NO ESTADO DO TOCANTINS, BACIA DO PARNAÍBA, BRASIL
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DOI: 10.22533/at.ed.2091821123
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Palavras-chave: Geoquímica do Petróleo. Bacia do Parnaíba. Formação Pimenteiras. Devoniano.
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Keywords: petroleum geochemistry. Parnaíba basin. Pimenteiras Formation, Devonian.
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Abstract:
The Parnaíba basin is part of the
group of the brazilian paleozoic intracratonic
basins. The Pimenteiras Formation is the
lithostratigraphic unit potentially generating oil of this basin. In this work, the geochemical characteristics of six shale samples from
the Formation Pimenteiras were studied. For this, techniques such as TOC, pyrolysis
Rock Eval and gas chromatography coupled to the flame ionization detector (GC-FID)
and stable carbon isotopes were used. These samples presented TOC varying from
0.99% to 1.98%, considered as a good potential of source rocks petroleum. However,
the S2
scores ranged from 0.86 to 2.28 mg HC / g rock, revealing samples with poor
hydrocarbon generation potential. Through the values of the hydrogen index it was
possible to qualify the organic matter for all shale samples, as type III kerogen, which
presents potential to generate gas. Tmax values lower than 430 °C showed that all of
them are immature, and the n-alkanes are predominant, n-C27 to n-C30, suggesting a
source of organic matter of terrestrial origin
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Número de páginas: 15
- IASMINE MACIEL SILVA SOUZA
