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1 Versão online: Comunicações Geológicas (2014) 101, Especial I, IX CNG/2º CoGePLiP, Porto 2014 ISSN: X; e-issn: X Potencial gerador de hidrocarbonetos dos argilitos carbonosos das Formações de Vúzi e de Moatize (Karoo Inferior) da Bacia Carbonífera de Moatize Minjova, Província de Tete, Moçambique Hydrocarbon source rock potential of the Vúzi and Moatize Formations black shales (Lower Karoo) of the Moatize- Minjova Coal Basin, Tete Province, Mozambique P. Fernandes 1*, B. Rodrigues 1, R. C. G. S. Jorge 2, J. Marques LNEG Laboratório Nacional de Geologia e Energia IP Artigo Curto Short Article Resumo: A Formação de Moatize da Bacia Carbonífera de Moatize Minjova é uma unidade estratigráfica importante do Supergrupo Karoo de Moçambique, consistindo em argilitos carbonosos, arenitos e camadas de carvão. Os argilitos da Formação de Moatize caracterizam-se por possuírem querogénio do tipo II-III e do tipo III, com elevados valores de COT (1,3 31 wt.%) e valores de Índice de Hidrogénio (HI) baixos a médios ( mg HC/g COT), sendo considerados como possuindo elevada capacidade para gerar gás, podendo ser considerados como unidades importante de shale gas. A Formação (Tilítica) de Vúzi, na base do Supergrupo Karoo, não possui capacidade para gerar hidrocarbonetos. Palavras-chave: Geoquímica orgânica, Shale gas, Karoo, Bacia Carbonífera de Moatize-Minjova, Moçambique. Abstract: The lower Permian Moatize Formation is an important stratigraphic unit of the Karoo Supergroup of the Moatize - Minjova Coal Basin, Tete Province, Mozambique. The shales from this formation yielded type II - III kerogen, high TOC values ( wt.%) and Hydrogen Index (HI) low to moderate ( mg HC/g TOC) and can be regarded as an important gas prone source rock. The Vúzi Formation, the older stratigraphic unit of the Karoo Supergroup, has no hydrocarbons source rock potential. Keywords: Organic geochemistry, Shale gas, Karoo, Moatize Minjova Coal Basin, Mozambique. 1 CIMA Centro de Investigação Marinha e Ambiental, Universidade do Algarve, Campus de Gambelas, Faro, Portugal. 2 Centro de Geologia da Universidade de Lisboa (GeGUL), Faculdade de Ciências, Departamento de Geologia, Edifício C6, Piso 4, Campo Grande, Lisboa, Portugal. 3 Gondwana Empreendimentos e Consultorias Limitada, Rua B, nº 233, Bairro da COOP., Caixa Postal 832, Maputo, Moçambique. * Autor correspondente / Corresponding author: 1. Enquadramento geológico Em Moçambique as sucessões do Supergrupo do Karoo estão representadas em grabens e semi-grabens com preenchimento sedimentar que se iniciou no Pérmico inferior e terminou no Triásico Superior. Estas estruturas desenvolveram-se, principalmente, nos limites exteriores ou dentro de escudos cratónicos do Arcaico e do Proterozóico. Na Província de Tete, na região Centro Oeste de Moçambique, o Supergrupo do Karoo está bem representado ao longo do vale do rio Zambeze em bacias intra-cratónicas separadas por blocos de tipo horst constituídos por rochas cristalinas do Proterozóico. Entre a região de Cahora-Bassa e a cidade de Tete localiza-se um dos principais horsts, separando o Karoo do vale do Zambeze em duas grandes bacias: a Bacia do Médio Zambeze e a Bacia do Baixo Zambeze (Fig. 1). A região do presente estudo localiza-se na Bacia Carbonífera de Moatize Minjova, pertencente à Bacia do Baixo Zambeze. Tradicionalmente, a geologia do Supergrupo Karoo está dividida em duas unidades litológicas diferentes, as unidades sedimentares, que constituem a maioria da sucessão estratigráfica, e as unidades de natureza ígnea que se posicionam no topo da sucessão do Karoo. Estas últimas consistem em rochas vulcânicas (basaltos e riólitos) e rochas intrusivas (doleritos, gabros e sienitos) de idade jurássica inferior e relacionadas com o início da fase de rifting responsável pela fragmentação do Supercontinente Gondwana. As unidades sedimentares são constituídas por várias formações de natureza clástica depositadas em ambiente continental, que registam as importantes mudanças dos ambientes sedimentares, desde ambientes glaciares e proglaciares característicos da Formação (Tilítica) de Vúzi (Pérmico inferior médio, Lopes et al., 2014; Pereira et al., 2014) na base da sucessão, seguidos por ambientes continentais temperados húmidos da Formação (Gresosa) de Moatize (Pérmico médio) e por último, no topo da sucessão, ambientes quentes e áridos que caracterizam a Formação (Margo-Gresosa) de Matinde (Pérmico médio superior) e a Formação (Gresosa) de Cádzi (Pérmico superior Triásico Inferior). A característica mais notável da Bacia Carbonífera de Moatize Minjova é a riqueza em camadas de carvão

2 434 P. Fernandes et al. / Comunicações Geológicas (2014) 101, Especial I, existentes na Formação de Moatize (Vasconcelos & Achimo, 2010). Intercalados com os depósitos de carvão e camadas de arenitos estão camadas de argilitos carbonosos de cor negra a cinzenta. É sobre a avaliação do potencial gerador de hidrocarbonetos destas últimas litologias que este trabalho é dedicado. Fig. 1. Mapa da classificação das bacias sedimentares de Moçambique em relação à fragmentação do Supercontinente Gondwana. Localização da Bacia de Carbonífera de Moatize Minjova. Fig. 1. Classification of Mozambique s sedimentary basin in relation to the Gondwana Supercontinent break-up. Location of the Moatize Minjova Coal Basin. 2. Material e métodos As amostras para este estudo foram recolhidas em sete sondagens de exploração de carvão que penetraram o topo da Formação de Vúzi e a Formação de Moatize. As sondagens foram realizadas pela companhia ETA STAR Moçambique S.A., com o objectivo de reconhecer a posição das camadas de carvão da Formação de Moatize em profundidade, assim como, a profundidade e distribuição da Formação de Vúzi. A figura 2 ilustra as colunas litológicas das sete sondagens, uma possível correlação lateral entre as sondagens e a posição das amostras estudadas. Um total de 84 amostras de argilitos negros carbonosos, argilitos cinzentos e silto-argilitos foram analisadas para a geoquímica orgânica (pirólise rock-eval) (Tab. 1). As sondagens ETA 15, ETA 65, ETA 71, ETA 72 e ETA 75 interceptaram o topo da Formação de Vúzi, a profundidades variáveis e as camadas da base da Formação de Moatize (Fig. 2). Nestas sondagens a Formação de Vúzi consiste em conglomerados matriz suportados intercalados com níveis de argilitos e siltitos, enquanto que a Formação de Moatize é formada por argilitos negros carbonosos, camadas de arenitos e camadas pouco espessas (< 1 m) de carvão. Na sondagem ETA 75 entre os 73,8 e os 79 m de profundidade identificaram-se várias soleiras de doleritos. A sondagem DW123 (Fig. 2) intersectou desde a superfície até à profundidade de 489,3 m litologias pertencentes à Formação de Moatize, correspondendo os últimos 5 m a conglomerados clasto-suportados intercalados com níveis centimétricos de argilitos atribuídos ao topo da Formação de Vúzi. Entre os 470 e os 480 m de profundidade a sucessão é intruída por duas soleiras de dolerito, a mais espessa com ca. 1,3 m. De um modo geral, podemos dividir as sucessões desta sondagem em dois intervalos distintos caracterizados pelo tipo de litologia dominante. O primeiro intervalo, desde a superfície até ca. 160 m de profundidade é dominado por argilitos, enquanto que o segundo intervalo desde os 160 m de profundidade até ao final da sondagem é dominado por arenitos. A sondagem DW 132 (Fig. 2) intersectou apenas litologias da Formação de Moatize e pode ser dividida, tal como a sondagem DW 123, em dois intervalos. Desde a superfície até aos ca. 290 m a sucessão é dominada por litologias argilosas intercalados com algumas camadas de arenitos e carvão. Dos 290 m de profundidade até ao final da sondagem dominam as camadas de arenitos Geoquímica orgânica Pirólise Rock-Eval A preparação das amostras de rocha para os estudos geoquímicos envolveu a redução a pó de cerca de g da amostra, com um moinho de ágata. O pó de rocha obtido foi posteriormente enviado para análise no laboratório Geodata na Alemanha. A técnica de pirólise rock-eval (Epitalié et al., 1977) fornece dados sobre a quantidade, tipo e maturação térmica da matéria orgânica presente em rochas e em sedimentos. Os parâmetros medidos por esta técnica incluem os seguintes parâmetros: carbono orgânico total (COT), S1, S2, S3 e temperatura máxima de pirólise (Tmax). Os índices de hidrogénio (HI) e de oxigénio (OI) foram calculados de acordo com Peters & Cassa (1994). O valor de COT, dado em percentagem de massa, foi determinado primeiro pela remoção dos carbonatos por ação do ácido fosfórico a 17%. Após a remoção dos carbonatos, as amostras foram aquecidas até 1500ºC num analisador LECO SC-144 de carbono/enxofre. O aquecimento liberta CO 2 da matéria orgânica sólida presente na amostra, cujo valor é registado por um detector de infra-vermelhos e em percentagem de massa da amostra (wt.%).

3 Rochas mãe de hidrocarbonetos da Bacia Carbonífera de Moatize-Minjova 435 Tabela. 1. Resultados da pirólise rock-eval separados por formações e sondagens. Table. 1. Rock-eval pyrolysis results by formations and boreholes. Formação de Moatize Formação de Vúzi Sondagem Amostra TOC S2 S1 S3 OI HI Tmax M1 23,00 49,45 1,94 0,6 2,61 215, M2 13,00 24,91 1,00 0,51 3,92 191, M3 11,00 25,08 1,22 0,86 7,82 228, ETA 72 M4 8,40 14,23 0,86 0,49 5,83 169, M5 6,80 7,15 0,56 1,52 22,35 105, M6 14,00 11,00 0,61 0,39 2,79 78, M7 18,00 21,61 0,98 0,6 3,33 120, M8 21,00 16,94 0,76 0,53 2,52 80, M21 17,00 2,98 0,24 11,3 66,47 17, M22 1,30 0,38 0,05 0,48 36,92 29, M23 9,40 14,33 0,44 0,71 7,55 152, ETA 75 M24 15,00 36,14 0,83 0,64 4,27 240, M25 11,00 15,98 1,09 0,4 3,64 145, M26 13,00 22,5 1,36 0,52 4,00 173, M27 12,00 14,06 0,64 0,29 2,42 117, M28 3,00 2,26 0,09 0,12 4,00 75, M36 2,20 0,95 0,06 0,24 10,91 43, M37 3,20 1,15 0,12 0,29 9,06 35, ETA 15 M38 2,50 0,65 0,08 0,19 7,60 26, M39 9,70 9,84 0,42 0,36 3,71 101, M40 23,00 42,59 1,44 0,68 2,96 185, M41 2,40 0,62 0,06 0,21 8,75 25, M44 9,60 10,85 0,46 0,73 7,60 113, ETA 71 M45 9,80 7,99 0,46 0,58 5,92 81, M46 19,00 26,83 1,49 0,74 3,89 141, M47 31,00 36,68 1,96 1,13 3,65 118, M53 3,70 2,79 0,11 0,71 19,19 75, M58 3,70 4,64 0,17 0,47 12,70 125, M64 3,30 2,93 0,2 0,83 25,15 88, M66 6,60 7,33 0,21 0,3 4,55 111, M68 4,50 4,85 0,4 0,3 6,67 107, M71 3,90 2,51 0,25 0,22 5,64 64, M76 4,00 4,07 0,39 0,46 11,50 101, M82 3,00 2,92 0,57 0,93 31,00 97, M84 3,90 4,11 0,65 0,37 9,49 105, DW 132 M87 5,70 5,4 1,11 0,55 9,65 94, M91 4,30 5,3 0,97 0,98 22,79 123, M94 10,00 17,74 2,19 0,19 1,90 177, M95 3,10 2,3 0,46 0,39 12,58 74, M100 4,80 4,81 1,03 0,38 7,92 100, M102 5,40 4,61 0,8 0,37 6,85 85, M103 17,00 18,79 2,43 0,29 1,71 110, M105 11,00 12,24 2,12 0,2 1,82 111, M107 6,80 6,03 1,31 0,29 4,26 88, M108 8,90 7,48 1,65 0,46 5,17 84, M110 4,00 3,41 0,92 0,51 12,75 85, M111 8,20 18,58 2,1 0,28 3,41 226, M117 2,40 1,17 0,06 0,27 11,25 48, M118 9,70 14,63 0,33 0,36 3,71 150, M119 10,00 10,69 1,47 0,53 5,30 106, M125 4,80 5,64 0,76 0,61 12,71 117, M129 4,20 3,81 0,33 0,28 6,67 90, M131 5,40 6,84 1,14 0,31 5,74 126, M132 3,90 2,68 0,43 0,39 10,00 68, M134 4,10 3,77 0,53 0,26 6,34 91, DW123 M135 19,00 19,75 2,88 0,28 1,47 103, M136 9,80 8,35 1,46 0,32 3,27 85, M139 9,50 9,29 2,3 0,3 3,16 97, M140 6,50 4,32 0,26 0,34 5,23 66, M141 7,00 3,3 0,31 0,24 3,43 47, M142 6,10 1,29 0,18 0,23 3,77 21, M143 11,00 2,6 0,34 0,3 2,73 23, M145 8,30 1,19 0,3 0,21 2,53 14, M147 17,00 2,7 0,66 0,26 1,53 15, M148 8,40 0,78 0,24 0,16 1,90 9, ETA 72 ETA 65 ETA 75 M9 1,10 0,41 0,05 0,11 10,00 37, M10 2,30 0,81 0,07 0,15 6,52 35, M11 2,80 0,68 0,09 0,17 6,07 24, M12 1,30 0,29 0,05 1,51 116,15 22, M13 2,50 0,71 0,09 0,42 16,80 28, M14 2,80 0,69 0,08 0,2 7,14 24, M16 1,20 0,3 0,04 1,68 140,00 25, M18 2,80 0,79 0,07 1,11 39,64 28, M19 2,60 0,77 0,04 0,62 23,85 29, M20 2,70 1,79 0,06 0,14 5,19 66, M29 2,20 0,69 0,16 0,22 10,00 31, M30 1,60 0,38 0,08 0,26 16,25 23, M33 1,30 0,44 0,06 0,19 14,62 33, M34 5,40 2,53 0,18 0,41 7,59 46, Resultados 3.1. Pirólise Rock-Eval Das 92 amostras analisadas para geoquímica orgânica, em apenas 8 amostras os valores de COT foram inferiores a 0,5 wt. % (limite inferior de detecção do aparelho) sendo a maioria destas pertencentes à Formação de Vúzi (6 amostras). Os valores de pirólise rock eval e COT obtidos para as amostras analisadas estão na tabela 1. O COT na Formação de Moatize varia entre 1,3 e 31 wt.%, mas a maioria das amostras apresentam valores de COT superiores a 4 wt.%, valores típicos de rochas com COT muito bons a excelentes. Já os valores de COT da Formação de Vúzi são, de modo geral, inferiores aos valores da Formação de Moatize, variando entre um valor mínimo de 0,9 wt.% e um valor máximo de 24 wt.%. Caracterizando-se esta última formação, relativamente aos valores do COT, como média a boa. Os valores de S1 medidos na Formação de Vúzi são inferiores a 0,5 mg HC/g rocha indicando que poucos hidrocarbonetos foram gerados durante a fase de maturação orgânica. Na Formação de Moatize os valores de S1 estão, na maioria das amostras, entre 0,1 e 2 mg HC/g rocha indicando que alguns hidrocarbonetos foram gerados durante a fase de maturação orgânica na bacia sedimentar. Relativamente, aos hidrocarbonetos gerados durante a segunda fase da pirólise (S2), a Formação de Vúzi apresenta valores inferior a 2,5 mg HC/g rocha, e a Formação de Moatize valores, para a maioria das amostras, entre 5 e 60 mg HC/g rocha. Atendendo aos valores de S2 obtidos, a Formação de Vúzi apresenta um potencial muito fraco para gerar petróleo ou gás, enquanto que a Formação de Moatize o potencial da maioria das amostras distribui-se entre o moderado, o bom, o muito bom e o excelente. Sugerindo, portanto, um potencial apreciável para gerar hidrocarbonetos. Os valores de Tmax variam entre ºC e ºC para a Formação de Moatize e a Formação de Vúzi, respectivamente. Contudo, os valores de Tmax das duas formações não são confirmados pelas medidas obtidas para o poder refletor da vitrinite das mesmas amostras por Fernandes et al. (2014) (1,3 1,69%R r ) e de outros locais da Bacia Carbonífera de Moatize Minjova por Vasconcelos (1995) e Vasconcelos & Achimo (2010) (1,28 1,51%R r ). O poder refletor da vitrinite indica um rank de carvões betuminosos na transição entre B e A (ISO 11760, 2005) e uma posição no final da janela do petróleo e início da janela do gás termogénico, tendo sido considerado como o parâmetro de maturação orgânica das amostras estudadas e não os valores de Tmax obtidos pela pirólise. A não correspondência entre os valores do poder refletor da vitrinite e os valores de Tmax pode ser devida a vários factores: existência de migrabetunes, incorreta identificação do pico de S2, etc., estando em curso a sua investigação Tipo de matéria orgânica De acordo com o gráfico S2 vs. COT (Fig. 3), a maioria das amostras da Formação de Moatize estudadas projectam-se no campo de valores baixos a moderados de HI ( mg HC/g COT) indicando que a matéria orgânica é constituída maioritariamente por querogénio do tipo III. O querogénio do tipo III é propenso à produção de gás. As amostras da Formação Vúzi têm valores de HI muito baixos (< 50 mg HC/g COT), indicando que a matéria orgânica é classificada como querogénio do tipo IV e que não apresenta nenhuma propensão para a geração de hidrocarbonetos, quer petróleo, quer gás.

4 436 P. Fernandes et al. / Comunicações Geológicas (2014) 101, Especial I, Fig. 2. Descrição geral das sondagens analisadas, com a posição das amostras estudadas e a correlação lateral para o topo da Formação de Vúzi. Fig. 2. General description of the boreholes analysed, with the position of the samples studied and the lateral correlation for the top of the Vúzi Formation. 4. Potencial gerador de hidrocarbonetos Os resultados das análises de geoquímica orgânica (COT e pirólise rock-eval) permitem discriminar as formações de Vúzi e de Moatize em relação ao tipo de querogénio mas, também, em relação ao potencial gerador de hidrocarbonetos e maturação que apresentam. A maioria das amostras da Formação de Moatize apresenta valores de COT elevados (> 8 wt.%) e valores de S2 resultante da pirólise superiores a 100 mg HC/g rocha apontando, portanto, para um potencial muito bom a excelente para gerar gás (Peters & Cassa, 1994). As amostras da Formação de Vúzi apresentam valores de COT são baixos (< 4 wt.%) e, mais importante para o potencial gerador de hidrocarbonetos, os valores de S2 são muitos baixos, sempre inferiores a 3 mg HC/g rocha, indicando que esta

5 Rochas mãe de hidrocarbonetos da Bacia Carbonífera de Moatize-Minjova 437 formação não demonstra nenhum potencial gerador de hidrocarbonetos (gás e petróleo). Os valores de S1 obtidos por pirólise da Formação de Vúzi são muito baixos indicando que poucos hidrocarbonetos foram destilados das amostras durante a primeira fase de pirólise. A Formação de Moatize separa-se da formação anterior por apresentar valores de S1 superiores, distribuindo-se entre os campos do potencial moderado e o do potencial bom (Peters & Cassa, 1994). Este dado indica que foram gerados hidrocarbonetos durante a história térmica da Formação de Moatize na bacia sedimentar, todavia o seu potencial é, ainda, moderado. Fig. 3. Gráfico COT vs. S2, com o tipo de querogénio e o seu potencial gerador em hidrocarbonetos. Fig. 3. TOC vs. S2 graph, with the type of kerogen and its hydrocarbons source rock potential. 5. Conclusões A Formação de Moatize na Bacia Carbonífera de Moatize Minjova, é uma unidade importante do Supergrupo Karoo de Moçambique, consistindo em argilitos carbonosos, arenitos e camadas de carvão intercaladas. Os argilitos carbonosos possuem um importante potencial como rochas geradoras de gás, podendo ser considerados como unidades importantes de shale gas. A Formação Vúzi, estratigraficamente subjacente à Formação Moatize, não apresenta nenhum potencial gerador de hidrocarbonetos. A matéria orgânica presente na maioria das amostras da Formação de Vúzi é classificada como querogénio de tipo IV com baixos valores de HI, indicando que esta unidade estratigráfica não possui capacidade para gerar hidrocarbonetos. A Formação de Moatize é caracterizada por possuir querogénio do tipo III, com elevados valores de COT (> 4 wt.%) e valores de HI médios a elevados, sendo considerada como possuindo capacidade para gerar gás. Todavia, esta situação só se poderá verificar atualmente, em regiões da Bacia Carbonífera de Moatize Minjova onde a Formação de Moatize estiver a profundidade e a temperaturas (> 150ºC) capazes de gerar gás termogénico. Contudo, mesmo que não se verifiquem estas condições, gás natural poderá ser explorado nas regiões onde a Formação de Moatize estiver a maior profundidade por fracking, pois a maturação orgânica (Fernandes et al., 2014) indica uma posição no final da janela do petróleo, podendo nestes locais os valores da maturação serem superiores por maior subsidência e os valores medidos de S1, S2 e COT, indicam uma considerável capacidade para gerar gás. Agradecimentos Os autores desejam expressar o seu agradecimento às empresas ETA STAR Moçambique, S.A. proprietária das sondagens e que autorizou a recolha das amostras e o seu estudo e Gondwana Empreendimentos e Consultorias, Limitada., pela disponibilização das sondagens amostradas, de toda a informação relativa a estas e o apoio prestado durante a recolha das amostras e nos trabalhos de campo. Os autores desejam, também, expressar os seu agradecimento à empresa GALP Exploração o apoio financeiro dado para a realização das análises de geoquímica orgânica das sondagens e em especial ao Dr. Sebastian Luening o interesse neste projeto. Por último, Paulo Fernandes agradece à Fundação para a Ciência e Tecnologia a bolsa de licença sabática concedida, que permitiu a realização dos trabalhos de campo em Moçambique. Referências Espitalié, J., Laporte, J.L., Madec, M., Marquis, F., Leplat, P., Paulet, J., Boutefeu, A., Méthode rapide de caractérisation des roches mères de leur degré d'évolution. Revue Institut Français du Pétrole, 32(1), Fernandes, P., Cogné, N., Rodrigues, B., Jorge, R.C.G.S., Marques, J., Jamal, D., História Térmica do Supergrupo do Karoo da Bacia Carbonífera de Moatize-Minjova, Província de Tete, Moçambique. Integração de dados do Poder Reflector da Vitrinite e da Termocronologia dos Traços de Fissão da Apatite. Comunicações Geológicas,101(Especial I), ISO 11760, Classification of coals. 9 p. Lopes, G., Pereira, Z., Fernandes, P., Marques, J., Datação Palinológica dos Sedimentos Glaciogénicos da Formação Vúzi, sondagem ETA 65, Bacia de Moatize, Moçambique Resultados Preliminares. Comunicações Geológicas, 101(Especial I), Peters, K.E., Cassa, M.R., Applied source rock geochemistry. In: L.B. Magoon, W.G. Dow, (Eds). The Petroleum System - From Source to Trap. 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