Figura 1: Localização da Bacia do Parnaíba, Brasil.

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1 Uma nova perspectiva petrolífera para a bacia do Parnaíba-TO, Brasil: uso de palinofácies para caracterização de rochas geradoras Consuelo Lima Navarro de Andrade¹, Jorge Alberto Trigüis¹, Altair de Jesus Machado¹, Hélio Jorge P. Severiano Ribeiro² ¹Universidade Federal da Bahia; ²Universidade Estadual do Norte Fluminense Copyright 2012, ALAGO This paper was selected for presentation by an ALAGO Technical Committee following review of information contained in an abstract submitted by the author(s). Abstract -The present study aims to assess the real potential of generating hydrocarbons Pimenteiras Formations (Devonian sequence) and Tianguá (Silurian sequence), Parnaíba Basin-TO, Brazil.There were collected 9 samples from outcrops in which were studied palinofáceis and the data obtained by Rock-Eval pyrolysis. The results showed the presence of oxidized kerogen with a bad preservation of it, correspondent to visually with type II, but similar to type III, when the IH Is checked. Introdução A pesquisa envolvendo Palinofácies pode ser entendida como o estudo palinológico da assembléia total de matéria orgânica contida em um sedimento. O que envolve a identificação dos componentes particulados individuais, suas proporções relativas e absolutas, tamanhos e seus estados de preservação (COMBAZ, 1964). Tyson (1995) afirma que a análise de palinofácies compreende o estudo de ambientes deposicionais e do potencial de rochas geradoras de hidrocarbonetos com base no conteúdo palinológico presente nas rochas sedimentares. Esse tipo de estudo tem grande aplicabilidade no setor petrolífero, uma vez que, a caracterização de rochas geradoras de hidrocarbonetos é uma ferramenta essencial para a avaliação dos riscos exploratórios e a ocorrência de intervalos ricos em matéria orgânica é um pré-requisito básico para formação de acumulações de óleo ou gás. Assim, o estudo das rochas geradoras e a distribuição das fácies orgânicas associadas a elas, gera uma estratégica avaliação de bacias sedimentares com potencial petrolífero. A bacia do Parnaíba possui uma área de de km², localizada no nordeste e noroeste do Brasil. É uma bacia de nova fronteira pouco explorada, mas atraente do ponto de vista petrolífero quando comparada com outras bacias do mundo. Está inserida na plataforma sulamerica (Figura 1) sobreposta a um embasamento cristalino cratonizado preenchida principalmente por rochas paleozóicas. Entretanto, embora seja uma bacia considerada caracteristicamente Paleozóica, a bacia do Parnaíba contém depósitos Mesozóicos e Cenozóicos pouco espessos e que cobrem grandes áreas de sua extensão. Dessa forma, seu pacote sedimentar é dividido em cinco seqüências: Siluriana, Devoniana, Carbonífero-Triássica, Jurássica e Cretácica (GÓES & FEIJÓ, 1994). A Seqüência Devoniana corresponde ao Grupo Canindé, o qual é constituído pelas formações Itaim, Pimenteiras, com um conteúdo fossilífero expressivo, particularmente na Formação Pimenteiras, unidade que representa a maior ingressão marinha conhecida nesta bacia. A Formação Pimenteiras está localizada no estado do Tocantins e tem sido estudada desde a década de 1910 de maneira descontínua e isolada, em contextos diferentes (paleontológicos, sedimentológicos, estratigráficos e hidrológicos). Pimenteiras apresenta excelentes afloramentos com folhelhos radiotivos ricos em matéria orgânica e representam a ingressão marinha mais importante da bacia (VAZ et al., 2007). Góes et al., (1990) consideram que a Formação Pimenteiras além de ser a principal rocha geradora, pode conter também rochas reservatórios, na forma de corpos descontínuos de arenitos. Figura 1: Localização da Bacia do Parnaíba, Brasil. A Formação Tianguá faz parte do grupo Serra Grande, o qual corresponde à sequência Siluriana da bacia. Consiste em folhelhos cinza, siltitos e arenitos micáceos, depositados em paleoambiente marinho raso (RODRIGUES, 1967 apud GÓES & FEIJÓ, 1994) e também se destaca como geradora dessa bacia. Os resultados apresentados pela Agencia Nacional do Petróleo (ANP), entretanto, ainda mostram uma certa pobreza de informações sobre o real potencial das formações citadas. Rodrigues (2005) estudou as sequências Devonianas e Cretáceas da parte leste da Bacia e verificou que a evolução térmica, devido à subsidência desta, foi insuficiente para dar

2 2 ANDRADE, C. L. N. de; TRIGÜIS, J. A.; MACHADO, A. de J.; RIBEIRO, H. J. P. S. origem a acumulações econômicas de petróleo ou gás. Souza (2007) estudou as palinofácies e fácies orgânicas também da parte leste da bacia e verificou a presença de uma Matéria Orgânica (MO) pobre para a geração de hidrocarbonetos. A Empresa Brasileira de Petróleo (PETROBRÁS) já, inclusive, desenvolveu um grande esforço de exploração na região leste da bacia, mas sem muito exito. Entretanto, agora existe oportunidades para se avaliar a parte oeste, com abertura de novas estradas e aparecimento de novos afloramentos, devido ao rapido estágio de desenvolvimento demográfico em que se encontra esta região. Diante disso, o principal objetivo deste estudo é avaliar o real potencial gerador de hidrocarbonetos da Formação Pimenteiras e secundariamente da Formação Tianguá, Bacia do Parnaíba-TO, Brasil. Além de futuramente avaliar o possível potencial gerador de folhelhos Pré-Silurianos que podem ocorrer em grabens do Éopaleozóico localizadas a nordeste e leste desta bacia. Material e Métodos Para alcançar tais objetivos estão sendo estudadas as palinofácies e a composição da Matéria Orgânia (MO) presente nas Formações citadas, a fim de caracterizar a qualidade da matéria orgânica dessas rochas geradoras e a temperatura máxima a que estiveram submetidas. Assim, foram coletadas 9 amostras, 7 ao longo do afloramento da formação Pimenteira e 2 no afloramento Tianguá, no estado de Tocantins (TO). Para a definição dos pontos de amostragem foram considerados o período geológico e aspectos relativos à preservação e quantidade do conteúdo microfossilífero. Vale destacar que a coleta de amostras de afloramentos da Fm. Tinguá foi apenas pra título de investigação geral, uma vez que esta não representa o principal objetivo do estudo. O estudo das palinofácies seguiu a metodologia proposta por Tyson (1995) englobando a petrografia orgânica e palinologia. As análises microcópicas foram realizadas por meio de fotomicroscópio Zeiss com luz branca transmmitida e luz ultravioleta refletida. A fluorescência do querogênio foi verificada sob luz utravioleta e utilizada para caracterizar os níveis de preservação do compostos orgânicos amorfos e palinomorfos. Os principais grupos de constituintes morfológicos foram identificados, sendo classificados como: MO amorfa, MO leptintica e MO lenhosa. Além de identificados os grupos palinológicos por ordem de quantidade nas amostras. O Índice de Coloração de Esporos (ICE) foi avaliado por meio de luz branca transmitida. Os picos S1, S2 e S3, o Índice de Hidrogênio (IH), o Índice de Oxigênio (IO) e a Temeratura Máxima da pirólise (Tmáx) foram determinados através de Pirolisador Rock-Eval e o Carbono Orgânico Total (COT) foi determinado por Análisador Elementar. Resultados e Discussão A Tabela 1 apresenta os resultados dos principais constituintes morfológicos das amostras avaliadas. Amostras do mesmo afloramento que apresentam características iguais, ou seja, pertencem à mesma fácies orgânica são apresentadas juntas. Em detrimento, às de fácies diferentes que são analisadas como amostras separadas. Assim, foi possível observar que as amostras das duas formações estudadas apresentaram-se com predomínio de MO amorfa (>55%) secundariamente de MO Leptínica e, no geral, apresentaram apenas traços de MO Lenhosa (Figura 2). Tabela 1: Composição da Matéria Orgânica (MO), fluorescência, principais grupos palinomorfos presentes, ICE, %Ro das amostras estudas dos afloramentos de Pimenteira e Tianguá, Bacia do Parnaíba-TO, Brasil. Amostra Formação Amorfa Leptinítica Lenhosa Fluorescência MO Amorfa Grupos de Palino ICE¹ %Ro* ICE² 1 e 2 Pimenteira Castanho médio Ach<PE<Dino<Al 2,0-2,5 0,45-0,48 6,5-7,0 3 Pimenteira Castanho claro-escuro Ach<PE* 2,0-2,5 0,45-0,48-4 e 5 Tianguá Castanho claro Ach<PE* 2,5-3,0 0,48-0,50 7,0-7,5 6 Pimenteira Castanho médio Ach<PE + Qt 2,0-2,5 0,45-0,48 6,5-7,0 7 Pimenteira Laranja claro-médio Ach<PE 2,0-2,5 0,45-0,48 5,5-6,0 8 Pimenteira Laranja-castanho claro Ach<PE* 3,0-3,5 0,50-0,52 5,5-6,0 9 Pimenteira Laranja escuro Ach<PE<Al + For 2,5-3,0 0,48-0,50 6,5-7,0 Ach= Acritarcas; PE= polens e esporos; Dino= Dinoflagelados; Al= algas; Qt= quitinozoários; For= Foraminíferos. (*) Indica apenas traços do grupo. ¹ICE verdadeiro e ²ICE de população secundária. Por meio da florescência do querogênio foi verificado que as amostras encontram-se em geral bastante oxidadas. A fluorescência da MO amorfa, predominantemente castanha, é indicação da baixa qualidade e oxidação da amostra, por se tratar de matéria orgânica imatura. Pois a qualidade da matéria orgânica amorfa imatura é medida pela sua florescência (TYSON, 1995). Também é possível observar pela Tabela 1 que o grupo de palinomorfos Acritarcas é dominante em todas as amostras seguido da presença secundária de polens e esporos (Figura 2A). Além disso, foi detectada a presença de Quitinozoários (amostra 6) (Figura 2C) e Foraminíferos (amostra 9). Em praticamente todas as amostras foram verificadas duas populações de polens e esporos, o que caracterizou a existência de dois intervalos de valores para os ICEs (Tabela 1). Para determinar a Reflectância da Vitrinita (%Ro) utilizouse a referência de Bernard et al. (1981). Estes autores propuseram uma correlação dos dados de ICE com as paleotemperaturas calculadas através da refletividade da

3 UMA NOVA PERSPECTIVA PETROLÍFERA PARA A BACIA DO PARNAÍBA: USO DE PALINOFÁCIES PARA CARACTERIZAÇÃO DE ROCHAS GERADORAS vitrinita, tornando possível a estimativa desses valores de %Ro expostos na Tabela 1. A B C Figura 2: Fotos de palinomorformos nas amostras coletadas na Formação Pimenteira, Bacia do Parnaíba-TO, Brasil. A- Esporo Trilete; B- Visão geral da Matéria orgânica; C- Quitinozoário. Os resultados da Pirólise Rock Eval também estão apresentados na Tabela 2. O Índice de Hidrogênio (IH), calculado através da razão (S2/COT) variou de 25 a 363 mg Hidrocarboneto/g COT. O Índice de Oxigênio (IO), dado pela razão S3/COT, variou de 14 a 135mg CO2 /g COT. Com isso não foi possível caracterizar a MO como sendo do tipo II, uma vez que a oxidação das amostras provocou uma diminuição dos valores de IH. Todavia microscopicamente foi possível caracterizar a MO como sendo tipo II, devido à presença dominante de MO Leptinítica. Este tipo de querogênio é particularmente freqüente em muitas rochas geradoras de petróleo e folhelhos oleígenos, com a razão H/C relativamente alta e a O/C baixa. O querogênio tipo II é usualmente relacionado com a matéria orgânica marinha depositada em ambientes redutores, com teor de Enxofre (S) médio a alto, sendo constituído de grãos de pólen, esporos e cutículas de vegetais superiores. A presença de íons livres no ambiente deposicional marinho empobrece a matéria orgânica de hidrogênio, pela combinação deste com os íons livres, dando origem aos sulfatos, nitratos e outros compostos (SOUZA, 2007). Através da análise dos dados petrográficos com a análise dos dados de Pirólise foi possível constatar que das duas populações de esporos e polens que caracterizaram a existência de duas faixas de coloração e as consideradas como populações verdadeiras (¹ICE) correspondem àquelas com menores valores de ICE. A existência de populações secundárias deve-se a oxidação da amostra (retrabalhamento). Assim, a população verdadeira apresenta cores mais claras com ICEs que vão de 2,0 à 3,5 e a secundária com ICEs se 5,5 à 7,5. As diversas contagens de espécies de palinomorfos que podem ser correlacionadas em gráficos irão auxiliar certamente na melhor caracterização e definição das corretas palinofácies da Formação Pimenteiras. Esse estudo ainda está em andamento. Tabela 2: COT e resultado de Pirólise das amostras coletadas nos afloramentos de Pimenteira e Tianguá na Bacia do Parnaíba-TO, Brasil. Amostra Formação COT (%) RI S1 (HC/g rocha) S2 (HC/g rocha) S3 (mg O2/CO2) Tmáx ( C) IH (HC/mg COT) IO (CO2/COT) 1 e 2 Pimenteira 4, ,11 6,34 1, Pimenteira 2, ,10 5,10 1, e 5 Tianguá 1, ,10 5,84 0, Pimenteira 3, ,12 2,96 4, Pimenteira 3, ,12 2,96 4, Pimenteira 1, ,02 0,34 0, Pimenteira 1, ,02 0,34 0, HC= Hidrocarbonetos; RI= Resíduo Inorgânico 3

4 4 ANDRADE, C. L. N. de; TRIGÜIS, J. A.; MACHADO, A. de J.; RIBEIRO, H. J. P. S. É importante ressaltar que embora a petrografia em luz branca possa indicar a presença de um querogênio do tipo II, a análise em luz ultravioleta apresenta uma fluorescência mais escura, não condizente com a imaturidade da matéria orgânica, demonstrando uma má preservação no ambiente deposicional. Os valores de COT que variaram de 1,37 a 4,06% são considerados altos embora tenha sido constatado baixa qualidade da MO nas amostras estudadas. Conclusões As técnicas de palinofácies associadas aos dados de Pirólise se mostraram importantes ferramentas na compreensão da evolução da matéria orgânica nos afloramentos estudados. Foi observado que as amostras estão bastante oxidadas e o querogênio foi classificado como tipo II, imaturo e com baixa qualidade para geração de hidrocarbonetos líquidos. Agradecimentos Ao Nucleo de Estudos ambientais (NEA) e ao Laboratório de Estudos em Petróleo (LEPETRO) da Universidade Federal da Bahia, ao Laboratório de Engenharia e Exploração em Petróleo (LENEP) da Universidade Estadual do Norte Fluminense e à Universidade Estadual do Rio de Janeiro (UERJ) pelo apoio e auxílio nesse trabalho. À Cordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) pela concessão da bolsa à primira autora. Referências 1. Bordenave M.L., Espitalie J., Laplat P., Oudin J.L., vandenbrouke m. Screening techniques for source rock evaluation. In: Bordenave M.L. (ed) Applied Petroleum Geochemistry, Editions Technip, Paris, p Combaz, A. Les palynofacies. Revue de Micropaléontologie. v. 7 p Góes A.M.O., Souza J.M.P., Teixeira L.B.. Estágio Exploratório e perspectivas petrolíferas da bacia do Parnaíba. Boletim de Geociências da Petrobras, 4: Goés, A.M.O. e Feijó, J.F. Bacia do Parnaíba. Boletim de Geociências da Petrobrás, Rio de Janeiro, v. 8, n.1, p Rodrigues R A Geoquímica Orgânica na bacia do Parnaíba. Tese de Doutorado, IG/UFRGS, Porto Alegre. 225p. 6. Souza, Igor V. A. F. de. Faciologia Orgânica de Seções Devonianas da Bacia do Parnaíba (Formação Pimenteira): Implicações para Geração de Petróleo. Rio de Janeiro, xviii, 160f. Dissertação (Mestrado em Geologia) Programa de Pós-graduação em Geologia, Instituto de Geociências, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, Tyson, R.V. Sedimentary Organic Matter. Londres: Chap. & Hall, p. 8. Vaz, P.T.; Rezende, N.G.A.M.; Wanderley Filho, J.R. e Travassos, W.A.S. Bacia do Parnaíba. Boletim de Geociências da Petrobrás. v.15, n.2, p

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