• JoomlaWorks Simple Image Rotator
  • JoomlaWorks Simple Image Rotator
  • JoomlaWorks Simple Image Rotator
  • JoomlaWorks Simple Image Rotator
  • JoomlaWorks Simple Image Rotator
  • JoomlaWorks Simple Image Rotator
  • JoomlaWorks Simple Image Rotator
  • JoomlaWorks Simple Image Rotator
  • JoomlaWorks Simple Image Rotator
  • JoomlaWorks Simple Image Rotator
 
  Bookmark and Share
 
 
Dissertação de Mestrado
DOI
10.11606/D.44.2012.tde-07032013-141844
Documento
Autor
Nome completo
Alexandra Fernandes Oliveira
E-mail
Unidade da USP
Área do Conhecimento
Data de Defesa
Imprenta
São Paulo, 2012
Orientador
Banca examinadora
Sawakuchi, Andre Oliveira (Presidente)
Fuzikawa, Kazuo
Sant Anna, Lucy Gomes
Título em português
Paleotemperaturas e paleofluidos da Formação Irati na borda leste da Bacia do Paraná: implicações para a geração e migração de hidrocarbonetos
Palavras-chave em português
Bacia do Paraná
Formação Irati
Inclusões fluidas
Sistema petrolífero
Resumo em português
O sistema petrolífero Irati-Pirambóia tem como rocha geradora os folhelhos permianos da Formação Irati e como reservatórios principais os arenitos fluvio-eólicos permo-triássicos da Formação Pirambóia. Diversos autores associam a geração de hidrocarbonetos a partir dos folhelhos da Formação Irati ao magmatismo Serra Geral (Eocretáceo). A análise de inclusões fluidas em minerais autigênicos tem fornecido informações valiosas para o entendimento da dinâmica e evolução de processos pós-deposicionais dentre os quais se incluem os processos de geração e migração de hidrocarbonetos. Os estudos petrográficos realizados em inclusões fluidas aquosas e de hidrocarbonetos presentes em veios de calcita espática e quartzo, associados aos ensaios microtermométricos em inclusões fluidas aquosas, permitiram estimar as temperaturas atingidas pela Formação Irati na borda leste da Bacia do Paraná, bem como obter informações sobre características composicionais dos fluidos aprisionados. Inclusões fluidas aquosas apresentam-se como inclusões bifásicas associadas a monofásicas, com morfologia irregular a regular e dimensões entre 5'mü'm e 25'mü'm, nas quais a fase vapor geralmente situa-se entre 5 e 15% do volume da inclusão. As inclusões aquosas ocorrem de forma isolada no cristal (primárias), em concentrações na forma de trilhas internas ao cristal (pseudo-secundárias) ou trilhas de inclusões que seccionam os cristais (secundárias). Inclusões fluidas compostas por hidrocarbonetos possuem dimensões entre 10 'mü'm e 50 'mü'm, apresentam fase vapor em proporções variáveis e com coloração escura, e cor de fluorescência à luz ultravioleta variando entre amarelada a azul pálida. Adicionalmente, foram efetuadas análises de concentração de carbono orgânico total (COT) e enxofre. A concentração do teor de carbono orgânico total dos folhelhos da Formação Irati nos afloramentos estudados nos estados de São Paulo e do Paraná situa-se entre 0,43 e 17,41% e permitiu classificar o potencial de geração da unidade como alto a excelente. As concentrações de enxofre variaram entre 0,1 e 6,04%, as quais sugerem controle deposicional. Em algumas localidades, é possível observar certa correlação positiva entre os teores de carbono orgânico total e enxofre. Temperaturas de homogeneização com modas entre 100° e 150°C e que alcançam valores da ordem de 300°C sugerem que a Formação Irati atingiu temperaturas adequadas para geração de óleo leve e gás. Estas paleotemperaturas não podem ser explicadas apenas por soterramento e necessitam de fonte adicional de calor proveniente do magmatismo Serra Geral. Observa-se a presença de dois fluidos aquosos com salinidades distintas. O fluido com salinidades variando entre aproximadamente 0 e 7,5% em peso de NaCl equivalente corresponde ao fluido com salinidade mais baixa, enquanto, salinidades situadas entre aproximadamente 12 e 21,5% em peso de NaCl equivalente caracterizam o fluido de salinidade mais alta. Interpreta-se que o fluido de salinidade mais alta estivesse presente nos poros do folhelho gerador e que tenha migrado juntamente com os hidrocarbonetos através de microfraturas na rocha geradora. Por outro lado, o fluido de menor salinidade é possivelmente composto por água meteórica. A circulação deste fluido meteórico por fraturas subverticais seria altamente prejudicial para a preservação dos hidrocarbonetos. As inclusões de hidrocarbonetos revelaram óleo relativamente maturo e leve, condizente com as paleotemperaturas registradas e sugerindo que o óleo com alta viscosidade e baixo Grau API encontrado nos afloramentos da unidade geradora Irati e nos reservatórios arenosos da Formação Pirambóia (arenitos asfálticos) é produto de degradação.
Título em inglês
Paleotemperatures and Paleofluids of the Irati Formation in the eastern border of the Paraná Basin: implications for hydrocarbon generation and migration.
Palavras-chave em inglês
Fluid inclusions
Irati Formation
Paraná Basin
Petroleum system
Resumo em inglês
The Irati-Pirambóia petroleum system has the Permian shales of the Irati Formation as source rocks and the Permo-Triassic fluvial-eolian sandstones of the Pirambóia Formation as the main reservoirs. Several authors associate the hydrocarbons generation from shales of the Irati Formation with the Serra Geral magmatism. The fluid inclusions analysis in authigenic minerals provides valuable information for understanding of dynamics and evolution of the post-depositional processes such as hydrocarbon generation and migration. The petrographic investigations carried out in hydrocarbon and aqueous fluid inclusions associated to microthermometric essays performed with aqueous fluid inclusions allowed to estimate the paleotemperatures for the Irati Formation in the eastern border of the Paraná Basin as well as obtain information about compositional characteristics of the trapped fluids. Aqueous fluid inclusions hosted in spar calcite and quartz veins are shown as biphasic inclusions associated to single phase inclusions, with irregular to regular morphology and size between 5'mü'm and 25'mü'm. The vapor phase normally is between 5% and 15% of the inclusion volume. The aqueous inclusions occur isolated within the crystal (primary), in concentrations as trails within the crystal (pseudo-secondary) or as trails crossing crystal boundary (secondary). The fluid inclusions composed of hydrocarbons have dimensions between 10 'mü'm and 50 'mü'm, and show vapor phase in varying proportions and with dark color. The fluorescence color under ultraviolet light ranges from yellow to pale blue. In addition, analyzes of total organic carbon (TOC) and sulfur concentrations were performed. The TOC of the Irati Formation shales outcroping in São Paulo and Paraná states varies from 0.43% to 17.41%, indicating high to excellent potential of hydrocarbons generation. The sulfur rates range from 0.1% to 6.04%, suggesting a depositional control as indicated by the positive correlation between the TOC and sulfur rates from some locations. The modal homogenization temperatures vary from 100°C to 150°C, reaching values around 300°C. These paleotemperatures suggest that the Irati Formation reached temperatures appropriate for light oil and gas generation. However, the paleotemperatures found cannot be explained only by burial and require to an additional heat source from Serra Geral magmatism. The presence of two aqueous fluids with different salinities was observed. The fluid with salinity ranging from 0 to 7.5% weight of the NaCl equivalent corresponds to the lower salinity fluids, while salinities varying from 12% to 21.5% weight of NaCl equivalent characterize the higher salinity fluids. Thus, it was interpreted that higher salinity fluids correspond to shale pore fluids migrated with hydrocarbons through source rock microfractures. On the other hand, the lower salinity fluids are possibly composed of meteoric water, whose circulation in deeper zones through subvertical fractures would be highly damaging to the hydrocarbons preservation. The hydrocarbons inclusions showed relatively mature and light oil, suggesting that the oil with high-viscosity and low-API found in outcrops of the Irati Formation and sandstone reservoirs of the Pirambóia Formation (tar sandstones) is a degradation product.
 
AVISO - A consulta a este documento fica condicionada na aceitação das seguintes condições de uso:
Este trabalho é somente para uso privado de atividades de pesquisa e ensino. Não é autorizada sua reprodução para quaisquer fins lucrativos. Esta reserva de direitos abrange a todos os dados do documento bem como seu conteúdo. Na utilização ou citação de partes do documento é obrigatório mencionar nome da pessoa autora do trabalho.
Data de Publicação
2013-03-08
 
AVISO: Saiba o que são os trabalhos decorrentes clicando aqui.
Todos os direitos da tese/dissertação são de seus autores
Centro de Informática de São Carlos
Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da USP. Copyright © 2001-2019. Todos os direitos reservados.