Paleotemperaturas e paleofluidos da Formação Irati na borda leste da Bacia do Paraná: implicações para a geração e migração de hidrocarbonetos

• Autor(a) principal: Oliveira, Alexandra Fernandes
• Data de Publicação: 2012
• Tipo de documento: Dissertação
• Idioma: por
• Título da fonte: Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da USP
• Texto Completo: http://www.teses.usp.br/teses/disponiveis/44/44141/tde-07032013-141844/
• topic: Bacia do Paraná; Fluid inclusions; Formação Irati; Inclusões fluidas; Irati Formation; Paraná Basin; Petroleum system; Sistema petrolífero

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.