Maturidade térmica, potencial gerador e modelagem 1d do sistema petrolífero da formação pimenteiras no Centro-Norte da Bacia do Parnaíba, Brasil

Abstract

A Bacia do Parnaíba é considerada como uma fronteira de explorada, com áreas favoráveis à geração de hidrocarbonetos quando comparadas a outras bacias similares. Para a caracterização geoquímica da Formação Pimenteirase modelagem 1D, assim como para a elaboração de um poço hipotético (HP) foram utilizados dados de carbono orgânico total (COT) e pirólise Rock-Eval de 6 poços.Localizados na porção centro-norte da bacia, solicitados da base de dados da ANP - Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustível.A presente dissertação objetiva qualificar a maturidade e o potencial geração de hidrocarbonetos.Sendo assim, combinou-sedadosgeoquímicos com modelagem unidimensional da história de soterramento, maturidade térmica e tempo de geração de petróleo para avaliar o potencial da rocha geradora para exploração de sistemas petrolíferos atípicos.Os dados de COT apresentam valores médios, o que pode ser refletido nos baixos valores de S1 e S2da Formação. O tipo de querogênio em função dos valores no diagrama do tipo van Krevelen é predominante do tipo II / III, e, portanto, considerado marinho / terrestre. Os resultados também mostraram que em alguns poços as amostras podem apresentar baixos valores de IH devido a uma possível influência do calor de rochas ígneas presentes na região, o que étambém observado no diagrama do tipo van Krevelen, que exibe matéria orgânica do tipo IV, principalmente nos poços que possuem intrusões mais espessas.Os resultados geoquímicos, combinados com a tectônica regional, estratigrafia e caracterização litológicas, foram implementados na história de soterramento nos modelos de maturação dos próprios poços obtidos edo hipotético (PH).Com respostas de taxas de transformação em hidrocarbonetos de máximas entre 10,00% a 99,66% ede potencialidades encontradas para a geração de óleo entre 12,31 e 42,92 mg HC g-1 COT. As simulações mostraram que os folhelhos possuem mais alto potencial gerador de hidrocarbonetos gasosos com um IH máximo encontrado de 443,61 mg HC g-1 COT, e no poço hipotético máxima de 157,10 mg HC g-1 COT. A Formação demostrou também % Ro e IH está no início da janela de geração de óleo ou já ultrapassado.A taxa de transformação manifesta que há geração no querogênio na rocha geradora, mas os gráficos de potenciais gerações de óleo, não. Corroborado com a interpretação da maior geração de gás do que óleo pelos gráficos feitos. Assim, conclui-se que não são suficientes os valores dos parâmetros analisados para fazer uma exploração viável em busca de óleoem comparação com o potencial exibido de geração de gás. Por meio disso, pode ser explanado quea região estudada não atingiu a maturidade térmica necessária para gerar a quantidade significativa de produção de óleo na bacia. O que foi interpretado também, inicialmente, pelo diagrama do tipo van Krevelen e pelos valores de Tmáx, que indicaram pouca evolução térmica. Isto é, a rocha geradora está imatura, em sua maior parte. Com isso, os resultados e métodos deste estudo podem ser facilmente extrapolados para restringir a evolução da bacia em campos exploratórios próximos para gás. Finalmente, apesquisa realizada é significativa para auxiliar na exploração da própria bacia e em outras bacias intracratônicas com características semelhantes.

The Parnaíba Basin is considered to be an unexplored boundary, with areas favorable to generation of hydrocarbons when compared to other similar basins. In geochemical characterization and 1D modeling, as well as for elaborate a hypothetical well (PH), data of total organic carbon (TOC) and Rock-Eval pyrolysis of 6 wells were used. Located in central-north portion of basin, requested from ANP database - Agency Nacional of Oil, Gas and Biofuels. This dissertation has an objective to evaluate maturity and potential hydrocarbon generation by Devonian source rocks of Pimenteiras Formation. It combined geochemical analyzes with one-dimensional modeling of burial history, thermal maturity and oil generation time to evaluate potential of source rock for nonconventional exploration. The TOC results of this study present average values, which can be reflected in the low values of S1 and S2 of Pimenteiras Formation. The type of kerogen as a function of values in van Krevelen type diagram is predominant of type II / III, and therefore considered marine / terrestrial. The wells analyses showed that intervals may present low HI values due to a possible influence of the heat of igneous rocks present in region, which is also observed in van Krevelen type diagram, which shows type IV organic matter, especially in the wells that have thicker intrusions. The geochemical results, combined with regional tectonics, stratigraphy and sedimentological conditions, were implemented in burial history in maturation models of hypothetical (PH) and reals wells. In that case hydrocarbon transformation rates ranging from 10.00% to 99.66% and potentialities found for oil generation between 12.31 and 42.92 mg HC g-1 TOC. The simulations showed that shales have highest potentials for gas generation with a maximum HI found of 443.61 mg HC g-1 COT, and in the maximum hypothetical well of 157.10 mg HC g-1 COT. Formation also showed % Ro and IH is at the beginning of oil generation window or already exceeded. The transformation rate manifests that there is kerogen generation in the source rock, however potential generations graphs of oil do not. Corroborated with an interpretation. of greater gas generation than oil. Thus, it is concluded that values of analyzed parameters are not sufficient to make a viable exploration for oil in the study area, compared to displayed potential of gas generation. Thus, it can be explained that region studied did not reach the thermal maturity required to generate significant amount of oil production in the basin. This was also interpreted initially by van Krevelen type diagram and Tmax values, which indicated little thermal evolution. That is, source rock is immature in general. Moreover, the results and methods of this study can be easily extrapolated to restrict the evolution of Parnaiba basin in nearby exploratory fields for gas. Finally, the research performed is significant to assist in exploration of basin itself and in other intracratonic basins with similar characteristics.