Caracterização geoquímica de amostras de petróleo provenientes da bacia potiguar, Brasil

Abstract

O presente trabalho é parte do subprojeto “Análises geoquímicas de amostras de petróleo de bacias sedimentares do nordeste brasileiro”, inserido no projeto “Programa de Formação do Centro de Excelência em Geoquímica do Petróleo do Instituto de Geociências da Universidade Federal da Bahia – GEOQPETROL”. Óleos provenientes da Bacia Potiguar foram caracterizados através de parâmetros geoquímicos para correlacioná-los às suas prováveis rochas geradoras. As amostras foram submetidas a análises de cromatografia gasosa, cromatografia líquida, e cromatografia gasosa acoplada à espectrometria de massa (CG-EM). Posteriormente, foi realizado o fracionamento das amostras de óleo para avaliar sua composição em termos de hidrocarbonetos saturados, aromáticos e resinas e asfaltenos (NSO), utilizando a cromatografia em fase líquida. Os valores da fração saturada variaram entre 49,8 e 74,4%. A fração aromática obteve valores entre 14,3 e 28,9%. E finalmente, para os compostos NSO os valores se encontram entre 13,8 e 21,3%. Após a separação, os compostos biomarcadores saturados do petróleo foram analisados por cromatografia em fase gasosa acoplada a espectrometria de massas (CG-EM), para calcular as principais razões diagnósticas de maturidade termal e do tipo do paleoambiente deposicional. As determinações das concentrações de níquel e vanádio nas amostras ocorreram por espectrometria de absorção atômica de alta resolução com atomização eletrotérmica com forno de grafite (HR CS SS-GF-AAS). Nas amostras de óleos cru foram realizadas análises de isótopos estáveis de carbono (δ13C). Após as análises químicas, foi possível calcular os parâmetros geoquímicos que forneceram informações sobre o tipo do paleoambiente deposicional, no qual foi depositada a matéria orgânica que deu origem a cada amostra de óleo e o nível de maturação térmica alcançado pelas rochas geradoras que compõem a Bacia Potiguar, foram avaliadas também as relações entre os isótopos estáveis de carbono (δ13C) e entre as concentrações níquel e vanádio presentes nas amostras de petróleos. Houve a separação das amostras em dois grupos. O grupo 1, formado pelas amostras P1, P2, P5 e P8, deve ter como origem uma rocha geradora depositada em ambiente marinho hipersalino e o grupo 2 formado pelas amostras P3, P4, P6 e P7, teve como origem uma rocha geradora com características de ambiente lacustre de água doce.