Daniella Araujo Ferreira Ribeiro

Título


Modelagem geoquímica 2D de sistemas petrolíferos na porção Sul da bacia do Espírito Santo

Orientador(es)


Luiz Landau

Resumo


A integração entre a geoquímica orgânica e a modelagem bidimensional de sistemas petrolíferos  realizada na porção sul da bacia do Espírito Santo,  teve como objetivo  fornecer  a  compreensão da dinâmica dos sistemas petrolíferos da área, permitir avaliar o potencial de hidrocarbonetos, e ainda reduzir o risco exploratório.   Os intervalos de rochas potencialmente geradoras foram identificados e caracterizados através da interpretação dos dados de carbono orgânico total (COT) e dos dados de pirólise Rock-Eval. Devido  à  ausência de dados sobre refletância da vitrinita, a maturação na região estudada, foi definida a partir da  temperatura máxima de geração de hidrocarbonetos (Tmax). Os resultados da análise geoquímica apontam que  a seção rifte, representada pelas Formações  Cricaré e Mariricu,  apresenta as melhores condições para geração de hidrocarbonetos com intervalos de alto potencial gerador  e  querogênio tipo I.  A  seção pós-rifte  (formações Regência/São Mateus e Urucutuca)  apresenta baixo potencial gerador de hidrocarbonetos, com exceção de intervalos pouco espessos com COT e potencial gerador variando de médio a alto. A modelagem bidimensional foi realizada com o software Petromod® em uma seção NW-SE na porção sul da bacia do Espírito Santo. Os resultados da modelagem sugerem que no presente as rochas geradoras atingiram elevado grau de evolução térmica com predomínio de gás em toda a seção estudada. A idade de expulsão de hidrocarbonetos na seção rifte ocorreu desde o Barremiano e nas rochas pós-rifte  no Turoniano. As saturações de vapor foram muito mais abundantes que as de liquido, presentes tanto nas seções rifte, pós-rifte e drifte.

Abstract


The  integration  between  organic geochemistry and two-dimensional  modelling petroleum system  that was held  in the southern Espirito Santo basin had as  an objective to provide understanding the dynamics of petroleum systems of the area, to allow the assess hydrocarbon potential and even more reduce exploration risk.   The  potential source rock  intervals were identified and characterized  through  the analysis and interpretation of total organic carbon (TOC) and Rock-Eval pyrolysis data. Due to  the absence about  vitrinite reflectance data, the maturation in the study area was defined from the maximum temperature of hydrocarbon generation (Tmax). The geochemistry analysis results show  that the rift section, represented by Cricaré and Mariricu Formations, presents the best conditions for hydrocarbon generations with high potential generating intervals and kerogen type I. The post rift section (Regência/Sao Mateus and Urucutuca formations) has low hydrocarbon generation potential, except for  the few  thick intervals with TOC and potential generating ranging from medium to high.   The two-dimensional modelling was performed with the PetroMod software in a NW-SE section in the southern portion of the Espirito Santo Basin. The modelling results suggest that  in the present the source rocks have  reached a high degree of thermal evolution with a predominance of gas throughout the section studied. The age of the expulsion of hydrocarbons in the rift section occurred since the Barremian and post-rift section since the Turonian. The steam saturations were much more abundant than the liquid, present in both sections rift, post-rift and drift.

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