Geochemical characterization with paleoenvironment clues of shales from Pimenteiras Formation, Tocantins State, Parnaíba Basin, Brazil

The discovery of natural gas in siliciclastic deposits of the Parnaíba Basin has motived new research to understand the petroleum system, to characterize source rock intervals, as well as to improve the paleoenvironmental characterization. Since the deposition of the main source rock in the Parnaíba Basin, the Pimenteiras Formation, occurred during the Devonian, associated with global anoxic event at the Fransnian, shales samples of Devonian were collected from outcrops of Pimenteiras Formation and analyzed using the geochemical techniques of total organic carbon, total sulfur, Rock Eval pyrolysis and stable carbon isotopes. Analysis results of 27 source rock samples indicated that 67% of the samples have a minimum total organic carbon content required to produce hydrocarbons. Approximately 77% of the samples had the potential to generate gas, while the remaining percentage are those corresponding to the samples with the potential to generate oil or gas. The maximum pyrolysis temperature suggests thermal immaturity of the samples. The geochemical data correlation allowed recognizing signs of changes in the depositional paleoenvironment of the outcrops studied, probably by sea flooding.A descoberta de gás natural em depósitos siliciclásticos da Bacia do Parnaíba impulsionou novas pesquisas no intuito de entender o sistema petrolífero, caracterizar intervalos de rocha com potencial gerador de hidrocarbonetos, bem como melhorar a caracterização paleoambiental. Visto que a deposição da principal rocha geradora na Bacia do Parnaíba, a Formação Pimenteiras, ocorreu durante o Devoniano, associada a um evento anóxico global no Frasniano, amostras de folhelhos devonianos foram coletadas em afloramentos da Formação Pimenteiras e analisadas por meio das técnicas geoquímicas de carbono orgânico total, enxofre total, pirólise Rock Eval e isótopos estáveis de carbono. Os resultados obtidos das análises nas 27 amostras de rocha geradora coletadas indicaram que 67% das amostras possuem o teor de carbono orgânico total mínimo requerido para gerar hidrocarbonetos. Cerca de 77% das amostras apresentaram potencial para gerar gás, enquanto os percentuais restantes são os correspondentes às amostras com potencial de gerar óleo ou gás. A temperatura máxima de pirólise sugere imaturidade termal das amostras. A correlação dos dados geoquímicos permitiu reconhecer indícios das variações no paleoambiente deposicional dos afloramentos estudados, provavelmente por inundações marinhas

Paleoambiente Deposicional de Folhelhos da Formação Pimenteiras da Borda Oeste da Bacia do Parnaíba, NE - Brasil

Os folhelhos da Formação Pimenteiras depositados em ambiente marinho durante o Devoniano (Frasniano), são ricos em matéria orgânica e constituem a principal rocha geradora da Bacia do Parnaíba. Este trabalho tem como objetivo caracterizar o paleoambiente deposicional da Formação Pimenteiras com base no estudo de Geoquímica Orgânica e Palinofácies. Foram coletadas 21 amostras de rocha em um afloramento próximo ao município de Aparecida do Rio Negro, na borda Oeste da Bacia, no estado de Tocantins, onde havia aspecto estratigráfico do contato entre as Formações Cabeças (Fameniano) e Pimenteiras (Frasniano). Os teores de carbono orgânico total (COT) variaram de 0,21 a 2,43 % e os resultados da pirólise Rock Eval indicam querogênio predominantemente dos tipos II e III, potencial gerador de hidrocarbonetos (S2) variando de pobre a médio (0,41 - 6,13 mgHC/g rocha), baixa concentração de hidrocarbonetos livres (S1) e imaturidade térmica (Tmáx) para a geração de petróleo. O estudo de palinofácies permitiu identificar e quantificar os componentes particulados da matéria orgânica dos grupos dos palinomorfos, fitoclastos e matéria orgânica amorfa (MOA). Um número considerável de prasinófitas dos gêneros Pterospermella, Cymatiosphaera, Durvenaysphaera, Leiosphaeridia, Tasmanites, Hemiruptia e Maranhites foram identificadas, sugerindo as superfícies da inundação possivelmente da idade do Frasniano. Ao longo do afloramento as amostras apresentaram variação quantitativa de componentes orgânicos de origem terrestre, caracterizando regressões marinhas, e outras amostras, sugerindo transgressões marinhas, com o aumento de prasinófitas e acritarcas. A razão dos isótopos de carbono orgânico (δ13C: -25,9 a -29,5‰) e os biomarcadores saturados (esteranos regulares C27-C28-C29 e razão TPP/(TPP+DIA)), também sugerem uma alternância no “input” da matéria orgânica terrestre e marinha

Palinofácies de uma seção aflorante de folhelhos da Formação Barreirinha (Devoniano), borda sul da Bacia do Amazonas, Brasil: implicações paleoambientais

The present work aimed to investigate the palynofacies and paleoenvironment of the Barreirinha Formation in the southern part of the Amazon Basin and to examine their relationships with the organic geochemistry of previous studies. To this end, palynofacies analysis techniques and organic geochemistry results (total organic carbon and Rock-Eval pyrolysis) were applied to 23 shale samples from an outcrop section of the Barreirinha Formation (Devonian) in the southern part of the Amazon Basin, Brazil. Palynofacies analysis revealed the predominance of organic material of marine origin: amorphous organicmatter (AOM) and acritarchs. The palynological associations indicate that the sedimentation of the Barreirinha Formation initially occurred in an oxic-anoxic distal marine environment, which then transitioned to an anoxic distal marine depositional environment. Integration of the results of palynofacies analysis in conjunction with data from previous studies allowed the identification of two levels of kerogen dominance: type II, in the middle to the upper part of the section, and types III and II /III in the lower part of the section. Based on the results of the organic-geochemical analyses, the material was found to have good potential for hydrocarbon production, based on TOC values that reached percentages up to 6.29%, S2 reached 23.1 (mg HC/grock), and hydrogen index (HI) with values ranging from 69 to 377 (mg HC/g rock). Tmax values ranged from 425 to 435°C, and the spore color index (SCI) ranged from 3.5 to 4.5, indicating thermal immaturity for hydrocarbon formation.O presente trabalho tem como objetivo estudar as palinofácies e o paleoambiente deposicional da Formação Barreirinha e sua relação com a geoquímica orgânica de estudos prévios, na porção sul da Bacia do Amazonas, Brasil. Para isso, aplicaram-se técnicas de análises de palinofácies e os resultados da geoquímica orgânica (carbono orgânico total e pirólise Rock-Eval) em 23 amostras de folhelhos de uma seção aflorante da Formação Barreirinha (Devoniano), borda sul da Bacia do Amazonas. Com a análise da palinofácies, verificou-se que há uma predominância de matéria orgânica de origem marinha: matéria orgânica amorfa (MOA) e acritarcas. As associações palinológicas indicaram que a sedimentação da Formação Barreirinha ocorreu, inicialmente, em ambiente marinho distal óxico-anóxico, gradando para ambiente deposicional marinho distal anóxico. A integração dos resultados daanálise de palinofácies, associada com os dados de estudos prévios, possibilitou a identificação de dois níveis de predominância do querogênio: tipo II, na porção média a superior da seção; e tipos III e II/III, na porção inferior da seção. Com os resultados das análises de geoquímica orgânica, verificou-se que o material apresenta bom potencial para geração de hidrocarbonetos, com base nos valores de COT que alcançaram percentuais de até 6,29%, S2 atingindo 23,1 (mg HC/g rocha), e o índice de hidrogênio (IH) com valores entre 69 e 377 (mg HC/g rocha). Os valores de Tmáx variaram de 425 a 435°C, e os valores de índice de coloração de esporos (ICE) entre 3,5 e 4,5, indicando imaturidade térmica para a geração de hidrocarbonetos.&nbsp

Exploratory plays of Pará-Maranhão and Barreirinhas basins in deep and ultra-deep waters, Brazilian Equatorial Margin

ABSTRACT: The Pará-Maranhão and Barreirinhas are exploratory frontier basins. After the discoveries in deep/ultra-deep water turbidites at the correlated African equatorial margin and French Guiana (Jubilee and Zaedyus plays), the exploratory interest was retaked for those basins. Using 2D seismic interpretation, it was search to identify hydrocarbon accumulations potential focusing on turbiditic reservoirs. Three plays types linked to three margin distinct segments were identified: shallow waters, faulted shelf border and deep/ultra-deep waters. The shallow waters and faulted shelf border plays are related to two petroleum systems: Caju-Travosas and Travosas-Travosas. The Caju Group (Late Albian-Early Cenomanian) and Travosas Formation (Cenomanian-Turonian) source rocks occur between 2,400 and 3,700 m below sea water bottom for shallow waters play, and between 1,300 and 4,800 m for faulted shelf border play. The deep/ultra-deep waters play is related to three petroleum systems: Codó-Travosas, Caju-Travosas and Travosas-Travosas. The source rocks from Codó Formation (Aptian) occur between 2,860 and 4,550 m, from Caju Group (Late Albian-Early Cenomanian) between 2,200 and 3,800 m and from Travosas Formation (Cenomanian-Turonian) between 1,430 and 2,860 m. In the African equatorial margin, the oil window top is located around 2,700 m below sea water bottom. Thus, it can be concluded that Pará-Maranhão and Barreirinhas source rocks would also be able to generate oil/gas in the specified depths

Potencial gerador e maturidade térmica dos folhelhos da Formação Barreirinha, borda sul da Bacia do Amazonas, Brasil

This work aims to evaluate the generating potential and the effect of the basic igneous intrusive on the thermal maturity of samples based on the study of organic geochemistry and palynology. A total of 15 rock samples was collected from an outcrop of Barreirinha Formation, on the Southern edge of the Amazon Basin. In this outcrop, a diabase sill was observed, which may have influenced the geochemical data of samples located at the top of the profile. The levels of total organic carbon (TOC; 0.04–2.06%) and the results of Rock-Eval pyrolysis indicate the presence of kerogen predominantly of types II and III, a potential hydrocarbon generator (S2; 0.04–3.00 mg HC / g rock) ranging from poor to medium, low concentration of free hydrocarbons (S1; 0.01–0.25 mg HC / g rock), and a variation in thermal maturity (Tmax: 359–605°C). The Terrigenous-Aquatic Ratio (TAR; 0.08–1.16) indicates the predominance of algal organic matter deposition, and the ratios of saturated biomarkers (Hopanes/Steranes; gammacerane/ (gammacerane + C30 hopane); TTP / (TTP + DIA); and steranes C27- C28- C29) indicating a marine paleoenvironment with variable contribution of terrestrial components, due to the sea level oscillations that occurred during the Upper Devonian. The ratio between the isoprenoids Pristane and Phytane (Pr/Ph: 1.6–7.1) points to a sub-oxic environment. The results of gas chromatography and the saturated biomarker ratios of organic extracts [Ts/(Ts + Tm); C29 αββ/(αββ + ααα); C29S/(C29S + C29R)] indicate the variation in thermal maturity along the outcrop, and suggest the generation and migration of oil and gas, and/or the thermal degradation of some saturated biomarkers.Este trabalho tem como objetivo avaliar o potencial gerador e o efeito da intrusiva ígnea básica na maturidade térmica das amostras com base no estudo de geoquímica orgânica e palinologia. Foram estudadas 15 amostras de rocha coletadas em um afloramento da Formação Barreirinha, borda sul da Bacia do Amazonas. Nesse afloramento foi observada uma soleira de basalto que pode ter influenciado os dados geoquímicos das amostras localizadas no topo do perfil. Os teores de Carbono orgânico total (COT; 0,04–2,06%) e os resultados da pirólise Rock-Eval indicam a presença de querogênio predominantemente dos tipos II e III, potencial gerador de hidrocarbonetos (S2; 0,04–3,00 mg HC/g rocha) variando de pobre a médio, baixa concentração de hidrocarbonetos livres (S1; 0,01–0,25 mg HC/g rocha) e uma variação na maturidade termal (Tmáx: 359–605°C). A razão aquático-terrestre (RAT; 0,08–1,16) indica a predominância de deposição de matéria orgânica algálica, e as razões dos biomarcadores saturados [Hopanos/esteranos; gamacerano/(gamacerano + C30 hopano); TTP/(TTP + DIA); e esteranos C27-C28-C29] indicam um paleoambiente marinho com contribuição variável de componentes terrestres, devido as oscilações do nivel do mar ocorridas durante o Devoniano Superior. A razão entre os isoprenóides Pristano e Fitano (P/F:  ,6–7,1) apontam ambiente sub-óxico. Os resultados da cromatografia gasosa e das razões de biomarcadores saturados dos extratos orgânicos [Ts/(Ts + Tm); C29 αββ/(αββ + ααα); C29 S/(C29 S + C29R)] indicam a variação na maturidade térmica ao longo do afloramento, e sugerem a geração e migração de óleo e gás, e/ou a degradação termal de alguns biomarcadores saturados