A maioria das ocorrências documentadas de hidrocarbonetos em sistemas petrolíferos de bacias sedimentares, incluindo estudos sobre a história térmica e migração de fluidos são diretamente associadas a reservatórios convencionais (arenitos e calcários permeáveis). Apesar dos folhelhos representarem majoritariamente rochas geradoras de hidrocarbonetos, também são considerados importantes reservatórios não convencionais de hidrocarbonetos líquidos ou gasosos. Os folhelhos oleígenos da Formação Irati (Permiano) apresentam ampla distribuição na Bacia do Paraná e podem representar importante recurso energético não convencional. Nesse sentido, este estudo tem como objetivo prover novas informações sobre a geração e migração de hidrocarbonetos na Formação Irati e unidades adjacentes (formações Serra Alta e Corumbataí). A Formação Irati se diferencia por ser considerada sistema petrolífero não convencional e atípico, afetado por amplo evento magmático que contempla uma das maiores províncias ígneas (Large Igneous Province, LIP) remanescentes do continente Gondwana, a LIP Paraná (Eocretáceo). Este estudo se destaca por caracterizar inclusões fluidas aquosas (AqFI\'s) e compostas por hidrocarbonetos (HCFI\'s) hospedadas em minerais autigênicos (calcita e quartzo) da Formação Irati e de corpos ígneos da LIP Paraná. Para análise de inclusões fluidas, foram empregados ensaios microtermométricos em inclusões fluidas e microscopia confocal de varredura (CSLM). Também foram realizadas análises de isótopos estáveis de carbono e oxigênio em veios de calcita, análises de ressonância magnética nuclear (13C NMR CP/MAS) em querogênio e reflectância de vitrinita (Ro) em matéria orgânica contida nos folhelhos da Formação Irati. Os espectros de 13C NMR CP/MAS do querogênio das amostras estudadas exibem duas bandas largas que indicam a presença de carbonos alifáticos (0 a 70 ppm) e aromáticos (100 a 180 ppm), e aromaticidade (far) do querogênio ao redor de 30 %. Os valores de Ro variam entre 0,4 a 0,8 % com média de 0,6 %, apontando para um folhelho de maturidade baixa e temperaturas de soterramento entre 60 e 80 °C, em uma área com ausência de corpos magmáticos intrusivos. Estas evidências estão em contraste com as temperaturas de homogeneização (Th) em AqFI\'s, que variam entre 50 e 330 °C, coexistentes com HCFI\'s, que variam de 50 a 200 °C, obtidas em amostras localmente próximas a sill de diabásio no município de Limeira (SP) na borda leste da Bacia do Paraná. Parâmetro físico de fração volumétrica (Fv) combinado com Th de HCFI\'s hospedadas em veios de calcita nas formações Irati e Corumbataí permitiu classificar os hidrocarbonetos líquidos aprisionados nas inclusões fluidas como black oil, ou seja, um óleo caracterizado por hidrocarbonetos leves a médios com pequena variação de densidade associado a fluidos de densidade média a baixa. O modelo Pressão-Volume-Temperatura (P-V-T) estimado para os fluidos aprisionados sugere abertura de veios extensionais e aprisionamento de HCFI\'s em regime de pressão sub-hidrostática a hidrostática (~300 bar) e temperatura real de aprisionamento de 135 °C, o que apontaria para profundidade superior a 2 km alcançada pela Formação Irati durante o Eocretaceo, caso a história térmica tenha sido controlada somente por soterramento. Esta pressão está associada a um sistema petrolífero raso, cuja circulação pervasiva de fluido aquoso de origem substancialmente meteórica com mistura parcial de fluido de poro, pode ter sido responsável pela biodegradação de hidrocarbonetos na borda leste da Bacia do Paraná. Os dados obtidos no desenvolvimento deste estudo, sugerem que na borda leste da bacia, a Formação Irati pode ter atingido profundidade suficiente para gerar hidrocarbonetos líquidos heterogêneos (°API entre 20-40) durante o Eocretáceo. / Most studies about thermal evolution and fluid migration in petroleum systems are focused on conventional reservoirs (sandstones and permeable limestones). Despite of shales represent most of the petroleum source rocks, they are considered important unconventional reservoirs of petroleum and natural gas. The oil shales of the Irati Formation (Permian) have widespread distribution in the Paraná Basin and might represent an important unconventional energy resource. This study aims to provide new insights on the generation and migration of hydrocarbons in the Irati Formation and adjacent units (Serra Alta and Corumbataí formations). The Irati Formation stands out as an unconventional and atypical petroleum system, which was affected by one of the world\'s largest igneous provinces (Large Igneous Province, LIP), the LIP Paraná (Early Cretaceous) in western Gondwana. Thus, this study stands out to characterize aqueous fluid inclusions (AqFI\'s) and hydrocarbon fluid inclusions (HCFI\'s) hosted in authigenic minerals of the Irati Formation and in intruded igneous bodies associated to the Paraná LIP. Microthermometric and confocal scanning laser microscope (CSLM) analyzes were applied to aqueous and hydrocarbons fluid inclusions. Stable carbon (C) and oxygen (O) isotopes analyzes were performed in calcite veins. Additionally, analyzes of solid-state carbon nuclear magnetic resonance with cross polarization at magic angle spinning (13C NMR CP/MAS) in kerogen and vitrinite reflectance (Ro) in shale samples of the Irati Formation shales were also performed. The 13C NMR CP/MAS spectra of the kerogen show two broad bands which indicate the presence of aliphatic (0-70 ppm) and aromatic carbons (100-180 ppm) and kerogen aromaticity (?ar) around 30 % in the southeastern part of the Paraná Basin. The Ro values varying between 0.4 and 0.8 % with average of 0.6 % suggest a low maturity kerogen for the studied Permian organic-rich shales and a temperature window between 60 and 80 °C, in an area with absence of magmatic intrusive bodies. This paleotemperatures are relatively lower than the homogenization temperatures (Th) obtained in aqueous fluid inclusions (50-330 °C) coeval with hydrocarbon fluid inclusions (50-200 °C) occurring in samples from shales nearly located to the diabase sill in the northeastern part of the basin. Physical parameter of vapor fraction volume (Fv) combined with the Th of the hydrocarbon fluid inclusions hosted calcite veins of the Corumbataí (overlaying the Irati Formation) and Irati Formation allowed the classification of the liquid hydrocarbons as black oil, which means an oil characterized by medium to light hydrocarbons with small variation of density associated with medium to low density fluids. The Pressure-Volume-Temperature (PVT) model estimated suggests the opening of subvertical extensional veins and hydrocarbon fluid inclusions entrapment within subhydrostatic to hydrostatic pressure regime (~300 bar) and real trapping temperature of 135 °C for hydrocarbons fluid inclusions, pointing out to 2 km depth achieved by the Irati Formation during the Early Cretaceous. This pressure is associated to a shallow petroleum system which a meteoric pervasive aqueous fluid circulation could be responsible for the biodegradation of hydrocarbons in the northeastern part of the Paraná Basin. The data obtained in this study suggest that the Irati Formation might have reached the temperature window to generate heterogeneous liquid hydrocarbons (°API between 20-40) during the Early Cretaceous.