Agência Nacional do Petróleo / Na região de Lauro Müller, sul de Santa Catarina, a presença de óleo nos arenitos das formações Rio Bonito e Palermo foi observada em diversos poços e nas galerias de uma das minas da Carbonífera Catarinense. Amostras desse óleo foram submetidas às análises de isótopos estáveis de carbono e cromatografia gasosa espectrometria de massas visando, a princípio, identificar a sua origem. O óleo apresentou feições moleculares típicas de ambiente anóxico hipersalino, sendo correlacionado ao Membro Assistência da Formação Irati. Parâmetros moleculares revelaram que o mesmo foi gerado durante o pico de geração de hidrocarbonetos e encontra-se leve a moderadamente biodegradado. A comparação entre o óleo catarinense e os arenitos asfálticos de Anhembi (SP) revelou diferenças moleculares relacionadas à fácies orgânica, grau de evolução térmica e biodegradação. A geração do óleo no sul catarinense está intimamente relacionada ao efeito térmico das intrusões ígneas cretácicas sobre os intervalos geradores da Formação Irati, haja vista que a unidade encontra-se termicamente imatura na maior parte da bacia. O óleo teria migrado lateralmente da Formação Irati para os arenitos reservatório da Formação Rio Bonito através de falhas com rejeitos verticais superiores a 150 m, as quais foram identificadas em mapas e seções geológicas. Também foram realizadas análises de pirólise, isótopos de carbono e de biomarcadores em amostras da Formação Irati no poço CAT 204, realizado pela Carbonífera Catarinense, a fim de avaliar o efeito térmico de duas soleiras de diabásio intrudidas no Membro Assistência. Foi observado um aumento dos valores de δ13C em direção ao contato com as intrusivas e a completa senilização da unidade. O halo termal abaixo da soleira inferior se estendeu, pelo menos, até a base da Formação Irati, situada a uma distância de 1,4 vezes a espessura do corpo intrusivo. Amostras da parte inferior da Formação Palermo, coletadas no poço CAT 204, e das três principais camadas de carvão do sul catarinense, coletadas nas minas da Carbonífera Catarinense, também se encontram termicamente maturas, sugerindo a proximidade de outros corpos intrusivos. Dessa forma, conclui-se que deve ter havido um aquecimento generalizado dos sedimentos no sul de Santa Catarina causado pela grande incidência de soleiras na região. / In the region of Lauro Müller, south of Santa Catarina, the presence of oil in sandstones of Rio Bonito and Palermo formations were observed in several wells and in the galleries of a coal mine. Samples of oil were subjected to stable carbon isotopes and gas chromatography mass spectrometry analysis to identify its origin. The oil had typical features of a hypersaline anoxic environment, achieving a positive correlation with Assistência Member of Irati Formation. Molecular parameters revealed that it was generated during the peak of hydrocarbon generation and is light to moderately biodegraded. The comparison between oil encountered in Lauro Müller and the tar sands of Anhembi (SP) revealed molecular differences related to organic facies, level of biodegradation and thermal maturity. The generation of oil in southern Santa Catarina is closely related to the thermal effect of igneous intrusions in the source rocks of Irati formation, given that the unit is thermally immature in most of the basin. The oil would have migrated laterally from Irati Formation to the reservoir sandstones of Rio Bonito Formation through faults with vertical slips over 150 m, identified on maps and geological sections. Pyrolysis, stable carbons isotopes and biomarkers analysis was also performed in a local section of Irati Formation to evaluate the heating effect of two dolerite sills intruded into Assistência Member. It was observed an increase in δ13C toward the intrusive contacts and that Assistência Member was completely overmature. The thermal halo below the lower sill reached, at least, the bottom of the Irati Formation, located at a distance of 1.4 times the thickness of the intrusive body. Samples from the lower portion of Palermo Formation, collected in the well CAT 204, and the three main coal layers from southern Santa Catarina, collected in Carbonífera Catarinenses mines, are also thermally mature, suggesting the proximity of other intrusive bodies. Thus, it is concluded that there was a general heating of the sediments of southern Santa Catarina caused by the high incidence of igneous intrusions in the region.

Agência Nacional do Petróleo / O estudo visou à caracterização geoquímica orgânica detalhada (carbono orgânico total, resíduo insolúvel, enxofre, pirólise Rock-Eval e biomarcadores) da Formação Irati através do furo pioneiro FP-12-SP localizado próximo da região de Anhembi (SP), e à análise das alterações destes parâmetros devido ao efeito térmico de intrusões de diabásio. A partir destes dados definiu-se 8 (oito) unidades quimioestratigráficas, determinou se o potencial gerador de cada unidade, o tipo de querogênio e a assinatura geoquímica através de parâmetros dos biomarcadores saturados e, por último, indicou-se as alterações causadas pelo efeito térmico de intrusivas nos sedimentos. O Membro Taquaral possui baixo teor de carbono orgânico total, querogênio tipo III/IV, com alta proporção de alcanos lineares e cicloalcanos, predominância dos esteranos C27 em relação ao C29, com indicações de ambiente marinho com salinidade normal. O Membro Assistência é caracterizado por apresentar valores de carbono orgânico total relativamente alto com aumento para o topo, intercalação de níveis siliciclásticos com carbonáticos, potencial gerador que chega a excelente e índice de hidrogênio predominante para óleo e condensado, baixa proporção de n-alcanos em relação aos cicloalcanos e alcanos ramificados, aparecimento do gamacerano, indicando ambiente marinho hipersalino com afogamento para o topo. O efeito térmico é visto a partir de 3 metros abaixo e 10 metros acima da soleira com maturação da matéria orgânica nos 9,5m mais próximos da soleira. A propagação de calor acima da soleira foi maior do que abaixo devido à diferença de condutividade térmica entre o carbonato e o folhelho, onde a máxima restrição com o aumento da salinidade na Unidade Quimioestratigráfica E, indicada pela presença de gamacerano, pode ter amplificado a passagem de calor para o topo. / The study aimed to detailed organic geochemistry characterization (total organic carbon, insoluble residue, sulfur , Rock-Eval pyrolysis and biomarkers) of the Irati Formation through pioneering well FP-12-SP located near the region of Anhembi (SP), and to analysis of changes in these parameters due to the thermal effect of diabase intrusions. From these data it was defined eight (8) chemostratigraphic units, as well as the potential generator of each unit, the type of kerogen and geochemical parameters through the saturated biomarkers, and, finally, it was indicated the changes caused by thermal effect of intrusives on sediments. The Taquaral Member has low content of total organic carbon, kerogen type III/IV, with a high proportion of linear alkanes and cycloalkanes, predominance of C27 steranes compared to C29, with indications of marine environment with normal salinity. The Member Assistência is characterized by relatively high levels of total organic carbon increasing to the top, interleaving siliciclastic levels with carbonate, generation potential reaching excellent and hydrogen index predominant to oil and condensate, low proportion of n-alkanes relative to cycloalkanes and branched alkanes and gammacerane indicating hypersaline marine environment with drowning to the top. The thermal effect is seen from 3 meters below and 10 meters above the sill with maturation of the organic matter at 9.5 m from the nearest sill. The propagation of heat above the threshold was higher than below due to difference in thermal conductivity between the shale and carbonate, where the maximum constraint with increasing salinity in Chemostratigraphic Unit E, indicated by the presence of gammacerane, may have amplified the passage of heat to the top.

O presente trabalho consistiu na realização de um estudo geológico na porção norte da Bacia intracratônica do Paraná. O estudo buscou avaliar o potencial gerador e de exploração de shale gas e shale oil dos folhelhos negros da Formação Irati na região de Goiás e Mato Grosso, Centro-Oeste do Brasil, através da caracterização de geoquímica orgânica dos folhelhos, determinação do potencial gerador e grau de maturação da matéria orgânica dos folhelhos, caracterização das relações geológicas da formação, espessuras, áreas de ocorrência, alternância de camadas com carbonatos, profundidade de ocorrência, padrões de fraturamento, composição mineralógica e estimativa de reservas de shale gas tecnicamente recuperáveis. O trabalho contribui com uma metodologia que permite avaliar o potencial de geração e exploração de recursos de shale gas e shale oil. O estudo na temática de recursos energéticos não convencionais, com destaque para o shale gas, principal fonte de gás natural não convencional explorada no mundo, é de extrema importância, pois o gás natural é considerado um combustível de transição de uma matriz energética baseada em energias fósseis para uma matriz com predominância de energias renováveis, considerando-se os seus benefícios, tanto ambientais quanto em aspectos estratégicos e econômicos. Os valores de COT variam de 0,04 a 3,52% com média de 1,31%, o que lhes confere um bom potencial gerador de hidrocarbonetos na área de estudo. Foram encontrados valores no pico S2 que variam de 5,13 a 63,13 mg HC/g de rocha para a maioria das amostras estudadas pela pirólise Rock-Eval, conferindo-lhes um bom a excelente potencial petrolífero. Os folhelhos apresentam querogênio do tipo I, II e IV, com predomínio do querogênio do tipo II e IV. Estudos de maturidade térmica da matéria orgânica (querogênio) com base nos valores de Tmax, IH, IP e Ro, indicam seu grau como imaturo (com baixo nível de conversão em hidrocarbonetos) a supermaturo (zona de gás seco). Amostras que alcançaram a janela de geração de gás seco não possuem potencial para geração de hidrocarbonetos, uma vez que apresentam querogênio do tipo IV, que evidencia baixo poder de preservação da matéria orgânica durante o intenso magmatismo ocorrido no Mesozóico (Jurássico/Cretáceo). A maioria das amostras analisadas apresentam bom potencial para shale gas e/ou shale oil, porém as condições de temperatura e pressão durante a diagênese não foram suficientes para a maturação da matéria orgânica nos folhelhos. Os folhelhos possuem altos teores de quartzo e quantidades significativas de outros minerais tais como, o feldspato plagioclásio (albita), mica e carbonatos (calcita e dolomita), podendo responder favoravelmente à fraturamento hidráulico. A estimativa de reservas indica que a área de estudo poderia ter um potencial para cerca de 23 Trilhões de Pés Cúbicos de reservas de gás natural não comprovadas tecnicamente recuperáveis. / The present work consisted in the accomplishment of a geological study in the northern portion of the Intracratonic Basin of Paraná. The study aimed to evaluate the potential for shale gas and shale oil exploitation of the Irati Formation black shales in the region of Goiás and Mato Grosso, Mid-West of Brazil, through the characterization of organic geochemistry of shales, determination of the generating potential and degree of maturation of the organic matter of the shales, characterization of the geological relations of the formation, thicknesses, areas of occurrence, alternation of layers with carbonates, depth of occurrence, fracturing patterns, mineralogical composition and estimation of technically recoverable shale gas reserves. The work contributes with a methodology that allows to evaluate the potential of generation and exploitation of shale gas and shale oil resources. The study on the subject of unconventional energy resources, especially shale gas, the main source of unconventional natural gas explored in the world, is extremely important because natural gas is considered a transition fuel of a energy matrix based on energies fossils for a matrix with predominance of renewable energies, considering its benefits, both environmental and strategic and economic aspects. The TOC values vary from 0.04 to 3.52% with an average of 1.31%, which gives them a good hydrocarbon potential in the study area. S2 peak values ranging from 5.13 to 63.13 mg HC / g of rock were found for most of the samples studied by Rock-Eval pyrolysis, giving them a good excellent oil potential.The shales present type I, II and IV kerogen, with predominance of type II and IV kerogen. Thermal maturity studies of organic matter (kerogen) based on the values of Tmax, HI, PI and Ro, indicate their degree as immature (with low conversion level in hydrocarbons) to supermature (dry gas zone). Samples that reached the window of dry gas generation do not have potential for hydrocarbon generation, since they present type IV kerogen, which evidences low preservation power of organic matter during the intense magmatism occurring in the Mesozoic (Jurassic / Cretaceous). Most of the analyzed samples present good potential for shale gas and / or shale oil, but the conditions of temperature and pressure during diagenesis were not sufficient for the maturation of the organic matter in the shales. The shales have high quartz contents and significant amounts of other minerals such as plagioclase feldspar (albite), mica and carbonates (calcite and dolomite), and can respond favorably to hydraulic fracturing. The reserve estimate indicates that the study area could have a potential for about 23 trillion cubic feet of unproved technically recoverable natural gas reserves.

Made available in DSpace on 2014-06-11T19:32:21Z (GMT). No. of bitstreams: 0 Previous issue date: 2003-04-22Bitstream added on 2014-06-13T20:43:24Z : No. of bitstreams: 1 souza_mho_dr_rcla.pdf: 5293992 bytes, checksum: 185633afb63d6a7ac9e2a3c7563f7e84 (MD5) / Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP) / O objetivo principal deste trabalho foi demonstrar a possibilidade de incluir aditivos naturais (no caso, o dolomito e o folhelho da Formação Irati) no processo de fabricação de produtos cerâmicos por prensagem pela via seca e por extrusão no Pólo Cerâmico de Santa Gertrudes. O primeiro passo consistiu em caracterizar mineralógica e quimicamente os dolomitos e os folhelhos pirobetuminosos provenientes da Formação Irati e aflorantes dentro da região do Pólo de Santa Gertrudes. Concluída a caracterização destas rochas, o próximo passo consistiu em separar o dolomito do folhelho nos níveis intercalados de rejeito da lavra. Utilizou-se três métodos: a flotação, a separação magnética e um método baseado no intemperismo, denominado separação mecânica com sazonamento prévio, sendo que este último método foi o mais eficiente. Após os experimentos de separação, a etapa seguinte foi adicionar o dolomito a argilas usadas na confecção de pisos cerâmicos e o folhelho a argilas usadas na confecção de tijolos, a fim de caracterizar tecnologicamente as formulações resultantes. Também se adicionou dolomito a argilas da Formação Corumbataí para verificar a possibilidade de utilização destas argilas na confecção de revestimentos de monoporosa. Encerrada a fase de caracterização tecnológica, concluiu-se que o dolomito tem potencial para ser utilizado como aditivo na confecção de pisos cerâmicos, porém, as características mineralógicas das argilas da Formação Corumbataí impedem a utilização das mesmas na confecção de revestimentos de monoporosa. O folhelho pode ser utilizado como aditivo na confecção de tijolos estruturais, porém, com restrições que dependem das características físicas da argila a ser utilizada. / The main objective of this work consisted in to demonstrate the possibility of including natural additives (in this case, the dolomite and the shale from Irati Formation) in the fabrication of ceramic tiles by pressing using the dry way process and by extrusion in Santa Gertrudes's Ceramic Cluster. The first step consisted in to characterize mineralogical and chemically the dolomites and the oil black shales from Irati Formation and occurring inside region of the Santa Gertrudes's Cluster. Concluded the characterization of these rocks, the next step consisted in to separate the dolomite and the shale from the intercalated levels that are the waste of the mine. There were used three methods: flotation, magnetic separation and a method based on weathering, and it was called mechanical separation preceded by natural seasoning, and this one was the most efficient. Afterwards, the next step was to add the dolomite to clays used for floor tiles, and the black shale to clays used for bricks, in order to characterize technologically the resulting ceramic masses. It was also added dolomite to clays from Corumbataí Formation, in order to verify the possibility of use of these clays for wall tiles. Concluded the technological characterization, it was concluded that the dolomite has potential as additive for floor tiles, but the mineralogical characteristics of the clays from Corumbataí Formation prevent their use for wall tiles. The black shale can be used as additive for heavy clays products, but in a restrained way, depending on the physical characteristics of the clay that will be used.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / O trabalho teve como escopo a caracterização geológica, em termos estruturais e estratigráficos, do sistema petrolífero responsável pela ocorrência de óleos encontrados na Formação Rio Bonito, na região carbonífera de Santa Catarina. Atualmente, especula-se que a assinatura geoquímica destes óleos relaciona-se à Formação Irati associado a um modelo não convencional de geração, vinculando a maturação térmica à intrusão de diabásio, devido a um soterramento insuficiente da rocha geradora. Como a Formação Irati encontra-se posicionada estratigraficamente acima da Formação Rio Bonito, o sistema está associado a um forte controle estrutural para o modelo de migração. A preparação de um mapa geológico integrado para a área de estudo envolvendo dados geológicos de campo, dados aeromagnetométricos e informações de furos de sondagem permitiu um entendimento mais aprofundado do arcabouço tectônico-estratigráfico da região. Seções geológicas mostraram a presença de falhas de grandes rejeitos que promoveram um sistema de Horsts e Grabens relacionados às NE-SW e secundariamente a falhas E-W, que permitiram a colocação da Formação Irati em contato lateral ou em um posicionamento abaixo da Formação Rio Bonito. A partir das seções cronoestratigráficas elaboradas foi possível reconhecer prováveis selos, trapas estratigráficos e estruturais, associados ao sistema petrolífero Irati-Rio Bonito. A análise geoquímica (isótopos e biomarcadores) dos óleos coletados na Formação Rio Bonito apontaram que os mesmos estão associadas aos folhelhos do Membro Assistência da Formação Irati, por possuírem uma razão pristano/fitano menor que 1, gamacerano, e a presença de isoprenóides pentametileicosano (i-25) e esqualano (i-30). A partir de análises geoquímicas realizadas em extratos orgânicos extraídos de folhelhos da Formação Irati intrudidos por diabásio, obteve-se valores da relação entre biomarcadores correspondentes e valores de Ro que indicam que foi alcançado o pico de geração de óleo. Contudo, não há registro na área de estudo de um soterramento suficiente que favorecesse essa situação, levando-nos, assim, a acreditar em um modelo de geração não convencional, por meio da intrusão de diabásio nas rochas geradoras. O arcabouço estrutural e os óleos estudados na região sugerem um processo migratório de sudoeste para o nordeste, ao longo de um sistema de falhas NE-SW, encontradas na região, que foram geradas anteriormente ou concomitantemente ao derrame basáltico associado à Formação Serra Geral. / The work aims at the geological characterization of the structural and stratigraphic system responsible for the petroleum oils that occurs in Rio Bonito Formation, in the coalfield of Santa Catarina. Currently, it has been speculated that the geochemical signature of this oil is related to the Irati Formation associated with an unconventional model generation, by the thermal maturation of diabase intrusion, due to source rock insufficient burial. As the Irati is stratigraphically positioned above the Rio Bonito, the system is associated to a strong structural control for the migration model. The preparation of a geological map for the area that includes the geological field data, airborne magnetic data and drillhole information has enabled to a deep understanding of tectonic-stratigraphic region. Geological cross-sections showed the presence of faults that caused a system of grabens and horsts related to NE-SW faults and secondarily E-W that may have positioned the Irati Formation sidewise or below the Rio Bonito Formation. Cronostratigraphic sections made it possible to recognize seals, structural and stratigraphic traps associated with the petroleum system Irati-Rio Bonito. The geochemical analysis of the oil (isotopes and biomarkers) collected at the Rio Bonito Formation, indicated that they are associated with the Assistência Member shales (Irati Formation), by having the ratio pristane / phytane lower than 1, gammacerane, and the presence of isoprenoid pentametileicosano (i -25) and squalane (i-30). Geochemical analysis on organic extracts taken from Irati shales intruded by diabase, revealed Ro values that indicated peak oil generation was reached. However, there are no records in the study area about a sufficient burial favoring this situation, leading us, in this case, to believe in an unconventional generation model through the diabase intrusion in the source rocks. The structural and oil studied in the region suggest the existence of a migratory process from southwest to northeast along the NE-SW fault system that was generated previously the basalt floods associated with the Serra Geral Formation.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / O trabalho teve como escopo a caracterização geológica, em termos estruturais e estratigráficos, do sistema petrolífero responsável pela ocorrência de óleos encontrados na Formação Rio Bonito, na região carbonífera de Santa Catarina. Atualmente, especula-se que a assinatura geoquímica destes óleos relaciona-se à Formação Irati associado a um modelo não convencional de geração, vinculando a maturação térmica à intrusão de diabásio, devido a um soterramento insuficiente da rocha geradora. Como a Formação Irati encontra-se posicionada estratigraficamente acima da Formação Rio Bonito, o sistema está associado a um forte controle estrutural para o modelo de migração. A preparação de um mapa geológico integrado para a área de estudo envolvendo dados geológicos de campo, dados aeromagnetométricos e informações de furos de sondagem permitiu um entendimento mais aprofundado do arcabouço tectônico-estratigráfico da região. Seções geológicas mostraram a presença de falhas de grandes rejeitos que promoveram um sistema de Horsts e Grabens relacionados às NE-SW e secundariamente a falhas E-W, que permitiram a colocação da Formação Irati em contato lateral ou em um posicionamento abaixo da Formação Rio Bonito. A partir das seções cronoestratigráficas elaboradas foi possível reconhecer prováveis selos, trapas estratigráficos e estruturais, associados ao sistema petrolífero Irati-Rio Bonito. A análise geoquímica (isótopos e biomarcadores) dos óleos coletados na Formação Rio Bonito apontaram que os mesmos estão associadas aos folhelhos do Membro Assistência da Formação Irati, por possuírem uma razão pristano/fitano menor que 1, gamacerano, e a presença de isoprenóides pentametileicosano (i-25) e esqualano (i-30). A partir de análises geoquímicas realizadas em extratos orgânicos extraídos de folhelhos da Formação Irati intrudidos por diabásio, obteve-se valores da relação entre biomarcadores correspondentes e valores de Ro que indicam que foi alcançado o pico de geração de óleo. Contudo, não há registro na área de estudo de um soterramento suficiente que favorecesse essa situação, levando-nos, assim, a acreditar em um modelo de geração não convencional, por meio da intrusão de diabásio nas rochas geradoras. O arcabouço estrutural e os óleos estudados na região sugerem um processo migratório de sudoeste para o nordeste, ao longo de um sistema de falhas NE-SW, encontradas na região, que foram geradas anteriormente ou concomitantemente ao derrame basáltico associado à Formação Serra Geral. / The work aims at the geological characterization of the structural and stratigraphic system responsible for the petroleum oils that occurs in Rio Bonito Formation, in the coalfield of Santa Catarina. Currently, it has been speculated that the geochemical signature of this oil is related to the Irati Formation associated with an unconventional model generation, by the thermal maturation of diabase intrusion, due to source rock insufficient burial. As the Irati is stratigraphically positioned above the Rio Bonito, the system is associated to a strong structural control for the migration model. The preparation of a geological map for the area that includes the geological field data, airborne magnetic data and drillhole information has enabled to a deep understanding of tectonic-stratigraphic region. Geological cross-sections showed the presence of faults that caused a system of grabens and horsts related to NE-SW faults and secondarily E-W that may have positioned the Irati Formation sidewise or below the Rio Bonito Formation. Cronostratigraphic sections made it possible to recognize seals, structural and stratigraphic traps associated with the petroleum system Irati-Rio Bonito. The geochemical analysis of the oil (isotopes and biomarkers) collected at the Rio Bonito Formation, indicated that they are associated with the Assistência Member shales (Irati Formation), by having the ratio pristane / phytane lower than 1, gammacerane, and the presence of isoprenoid pentametileicosano (i -25) and squalane (i-30). Geochemical analysis on organic extracts taken from Irati shales intruded by diabase, revealed Ro values that indicated peak oil generation was reached. However, there are no records in the study area about a sufficient burial favoring this situation, leading us, in this case, to believe in an unconventional generation model through the diabase intrusion in the source rocks. The structural and oil studied in the region suggest the existence of a migratory process from southwest to northeast along the NE-SW fault system that was generated previously the basalt floods associated with the Serra Geral Formation.