A Bacia de Santos é uma das principais bacias brasileiras para exploração e produção de hidrocarbonetos, e vem recebendo grandes investimentos em pesquisa nos últimos anos. O estudo das rochas geradoras serve como importante ferramenta para o estudo de modelos de geração, explusão e migração de hidrocarbonetos e na identificação de sistemas petrolíferos. O principal objetivo deste trabalho é a identificação de intervalos e áreas com maior potential para a geração de hidrocarbonetos dentro do pacote sedimentar estudado (Cretáceo-Terciário). As amostras de calha de 6 poços exploratórios, obtidas junto à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), foram analisadas através da geoquímica orgânica (Carbono Orgânico Total (COT), Pirólise Rock Eval e análise de Biomarcadores) e da petrologia orgânica (Reflectância da Vitrinita e Palinofácies) e foram interpretadas juntamente com os resultados do estudo de outros 10 poços exploratórios, obtidos pela Geochemical Solutions International cedidos para este trabalho. Esses 16 poços formam um perfil strike SW-NE que recobre praticamente toda a extensão da bacia. Amostras das formações Marambaia, Juréia, Santos, Itajaí-Açu, Itanhaem, Guarujá e Florianópolis foram analisadas, apresentando resultados semelhantes para o tipo de matéria orgânica, sua origem e ambiente deposicional (querogênio tipo II e III, originado pela mistura de material de origem terrestre e marinha depositado em ambiente transicional levemente oxidante). Os perfis analisados identificaram dois intervalos de maior conteúdo de carbono orgânico, maturação e potencial de geração de petróleo, um entre 2500 e 3000 metros de profundidade, que pode estar relacionado a eventos transgressivos do Terciário, e outro entre 4000 a 5000 metros de profundidade, possivelmente relacionado a um importante evento transgressivo de caráter regional ocorrido durante o Turoniano. A matéria orgânica encontrada nos poços situados na região sudoeste do perfil foi a que apresentou as melhores condições para a geração de hidrocarbonetos, tornando-se mais empobrecida na direção nordeste. Com base nos resultados geoquímicos e petrográficos obtidos, a matéria orgânica presente na Formação Itajaí-Açu possui o melhor potencial para geração de hidrocarbonetos, principalmente na porção basal do intervalo, na região sudoeste da bacia. / The Santos Basin is one of the main Brazilian sedimentary basin for hydrocarbon exploration and production and has been the focus of major geological research on hydrocarbon occurrences in recent years. Source rock studies are important tools for construction of hydrocarbon generation, expulsion and migration models of the basin and for identifying petroleum systems. The main objective of the present study is to identify areas and intervals with hydrocarbon generation potential inside the sedimentary sequence studied (Cretaceous-Tertiary). Cutting samples from 6 petroleum exploration wells obtained from the National Agency of Petroleum, Natural Gas and Biofuels (ANP) were analysed by organic geochemical methods (Total Organic Carbon (TOC), Rock Eval Pyrolysis and Biomarkers analysis) and organic petrography (Vitrinite Reflectance and Palynofacies) and were interpreted together with results from organic geochemical studies on samples from 10 addictional petroleum exploratory wells obtained from Geochemical Solution International (GSI), provided for this study. These 16 wells form a SW-NE strike section, that covers the basin almost completely in this direction. The samples from Marambaia, Juréia, Santos, Itajaí-Açu, Itanhaem, Guarujá and Florianópolis formations show similar results in regard to organic matter type, its origin and depositional paleoenvironment (type II-III kerogen, indicating a contribution of terrestrial and marine material, deposited in a transitional and slightly oxic environment). The stratigraphic profiles analysed identify two intervals with relatively high organic matter content, maturation and hydrocarbon generation potential, one between 2500 and 3000 meters depth, perhaps related to a Tertiary transgressive event and the other one between 4000 and 5000 meters depth, possibly related to an important regional transgressive event, which occurred during the Turonian. The organic matter encountered in the well samples located in the southwest of the SW-NE section has the best potential for hydrocarbon generation, whereas the organic matter of well samples located in the northwest direction has less potential to form hydrocarbons. Based on the results of the present study, the organic matter present in the Itajaí-Açu Formation has the best potential for hydrocarbon generation, in particular in the basal part of the formation in the southwest region of the basin.

A Bacia de Santos é uma das principais bacias brasileiras para exploração e produção de hidrocarbonetos, e vem recebendo grandes investimentos em pesquisa nos últimos anos. O estudo das rochas geradoras serve como importante ferramenta para o estudo de modelos de geração, explusão e migração de hidrocarbonetos e na identificação de sistemas petrolíferos. O principal objetivo deste trabalho é a identificação de intervalos e áreas com maior potential para a geração de hidrocarbonetos dentro do pacote sedimentar estudado (Cretáceo-Terciário). As amostras de calha de 6 poços exploratórios, obtidas junto à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), foram analisadas através da geoquímica orgânica (Carbono Orgânico Total (COT), Pirólise Rock Eval e análise de Biomarcadores) e da petrologia orgânica (Reflectância da Vitrinita e Palinofácies) e foram interpretadas juntamente com os resultados do estudo de outros 10 poços exploratórios, obtidos pela Geochemical Solutions International cedidos para este trabalho. Esses 16 poços formam um perfil strike SW-NE que recobre praticamente toda a extensão da bacia. Amostras das formações Marambaia, Juréia, Santos, Itajaí-Açu, Itanhaem, Guarujá e Florianópolis foram analisadas, apresentando resultados semelhantes para o tipo de matéria orgânica, sua origem e ambiente deposicional (querogênio tipo II e III, originado pela mistura de material de origem terrestre e marinha depositado em ambiente transicional levemente oxidante). Os perfis analisados identificaram dois intervalos de maior conteúdo de carbono orgânico, maturação e potencial de geração de petróleo, um entre 2500 e 3000 metros de profundidade, que pode estar relacionado a eventos transgressivos do Terciário, e outro entre 4000 a 5000 metros de profundidade, possivelmente relacionado a um importante evento transgressivo de caráter regional ocorrido durante o Turoniano. A matéria orgânica encontrada nos poços situados na região sudoeste do perfil foi a que apresentou as melhores condições para a geração de hidrocarbonetos, tornando-se mais empobrecida na direção nordeste. Com base nos resultados geoquímicos e petrográficos obtidos, a matéria orgânica presente na Formação Itajaí-Açu possui o melhor potencial para geração de hidrocarbonetos, principalmente na porção basal do intervalo, na região sudoeste da bacia. / The Santos Basin is one of the main Brazilian sedimentary basin for hydrocarbon exploration and production and has been the focus of major geological research on hydrocarbon occurrences in recent years. Source rock studies are important tools for construction of hydrocarbon generation, expulsion and migration models of the basin and for identifying petroleum systems. The main objective of the present study is to identify areas and intervals with hydrocarbon generation potential inside the sedimentary sequence studied (Cretaceous-Tertiary). Cutting samples from 6 petroleum exploration wells obtained from the National Agency of Petroleum, Natural Gas and Biofuels (ANP) were analysed by organic geochemical methods (Total Organic Carbon (TOC), Rock Eval Pyrolysis and Biomarkers analysis) and organic petrography (Vitrinite Reflectance and Palynofacies) and were interpreted together with results from organic geochemical studies on samples from 10 addictional petroleum exploratory wells obtained from Geochemical Solution International (GSI), provided for this study. These 16 wells form a SW-NE strike section, that covers the basin almost completely in this direction. The samples from Marambaia, Juréia, Santos, Itajaí-Açu, Itanhaem, Guarujá and Florianópolis formations show similar results in regard to organic matter type, its origin and depositional paleoenvironment (type II-III kerogen, indicating a contribution of terrestrial and marine material, deposited in a transitional and slightly oxic environment). The stratigraphic profiles analysed identify two intervals with relatively high organic matter content, maturation and hydrocarbon generation potential, one between 2500 and 3000 meters depth, perhaps related to a Tertiary transgressive event and the other one between 4000 and 5000 meters depth, possibly related to an important regional transgressive event, which occurred during the Turonian. The organic matter encountered in the well samples located in the southwest of the SW-NE section has the best potential for hydrocarbon generation, whereas the organic matter of well samples located in the northwest direction has less potential to form hydrocarbons. Based on the results of the present study, the organic matter present in the Itajaí-Açu Formation has the best potential for hydrocarbon generation, in particular in the basal part of the formation in the southwest region of the basin.

A Bacia de Santos é uma das principais bacias brasileiras para exploração e produção de hidrocarbonetos, e vem recebendo grandes investimentos em pesquisa nos últimos anos. O estudo das rochas geradoras serve como importante ferramenta para o estudo de modelos de geração, explusão e migração de hidrocarbonetos e na identificação de sistemas petrolíferos. O principal objetivo deste trabalho é a identificação de intervalos e áreas com maior potential para a geração de hidrocarbonetos dentro do pacote sedimentar estudado (Cretáceo-Terciário). As amostras de calha de 6 poços exploratórios, obtidas junto à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), foram analisadas através da geoquímica orgânica (Carbono Orgânico Total (COT), Pirólise Rock Eval e análise de Biomarcadores) e da petrologia orgânica (Reflectância da Vitrinita e Palinofácies) e foram interpretadas juntamente com os resultados do estudo de outros 10 poços exploratórios, obtidos pela Geochemical Solutions International cedidos para este trabalho. Esses 16 poços formam um perfil strike SW-NE que recobre praticamente toda a extensão da bacia. Amostras das formações Marambaia, Juréia, Santos, Itajaí-Açu, Itanhaem, Guarujá e Florianópolis foram analisadas, apresentando resultados semelhantes para o tipo de matéria orgânica, sua origem e ambiente deposicional (querogênio tipo II e III, originado pela mistura de material de origem terrestre e marinha depositado em ambiente transicional levemente oxidante). Os perfis analisados identificaram dois intervalos de maior conteúdo de carbono orgânico, maturação e potencial de geração de petróleo, um entre 2500 e 3000 metros de profundidade, que pode estar relacionado a eventos transgressivos do Terciário, e outro entre 4000 a 5000 metros de profundidade, possivelmente relacionado a um importante evento transgressivo de caráter regional ocorrido durante o Turoniano. A matéria orgânica encontrada nos poços situados na região sudoeste do perfil foi a que apresentou as melhores condições para a geração de hidrocarbonetos, tornando-se mais empobrecida na direção nordeste. Com base nos resultados geoquímicos e petrográficos obtidos, a matéria orgânica presente na Formação Itajaí-Açu possui o melhor potencial para geração de hidrocarbonetos, principalmente na porção basal do intervalo, na região sudoeste da bacia. / The Santos Basin is one of the main Brazilian sedimentary basin for hydrocarbon exploration and production and has been the focus of major geological research on hydrocarbon occurrences in recent years. Source rock studies are important tools for construction of hydrocarbon generation, expulsion and migration models of the basin and for identifying petroleum systems. The main objective of the present study is to identify areas and intervals with hydrocarbon generation potential inside the sedimentary sequence studied (Cretaceous-Tertiary). Cutting samples from 6 petroleum exploration wells obtained from the National Agency of Petroleum, Natural Gas and Biofuels (ANP) were analysed by organic geochemical methods (Total Organic Carbon (TOC), Rock Eval Pyrolysis and Biomarkers analysis) and organic petrography (Vitrinite Reflectance and Palynofacies) and were interpreted together with results from organic geochemical studies on samples from 10 addictional petroleum exploratory wells obtained from Geochemical Solution International (GSI), provided for this study. These 16 wells form a SW-NE strike section, that covers the basin almost completely in this direction. The samples from Marambaia, Juréia, Santos, Itajaí-Açu, Itanhaem, Guarujá and Florianópolis formations show similar results in regard to organic matter type, its origin and depositional paleoenvironment (type II-III kerogen, indicating a contribution of terrestrial and marine material, deposited in a transitional and slightly oxic environment). The stratigraphic profiles analysed identify two intervals with relatively high organic matter content, maturation and hydrocarbon generation potential, one between 2500 and 3000 meters depth, perhaps related to a Tertiary transgressive event and the other one between 4000 and 5000 meters depth, possibly related to an important regional transgressive event, which occurred during the Turonian. The organic matter encountered in the well samples located in the southwest of the SW-NE section has the best potential for hydrocarbon generation, whereas the organic matter of well samples located in the northwest direction has less potential to form hydrocarbons. Based on the results of the present study, the organic matter present in the Itajaí-Açu Formation has the best potential for hydrocarbon generation, in particular in the basal part of the formation in the southwest region of the basin.