O sistema petrolífero Irati-Pirambóia tem como rocha geradora os folhelhos permianos da Formação Irati e como reservatórios principais os arenitos fluvio-eólicos permo-triássicos da Formação Pirambóia. Diversos autores associam a geração de hidrocarbonetos a partir dos folhelhos da Formação Irati ao magmatismo Serra Geral (Eocretáceo). A análise de inclusões fluidas em minerais autigênicos tem fornecido informações valiosas para o entendimento da dinâmica e evolução de processos pós-deposicionais dentre os quais se incluem os processos de geração e migração de hidrocarbonetos. Os estudos petrográficos realizados em inclusões fluidas aquosas e de hidrocarbonetos presentes em veios de calcita espática e quartzo, associados aos ensaios microtermométricos em inclusões fluidas aquosas, permitiram estimar as temperaturas atingidas pela Formação Irati na borda leste da Bacia do Paraná, bem como obter informações sobre características composicionais dos fluidos aprisionados. Inclusões fluidas aquosas apresentam-se como inclusões bifásicas associadas a monofásicas, com morfologia irregular a regular e dimensões entre 5\'mü\'m e 25\'mü\'m, nas quais a fase vapor geralmente situa-se entre 5 e 15% do volume da inclusão. As inclusões aquosas ocorrem de forma isolada no cristal (primárias), em concentrações na forma de trilhas internas ao cristal (pseudo-secundárias) ou trilhas de inclusões que seccionam os cristais (secundárias). Inclusões fluidas compostas por hidrocarbonetos possuem dimensões entre 10 \'mü\'m e 50 \'mü\'m, apresentam fase vapor em proporções variáveis e com coloração escura, e cor de fluorescência à luz ultravioleta variando entre amarelada a azul pálida. Adicionalmente, foram efetuadas análises de concentração de carbono orgânico total (COT) e enxofre. A concentração do teor de carbono orgânico total dos folhelhos da Formação Irati nos afloramentos estudados nos estados de São Paulo e do Paraná situa-se entre 0,43 e 17,41% e permitiu classificar o potencial de geração da unidade como alto a excelente. As concentrações de enxofre variaram entre 0,1 e 6,04%, as quais sugerem controle deposicional. Em algumas localidades, é possível observar certa correlação positiva entre os teores de carbono orgânico total e enxofre. Temperaturas de homogeneização com modas entre 100° e 150°C e que alcançam valores da ordem de 300°C sugerem que a Formação Irati atingiu temperaturas adequadas para geração de óleo leve e gás. Estas paleotemperaturas não podem ser explicadas apenas por soterramento e necessitam de fonte adicional de calor proveniente do magmatismo Serra Geral. Observa-se a presença de dois fluidos aquosos com salinidades distintas. O fluido com salinidades variando entre aproximadamente 0 e 7,5% em peso de NaCl equivalente corresponde ao fluido com salinidade mais baixa, enquanto, salinidades situadas entre aproximadamente 12 e 21,5% em peso de NaCl equivalente caracterizam o fluido de salinidade mais alta. Interpreta-se que o fluido de salinidade mais alta estivesse presente nos poros do folhelho gerador e que tenha migrado juntamente com os hidrocarbonetos através de microfraturas na rocha geradora. Por outro lado, o fluido de menor salinidade é possivelmente composto por água meteórica. A circulação deste fluido meteórico por fraturas subverticais seria altamente prejudicial para a preservação dos hidrocarbonetos. As inclusões de hidrocarbonetos revelaram óleo relativamente maturo e leve, condizente com as paleotemperaturas registradas e sugerindo que o óleo com alta viscosidade e baixo Grau API encontrado nos afloramentos da unidade geradora Irati e nos reservatórios arenosos da Formação Pirambóia (arenitos asfálticos) é produto de degradação. / The Irati-Pirambóia petroleum system has the Permian shales of the Irati Formation as source rocks and the Permo-Triassic fluvial-eolian sandstones of the Pirambóia Formation as the main reservoirs. Several authors associate the hydrocarbons generation from shales of the Irati Formation with the Serra Geral magmatism. The fluid inclusions analysis in authigenic minerals provides valuable information for understanding of dynamics and evolution of the post-depositional processes such as hydrocarbon generation and migration. The petrographic investigations carried out in hydrocarbon and aqueous fluid inclusions associated to microthermometric essays performed with aqueous fluid inclusions allowed to estimate the paleotemperatures for the Irati Formation in the eastern border of the Paraná Basin as well as obtain information about compositional characteristics of the trapped fluids. Aqueous fluid inclusions hosted in spar calcite and quartz veins are shown as biphasic inclusions associated to single phase inclusions, with irregular to regular morphology and size between 5\'mü\'m and 25\'mü\'m. The vapor phase normally is between 5% and 15% of the inclusion volume. The aqueous inclusions occur isolated within the crystal (primary), in concentrations as trails within the crystal (pseudo-secondary) or as trails crossing crystal boundary (secondary). The fluid inclusions composed of hydrocarbons have dimensions between 10 \'mü\'m and 50 \'mü\'m, and show vapor phase in varying proportions and with dark color. The fluorescence color under ultraviolet light ranges from yellow to pale blue. In addition, analyzes of total organic carbon (TOC) and sulfur concentrations were performed. The TOC of the Irati Formation shales outcroping in São Paulo and Paraná states varies from 0.43% to 17.41%, indicating high to excellent potential of hydrocarbons generation. The sulfur rates range from 0.1% to 6.04%, suggesting a depositional control as indicated by the positive correlation between the TOC and sulfur rates from some locations. The modal homogenization temperatures vary from 100°C to 150°C, reaching values around 300°C. These paleotemperatures suggest that the Irati Formation reached temperatures appropriate for light oil and gas generation. However, the paleotemperatures found cannot be explained only by burial and require to an additional heat source from Serra Geral magmatism. The presence of two aqueous fluids with different salinities was observed. The fluid with salinity ranging from 0 to 7.5% weight of the NaCl equivalent corresponds to the lower salinity fluids, while salinities varying from 12% to 21.5% weight of NaCl equivalent characterize the higher salinity fluids. Thus, it was interpreted that higher salinity fluids correspond to shale pore fluids migrated with hydrocarbons through source rock microfractures. On the other hand, the lower salinity fluids are possibly composed of meteoric water, whose circulation in deeper zones through subvertical fractures would be highly damaging to the hydrocarbons preservation. The hydrocarbons inclusions showed relatively mature and light oil, suggesting that the oil with high-viscosity and low-API found in outcrops of the Irati Formation and sandstone reservoirs of the Pirambóia Formation (tar sandstones) is a degradation product.

Submitted by Gisele Mara Hadlich (gisele@ufba.br) on 2017-11-08T17:51:15Z No. of bitstreams: 1 DISSERTA_KAREN_08jun_revGisele.pdf: 3540903 bytes, checksum: 17ef239b13979c2189a27731fa56c0f9 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-11-08T17:51:15Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DISSERTA_KAREN_08jun_revGisele.pdf: 3540903 bytes, checksum: 17ef239b13979c2189a27731fa56c0f9 (MD5) / O presente trabalho faz parte do Projeto 4 – Recuperação das Informações Geoquímicas de um Petróleo Altamente Degradado Através da Hidropirólise de seus Asfaltenos, inserido no Programa Formação do Centro de Excelência em Geoquímica do Petróleo do Instituto de Geociências da Universidade Federal da Bahia (UFBA) – GEOQPETROL, com apoio financeiro da BG Brasil E&P. No âmbito das pesquisas geológicas, a Bacia Sedimentar do Paraná é a maior Bacia Brasileira em extensão territorial e está associada a dois Sistemas-Petrolíferos: Irati - Rio Bonito/Pirambóia e Ponta-Grossa – Itararé/Rio Bonito. Tendo como foco principal o estudo investigativo do sistema petrolífero Irati-Pirambóia, os procedimentos analíticos aplicados neste trabalho buscaram correlações geoquímicas através da análise de rochas, betumes e óleos (folhelhos da Fm. Irati e arenitos asfálticos da Fm. Pirambóia), próximos a borda leste desta bacia, de forma a ampliar os conhecimentos envolvendo os processos de biodegradação dos óleos dos reservatórios. Esta pesquisa visou ainda identificar quais amostras de rochas se encontram em estágios mais avançados de degradação, de modo a desenvolver posteriormente o procedimento de hidropirólise dos seus asfaltenos, recuperando dessa forma, algumas das informações geoquímicas perdidas devido aos processos intempéricos sofridos pelos óleos. Em laboratório, foram analisadas 19 amostras de rochas de acordo com a seguinte sequência analítica:Pirólise Rock-Eval, Coluna de Purificação e Fracionamento, Óleo Total por Cromatografia Gasosa (CG) acoplada ao sensor DIC (Detector de Ionização de Chamas), Biomarcadores Saturados por Cromatografia Gasosa acoplada a Espectrometria de Massas (CG-EM) e análise isotópica do δ13C por Espectrômetro de Massas acoplado com Cromatografia Gasosa. Os resultados obtidos foram avaliados e interpretados geoquimicamente, baseados nos indicadores de fonte da matéria orgânica, de condições paleoambientais e maturação, sempre considerando e analisando os efeitos da biodegradação de cada amostra. De uma forma geral e qualitativa, os biomarcadores demonstraram que os sedimentos da Fm. Irati foram depositados em ambiente siliciclástico marinho evaporítico. A rocha geradora demonstrou querogênio do Tipo I, porém os valores estão depletados pela maturidade causada por rochas intrusivas (Serra-Geral). Os biomarcadores apresentaram diferentes níveis de biodegradação, inclusive severos. Este fator associado aostress térmico sofrido pelo óleo durante sua geração, dificultaram a determinação e interpretação dos parâmetros geoquímicos utilizados em estudos de correlação rocha-óleo e óleo-óleo. Portanto, para recuperação das informações geoquímicas perdidas, indica-se submeter as amostras de arenitos do ponto 6 – afloramento da Formação Pirambóia (Fazenda Betumita, cidade de Anhembi/SP) à craqueamento térmico através da hidropirólise de seus asfaltenos. Esse procedimento possibilitará a geração de petróleo contendo biomarcadores ocluídos e informações moleculares originais do óleo.

Fundação Carlos Chagas Filho de Amparo a Pesquisa do Estado do Rio de Janeiro / Esta pesquisa objetiva gerar conhecimentos para aplicação prática, dirigidos à análise de decisão de investimentos, na atividade de exploração e produção de bacias petrolíferas. Foi realizada uma pesquisa quantitativa, com utilização de recursos e de técnicas estatísticas, como percentagem, média, moda, mediana, desvio-padrão, coeficiente de correlação, análise de regressão, distribuição de probabilidade. Adotaram-se os seguintes procedimentos técnicos: pesquisa bibliográfica, levantamento de informações em congressos, e estudo de caso, através da modelagem dos dados selecionados, usando a mesma formulação empregada por solução computacional disponível no mercado. A procura proativa por oportunidades resulta em decisões estratégicas de forma a manter em foco os objetivos originais de uma organização. Como se preparar para enfrentar o negócio de exploração e descoberta de hidrocarbonetos? Primeiro reconhecendo que risco e oportunidades não devem ser enfrentados, mas sim aproveitados. Na comparação entre Angola, Venezuela e Brasil, em que pese as chances geológicas não serem mais favoráveis ao Brasil, o arcabouço jurídico e estável e um sistema fiscal com um grau reduzido de progressividade atraíram e continuam atraindo os investimentos necessários ao país, porque esses itens são uma vantagem comparativa. / This research project seeks to bring understanding for practical use, focused on the analysis of investment choices in exploration and production activities of oil basins. Quantitative research was carried out, utilizing statistical methods such as percent, mean, mode, median, standard deviation, correlation coefficient, regression analysis and probability distribution. The following technical procedures were employed: bibliographical search; mining for information from events; and case studies, through modeling of selected data using a full cycle computational simulation solution available in the marketplace. The proactive search for opportunities results in strategic decisions directed at keeping the original objectives of the organization in focus. How should one prepare to face the business of exploration and discovery of hydrocarbons? First, by recognizing that risk and opportunities should not be fought, instead, one should take advantage of them. In comparing Angola, Venezuela and Brazil, despite Brazils less favorable geological chances, its underlying juridical stability and a fiscal system with a low progressivity have attracted, and continue to attract, the investments required by the country, since these items represent a comparative advantage.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / A maioria das bacias paleozóicas brasileiras apresenta matéria orgânica termicamente pouco evoluída nos intervalos correspondentes ao Devoniano. O modelo mais adequado para se entender a geração, migração e acumulação de HC estaria relacionado às fases de intrusão de diabásio. No caso da Bacia do Amazonas, embora tenha havido condições de soterramento suficientes para a geração de hidrocarbonetos, não se deve descartar o modelo não convencional de geração como uma das formas possíveis de dar origem as acumulações comerciais de óleo e gás. Acredita-se que o intervalo mais apropriado para a geração de hidrocarbonetos (HC) inclua apenas as rochas depositadas no intervalo Frasniano, embora as rochas associadas ao intervalo Llandoveriano, também, devam ser observadas com atenção. Com o intuito de compreender melhor o papel da atividade magmática na evolução da Bacia do Amazonas, foi realizado o mapeamento sísmico de soleiras de diabásio e análise de dados geoquímicos de pirólise Rock-Eval e COT. Assim, foi possível avaliar a geração/migração de hidrocarbonetos e a variação dos parâmetros geotérmicos na Bacia do Amazonas, causados pela intrusão das soleiras de diabásio. A análise sismoestratigráfica baseou-se na interpretação de 20 linhas sísmicas 2D pós-stack, na qual foram reconhecidos e mapeados horizontes sísmicos (topos de formações e corpos ígneos intrusivos), utilizando dados de poços e dados da literatura para correlação. As intrusões de soleiras estão presentes nas sucessões de folhelhos/siltitos e anidritas das formações Andirá e Nova Olinda, respectivamente. Observou-se que as soleiras de diabásio podem estar intimamente relacionadas a diques sistematicamente orientados, tendo estes diques a função de alimentadores das soleiras. Extensas soleiras planares com segmentos transgressivos ocorrem nos níveis estratigráficos mais rasos da Bacia do Amazonas, e em maiores volumes nas formações Andirá e Nova Olinda. Em algumas regiões as soleiras desenvolvem morfologias marcantes em forma de pires. Esses corpos possuem espessuras que podem chegar a 500m. Comumente, a geometria em lençol denotada pelo paralelismo dos refletores está presente em toda extensão do mapeamento da bacia. Também foram observadas estruturas em domo. O efeito térmico imposto pelas intrusões dos corpos ígneos, diques e soleiras foi de grande importância, pois sem ele não haveria calor para a transformação da matéria orgânica. Através da análise de pirólise Rock-Eval e teor de carbono orgânico, foi possível avaliar e correlacionar os parâmetros como S2 (potencial de geração), IH (índice de hidrogênio), S1 (hidrocarbonetos livres) e Tmax (evolução térmica) com a profundidade. Foram utilizados dados de 04 poços na qual dois deles foram compilados a partir de artigos e teses publicados. As rochas potencialmente geradoras de petróleo são aquelas que apresentam COT igual ou superior a 1%. Dos quatro poços analisados, dois deles apresentam COT > 1% para a Formação Barreirinhas, mostrando que as rochas sedimentares são potencialmente geradoras de HC. Altos valores Tmax podem ser justificados pelo efeito térmico causado por intrusões de diabásio. Os resultados de índice de hidrogênio (IH) apresentaram valores abaixo de 200mgHC/g COT, indicando o potencial gerador desta bacia para gás. / Most Brazilian Paleozoic basins have low thermally evolved organic matter in the intervals corresponding to the Devonian. The most appropriate model for understanding the generation, migration and accumulation of HC is related to the phases of diabase intrusion. In the case of the Amazon Basin, although there has been sufficient burial conditions for hydrocarbon generation, the non conventional forms of generation should not be discharged as the one that could lead to commercial accumulations of oil and gas. It is believed that the most suitable range for the generation of hydrocarbons (HC) include only rocks deposited in the Frasniano, although rocks associated with the Llandoveriano interval also should be carefully observed. In order to better understand the role of magmatic activity in the evolution of Amazon Basin, seismic mapping of diabase sills was carried out and geochemical analysis of Rock-Eval pyrolysis and TOC. Thus it was possible to evaluate the generation/migration of hydrocarbon and variation of geothermal parameters in Amazon Basin, caused by the intrusion of diabase sills. Seismic stratigraphy analysis was based on interpretation of 20 2D post-stack seismic lines, in which were recognized and mapped seismic horizons (tops of formations and intrusive igneous bodies), using well data and literature data for correlation. Intrusion of sills are present in the successions of shales/siltstones and anidritas from Andirá and Nova Olinda formations, respectively. It was observed that diabase sills can be intimately linked to oriented dykes, which work as their feeders. These extensive planar sills with transgressive segments occur in shallower stratigraphic levels of the Amazon Basin, and in larger volumes in Nova Olinda and Andirá formations. In some regions sills develop saucer-type morphologies. These bodies can reach up to 500m of thickness. Commonly, the sheet geometry denoted by the parallelism of the reflectors is present on mapping all along the basin. Dome structures were also observed. The thermal effect imposed by the igneous intrusions (dykes and sills) was very important, as without it there would be no heat for the transformation of organic matter. Through the analysis of Rock-Eval pyrolysis and organic carbon content, it was possible to evaluate and correlate the parameters as S2 (potential generation), HI (hydrogen index), S1 (free hydrocarbons) and Tmax (thermal evolution) with depth. Data were collected from 04 wells in which two of them were compiled from published articles and theses. The potential source rocks are usually those that have TOC of not less than 1%. Of the four wells analyzed, two of them had TOC> 1% for Barreirinhas Formation, showing that sedimentary rocks are potentially generating HC. High Tmax values can be justified by the thermal effect caused by diabase intrusions. The results of hydrogen index (HI) had values below 200mgHC / g TOC, indicating this basins high gas generation potential.

Fundação Carlos Chagas Filho de Amparo a Pesquisa do Estado do Rio de Janeiro / Esta pesquisa objetiva gerar conhecimentos para aplicação prática, dirigidos à análise de decisão de investimentos, na atividade de exploração e produção de bacias petrolíferas. Foi realizada uma pesquisa quantitativa, com utilização de recursos e de técnicas estatísticas, como percentagem, média, moda, mediana, desvio-padrão, coeficiente de correlação, análise de regressão, distribuição de probabilidade. Adotaram-se os seguintes procedimentos técnicos: pesquisa bibliográfica, levantamento de informações em congressos, e estudo de caso, através da modelagem dos dados selecionados, usando a mesma formulação empregada por solução computacional disponível no mercado. A procura proativa por oportunidades resulta em decisões estratégicas de forma a manter em foco os objetivos originais de uma organização. Como se preparar para enfrentar o negócio de exploração e descoberta de hidrocarbonetos? Primeiro reconhecendo que risco e oportunidades não devem ser enfrentados, mas sim aproveitados. Na comparação entre Angola, Venezuela e Brasil, em que pese as chances geológicas não serem mais favoráveis ao Brasil, o arcabouço jurídico e estável e um sistema fiscal com um grau reduzido de progressividade atraíram e continuam atraindo os investimentos necessários ao país, porque esses itens são uma vantagem comparativa. / This research project seeks to bring understanding for practical use, focused on the analysis of investment choices in exploration and production activities of oil basins. Quantitative research was carried out, utilizing statistical methods such as percent, mean, mode, median, standard deviation, correlation coefficient, regression analysis and probability distribution. The following technical procedures were employed: bibliographical search; mining for information from events; and case studies, through modeling of selected data using a full cycle computational simulation solution available in the marketplace. The proactive search for opportunities results in strategic decisions directed at keeping the original objectives of the organization in focus. How should one prepare to face the business of exploration and discovery of hydrocarbons? First, by recognizing that risk and opportunities should not be fought, instead, one should take advantage of them. In comparing Angola, Venezuela and Brazil, despite Brazils less favorable geological chances, its underlying juridical stability and a fiscal system with a low progressivity have attracted, and continue to attract, the investments required by the country, since these items represent a comparative advantage.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / A maioria das bacias paleozóicas brasileiras apresenta matéria orgânica termicamente pouco evoluída nos intervalos correspondentes ao Devoniano. O modelo mais adequado para se entender a geração, migração e acumulação de HC estaria relacionado às fases de intrusão de diabásio. No caso da Bacia do Amazonas, embora tenha havido condições de soterramento suficientes para a geração de hidrocarbonetos, não se deve descartar o modelo não convencional de geração como uma das formas possíveis de dar origem as acumulações comerciais de óleo e gás. Acredita-se que o intervalo mais apropriado para a geração de hidrocarbonetos (HC) inclua apenas as rochas depositadas no intervalo Frasniano, embora as rochas associadas ao intervalo Llandoveriano, também, devam ser observadas com atenção. Com o intuito de compreender melhor o papel da atividade magmática na evolução da Bacia do Amazonas, foi realizado o mapeamento sísmico de soleiras de diabásio e análise de dados geoquímicos de pirólise Rock-Eval e COT. Assim, foi possível avaliar a geração/migração de hidrocarbonetos e a variação dos parâmetros geotérmicos na Bacia do Amazonas, causados pela intrusão das soleiras de diabásio. A análise sismoestratigráfica baseou-se na interpretação de 20 linhas sísmicas 2D pós-stack, na qual foram reconhecidos e mapeados horizontes sísmicos (topos de formações e corpos ígneos intrusivos), utilizando dados de poços e dados da literatura para correlação. As intrusões de soleiras estão presentes nas sucessões de folhelhos/siltitos e anidritas das formações Andirá e Nova Olinda, respectivamente. Observou-se que as soleiras de diabásio podem estar intimamente relacionadas a diques sistematicamente orientados, tendo estes diques a função de alimentadores das soleiras. Extensas soleiras planares com segmentos transgressivos ocorrem nos níveis estratigráficos mais rasos da Bacia do Amazonas, e em maiores volumes nas formações Andirá e Nova Olinda. Em algumas regiões as soleiras desenvolvem morfologias marcantes em forma de pires. Esses corpos possuem espessuras que podem chegar a 500m. Comumente, a geometria em lençol denotada pelo paralelismo dos refletores está presente em toda extensão do mapeamento da bacia. Também foram observadas estruturas em domo. O efeito térmico imposto pelas intrusões dos corpos ígneos, diques e soleiras foi de grande importância, pois sem ele não haveria calor para a transformação da matéria orgânica. Através da análise de pirólise Rock-Eval e teor de carbono orgânico, foi possível avaliar e correlacionar os parâmetros como S2 (potencial de geração), IH (índice de hidrogênio), S1 (hidrocarbonetos livres) e Tmax (evolução térmica) com a profundidade. Foram utilizados dados de 04 poços na qual dois deles foram compilados a partir de artigos e teses publicados. As rochas potencialmente geradoras de petróleo são aquelas que apresentam COT igual ou superior a 1%. Dos quatro poços analisados, dois deles apresentam COT > 1% para a Formação Barreirinhas, mostrando que as rochas sedimentares são potencialmente geradoras de HC. Altos valores Tmax podem ser justificados pelo efeito térmico causado por intrusões de diabásio. Os resultados de índice de hidrogênio (IH) apresentaram valores abaixo de 200mgHC/g COT, indicando o potencial gerador desta bacia para gás. / Most Brazilian Paleozoic basins have low thermally evolved organic matter in the intervals corresponding to the Devonian. The most appropriate model for understanding the generation, migration and accumulation of HC is related to the phases of diabase intrusion. In the case of the Amazon Basin, although there has been sufficient burial conditions for hydrocarbon generation, the non conventional forms of generation should not be discharged as the one that could lead to commercial accumulations of oil and gas. It is believed that the most suitable range for the generation of hydrocarbons (HC) include only rocks deposited in the Frasniano, although rocks associated with the Llandoveriano interval also should be carefully observed. In order to better understand the role of magmatic activity in the evolution of Amazon Basin, seismic mapping of diabase sills was carried out and geochemical analysis of Rock-Eval pyrolysis and TOC. Thus it was possible to evaluate the generation/migration of hydrocarbon and variation of geothermal parameters in Amazon Basin, caused by the intrusion of diabase sills. Seismic stratigraphy analysis was based on interpretation of 20 2D post-stack seismic lines, in which were recognized and mapped seismic horizons (tops of formations and intrusive igneous bodies), using well data and literature data for correlation. Intrusion of sills are present in the successions of shales/siltstones and anidritas from Andirá and Nova Olinda formations, respectively. It was observed that diabase sills can be intimately linked to oriented dykes, which work as their feeders. These extensive planar sills with transgressive segments occur in shallower stratigraphic levels of the Amazon Basin, and in larger volumes in Nova Olinda and Andirá formations. In some regions sills develop saucer-type morphologies. These bodies can reach up to 500m of thickness. Commonly, the sheet geometry denoted by the parallelism of the reflectors is present on mapping all along the basin. Dome structures were also observed. The thermal effect imposed by the igneous intrusions (dykes and sills) was very important, as without it there would be no heat for the transformation of organic matter. Through the analysis of Rock-Eval pyrolysis and organic carbon content, it was possible to evaluate and correlate the parameters as S2 (potential generation), HI (hydrogen index), S1 (free hydrocarbons) and Tmax (thermal evolution) with depth. Data were collected from 04 wells in which two of them were compiled from published articles and theses. The potential source rocks are usually those that have TOC of not less than 1%. Of the four wells analyzed, two of them had TOC> 1% for Barreirinhas Formation, showing that sedimentary rocks are potentially generating HC. High Tmax values can be justified by the thermal effect caused by diabase intrusions. The results of hydrogen index (HI) had values below 200mgHC / g TOC, indicating this basins high gas generation potential.

O sistema petrolífero Irati-Pirambóia tem como rocha geradora os folhelhos permianos da Formação Irati e como reservatórios principais os arenitos fluvio-eólicos permo-triássicos da Formação Pirambóia. Diversos autores associam a geração de hidrocarbonetos a partir dos folhelhos da Formação Irati ao magmatismo Serra Geral (Eocretáceo). A análise de inclusões fluidas em minerais autigênicos tem fornecido informações valiosas para o entendimento da dinâmica e evolução de processos pós-deposicionais dentre os quais se incluem os processos de geração e migração de hidrocarbonetos. Os estudos petrográficos realizados em inclusões fluidas aquosas e de hidrocarbonetos presentes em veios de calcita espática e quartzo, associados aos ensaios microtermométricos em inclusões fluidas aquosas, permitiram estimar as temperaturas atingidas pela Formação Irati na borda leste da Bacia do Paraná, bem como obter informações sobre características composicionais dos fluidos aprisionados. Inclusões fluidas aquosas apresentam-se como inclusões bifásicas associadas a monofásicas, com morfologia irregular a regular e dimensões entre 5\'mü\'m e 25\'mü\'m, nas quais a fase vapor geralmente situa-se entre 5 e 15% do volume da inclusão. As inclusões aquosas ocorrem de forma isolada no cristal (primárias), em concentrações na forma de trilhas internas ao cristal (pseudo-secundárias) ou trilhas de inclusões que seccionam os cristais (secundárias). Inclusões fluidas compostas por hidrocarbonetos possuem dimensões entre 10 \'mü\'m e 50 \'mü\'m, apresentam fase vapor em proporções variáveis e com coloração escura, e cor de fluorescência à luz ultravioleta variando entre amarelada a azul pálida. Adicionalmente, foram efetuadas análises de concentração de carbono orgânico total (COT) e enxofre. A concentração do teor de carbono orgânico total dos folhelhos da Formação Irati nos afloramentos estudados nos estados de São Paulo e do Paraná situa-se entre 0,43 e 17,41% e permitiu classificar o potencial de geração da unidade como alto a excelente. As concentrações de enxofre variaram entre 0,1 e 6,04%, as quais sugerem controle deposicional. Em algumas localidades, é possível observar certa correlação positiva entre os teores de carbono orgânico total e enxofre. Temperaturas de homogeneização com modas entre 100° e 150°C e que alcançam valores da ordem de 300°C sugerem que a Formação Irati atingiu temperaturas adequadas para geração de óleo leve e gás. Estas paleotemperaturas não podem ser explicadas apenas por soterramento e necessitam de fonte adicional de calor proveniente do magmatismo Serra Geral. Observa-se a presença de dois fluidos aquosos com salinidades distintas. O fluido com salinidades variando entre aproximadamente 0 e 7,5% em peso de NaCl equivalente corresponde ao fluido com salinidade mais baixa, enquanto, salinidades situadas entre aproximadamente 12 e 21,5% em peso de NaCl equivalente caracterizam o fluido de salinidade mais alta. Interpreta-se que o fluido de salinidade mais alta estivesse presente nos poros do folhelho gerador e que tenha migrado juntamente com os hidrocarbonetos através de microfraturas na rocha geradora. Por outro lado, o fluido de menor salinidade é possivelmente composto por água meteórica. A circulação deste fluido meteórico por fraturas subverticais seria altamente prejudicial para a preservação dos hidrocarbonetos. As inclusões de hidrocarbonetos revelaram óleo relativamente maturo e leve, condizente com as paleotemperaturas registradas e sugerindo que o óleo com alta viscosidade e baixo Grau API encontrado nos afloramentos da unidade geradora Irati e nos reservatórios arenosos da Formação Pirambóia (arenitos asfálticos) é produto de degradação. / The Irati-Pirambóia petroleum system has the Permian shales of the Irati Formation as source rocks and the Permo-Triassic fluvial-eolian sandstones of the Pirambóia Formation as the main reservoirs. Several authors associate the hydrocarbons generation from shales of the Irati Formation with the Serra Geral magmatism. The fluid inclusions analysis in authigenic minerals provides valuable information for understanding of dynamics and evolution of the post-depositional processes such as hydrocarbon generation and migration. The petrographic investigations carried out in hydrocarbon and aqueous fluid inclusions associated to microthermometric essays performed with aqueous fluid inclusions allowed to estimate the paleotemperatures for the Irati Formation in the eastern border of the Paraná Basin as well as obtain information about compositional characteristics of the trapped fluids. Aqueous fluid inclusions hosted in spar calcite and quartz veins are shown as biphasic inclusions associated to single phase inclusions, with irregular to regular morphology and size between 5\'mü\'m and 25\'mü\'m. The vapor phase normally is between 5% and 15% of the inclusion volume. The aqueous inclusions occur isolated within the crystal (primary), in concentrations as trails within the crystal (pseudo-secondary) or as trails crossing crystal boundary (secondary). The fluid inclusions composed of hydrocarbons have dimensions between 10 \'mü\'m and 50 \'mü\'m, and show vapor phase in varying proportions and with dark color. The fluorescence color under ultraviolet light ranges from yellow to pale blue. In addition, analyzes of total organic carbon (TOC) and sulfur concentrations were performed. The TOC of the Irati Formation shales outcroping in São Paulo and Paraná states varies from 0.43% to 17.41%, indicating high to excellent potential of hydrocarbons generation. The sulfur rates range from 0.1% to 6.04%, suggesting a depositional control as indicated by the positive correlation between the TOC and sulfur rates from some locations. The modal homogenization temperatures vary from 100°C to 150°C, reaching values around 300°C. These paleotemperatures suggest that the Irati Formation reached temperatures appropriate for light oil and gas generation. However, the paleotemperatures found cannot be explained only by burial and require to an additional heat source from Serra Geral magmatism. The presence of two aqueous fluids with different salinities was observed. The fluid with salinity ranging from 0 to 7.5% weight of the NaCl equivalent corresponds to the lower salinity fluids, while salinities varying from 12% to 21.5% weight of NaCl equivalent characterize the higher salinity fluids. Thus, it was interpreted that higher salinity fluids correspond to shale pore fluids migrated with hydrocarbons through source rock microfractures. On the other hand, the lower salinity fluids are possibly composed of meteoric water, whose circulation in deeper zones through subvertical fractures would be highly damaging to the hydrocarbons preservation. The hydrocarbons inclusions showed relatively mature and light oil, suggesting that the oil with high-viscosity and low-API found in outcrops of the Irati Formation and sandstone reservoirs of the Pirambóia Formation (tar sandstones) is a degradation product.

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.