Os valores do Índice de Oxigênio (IO) são calculados pela razão S3/COT e expresso em mgCO2/g COT, isso se deve ao fato dos valores de S3 refletirem a quantidade de oxigênio presente na matéria orgânica, (ESPITALIÉ et al.,1985). É interessante destacar que quanto maior o valor do IO, mais favorável é para existência de gás natural.
Os valores das isolinhas no mapa de IO (Figura 16) variam de 10 a 230 mgCO2/g COT. A porção oeste da bacia, mesmo com maior número de poços, apresenta uma pequena variação do IO que vai de 10 a 50 mgCO2/g COT. Na poção leste da bacia, encontra-se uma variação ainda mais inferior, cujos índices vão de 10 a 30 mgCO2/g COT. Ambos os casos, são justificados pelas proximidades dos valores de IO registrados pelos poços. Na poção central da bacia, encontram-se os maiores valores de IO, distribuídos em três concentrações principais (A, B e C).
A concentração A, localizada na porção centro-norte do mapa, tem valores de isolinhas entre 70 a 160 mgCO2/g COT e está representada, por exemplo, pelo poço 1CM 0001 PA*. Na concentração B, localizada na porção central do mapa, são observados dois picos de isolinhas com valores máximos de 130 e 140 mgCO2/g COT e valor mínimo de 90 mgCO2/g COT, registrados pelos poços 1AR 0001A AM* e 1JUT 0001 PA*. A concentração C, localizada na poção centro-sul do mapa, apresenta valores de 90 a 230 mgCO2/g COT. O valor real de IO desta concentração é de 243,90 mgCO2/g COT, registrado pelo poço 1FO 0001 AM.
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µ
2°0'0"N 0 150 300 450 600 kmMapa de Concentração
- Índice de Oxigênio (mgCO2/g de COT) -
Formação Barreirinha - Bacia do Amazonas
Figura 16
Legenda:
Mapa de localização da Bacia do Amazonas
Índice de Oxigênio (mgCO2/g de COT)
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230
A
B
C
Poços Outros 1FO 0001 PA 1PAM 0001 AM 2JUST 0001 AM Principais Concentrações8 Considerações Finais
O tratamento de dados de Pirólise de Rock-Eval e Carbono Orgânico Total dos poços que atingiram a Formação Barreirinha na Bacia do Amazonas permitiu a geração de um Modelo Geoquímico. Esse tipo de modelagem é muito importante e apresenta resultados que se aproximam do real quando aplicadas a bacias sem registros de grandes campos de hidrocarbonetos, ou seja, são dados confiáveis e que mostram a realidade geoquímica da bacia.
Os dados gerados neste trabalho ao serem comparados com os registrados pela literatura, nos permitem identificar as melhores áreas para exploração de hidrocarbonetos. Os resultados obtidos através do tratamento dos dados de COT(%), Índice de Hidrogênio (IH), Tmax (°C), Índice de Produção (S1/S1+S2), S1 e S2 (mgHC/g de Rocha) são fundamentais para definição dessas áreas.
De modo geral, é aceito que as rochas sedimentares devem apresentar valores de COT superiores a 1% para serem consideradas como rochas potencialmente geradoras de petróleo. Valores abaixo de 1% COT têm condições baixas em potencial geração. O resultado final do tratamento de dados de COT para a Formação Barreirinha indica um valor médio de 2,66% COT para toda a formação podendo atingir valores superiores a 5% em algumas regiões, mostrando que as rochas sedimentares são potencialmente geradoras.
Utilizando os valores de IH (mgHC/g COT), pode-se avaliar o potencial gerador da matéria orgânica presente em cada amostra de rocha. Pode-se dizer que o IH < 200mgHC/g COT tem potencial para geração de gás, valores de IH variando entre 200 – 300mgHC/g COT, tem potencial para gás e condensado e valores de IH > 300mgHC/g COT aparesentam potencial para óleo.
Os resultados obtidos para o índice de hidrogênio (IH) na modelagem geoquímica deste trabalho, apresentam valores abaixo de 200mgHC/g COT, indicando que o potencial gerador da bacia é para gás. O que confirma a veracidade dessa modelagem é o fato de até hoje só terem sido descobertos campos de gás na Bacia do Amazonas, como os campos de Japiim e Azulão.
As rochas termicamente imaturas apresentam valores Tmax < 435 - 440°C e de Índice de Produção (IP) < 0,1 enquanto aqueles que alcançaram o pico de geração apresentam valores de Tmax variando entre 445 - 450°C e de IP da ordem de 0,4. Os resultados da modelagem apontam uma média da ordem 0,2 de IP, em algumas regiões esse valor pode ser superior a 0,4, justificado por alguma forte alteração da matéria orgânica. O valor médio de Tmax encontrado nessa modelagem é de 430°C. Entretanto, as anomalias termais
associadas às intrusões de diabásio são responsáveis pelos valores superiores a 1 IP e também por valores superiores a 430°C de Tmax.
Os valores de S1 e S2 (mgHC/g de Rocha) são fundamentais para se entender quanto de óleo a bacia gerou e quanto ele poderia gerar caso o processo de maturação tivesse continuado. Porém, os valores de S1 encontrados na Formação Barreirinha, são considerados muito baixo. O que significa que a bacia é termicamente imatura, exceto nas zonas de intrusões de diabásio. Os valores de S2 < 5,0mgHC/g de Rocha, podem ser considerados como baixo e moderado potencial de geração, e valores entre 5-10mgHC/g de Rocha, tem um bom potencial de geração e valores acima de 10mgHC/g de Rocha são considerados com um excelente potencial de geração. Neste trabalho registra-se o valor médio de 5mgHC/g de Rocha para S2. Indicando um bom potencial de geração caso o processo de maturação tivesse continuado.
De modo geral, as principais áreas observadas nos mapas confeccionados neste trabalho, mostram uma concentração elevada de Carbono Orgânico Total (%COT), S1, S2, Potencial de Geração (mgHC/g de Rocha), Índice de Produção (IP), S3 (mgCO2/g COT), Temperatura Máxima (Tmax °C), Índice de Hidrogênio (mgHC/g de Rocha) e Índice de Oxigênio (mgCO2/g COT) são encontradas nas proximidades dos poços 1FO 0001 PA, 1PAM 0001 AM e 2JUST 0001 AM, indicando assim uma favorabilidade geoquímica para geração de hidrocarbonetos nessas áreas.
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