Grau de maturação dos hidrocarbonetos dos folhelhos pirobetuminosos da Formação Ipubi, Bacia do Araripe: um estudo integrado de termogravimetria, cromatografia e espectroscopia na região do infravermelho

Abstract

A Formação Ipubi, Grupo Santana, Bacia do Araripe, vem sendo alvo de estudos geoquímicos por conter folhelhos pirobetuminosos ricos em matéria orgânica, o que permite seu tratamento como um análogo para rochas geradoras de hidrocarbonetos. Nesse contexto, este trabalho apresenta resultados provenientes de diversas técnicas analíticas (cromatografia líquida, análise termogravimétrica e espectroscopia na região do infravermelho) para duas amostras de betume (MC-01 e VG-01) extraído de depósitos da Formação Ipubi, selecionadas com base na concentração de matéria orgânica. As amostrasforam coletadas nas Minas Campeví e Vale do Gesso, localizadas no município de Gergelim - PE. As razões entre S+A/P obtidas através de cromatografia líquidapermitiraminferir um baixo grau de maturaçãopara as amostras, uma vez que o percentualda fração de compostos polares é superior aos percentuais das frações de compostos saturados e aromáticos. As curvas termogravimétricas (TG/DTG )indicarama presença de três eventos principais ao longo da decomposição térmica do betume: eliminação de água adsorvida (<150°C), decomposição de hidrocarbonetos de baixo peso molecular (150-400°C) e decomposição de hidrocarbonetos de alto peso molecular (400-900°C). Os espectros obtidos por infravermelho detectaram ligações duplas nas moléculas que compõem os betumes analisados, também indicando baixos graus de maturação, apontando para uma matéria orgânica ainda em estágio diagenético.

Late Barremian / Early Aptian Re–Os age of the Ipubi Formation black shales: Stratigraphic and paleoenvironmental implications for Araripe Basin, northeastern Brazil

“…Detailed petrographic observations and XRD analyses indicate that the black shales are predominantly composed of clay minerals (essentially illite-smectite), calcite, Kfeldspar, quartz and minor celestite, apatite, and sulfides (Souza Neto et al, 2013;Nascimento Jr et al, 2016). The rocks are organic matter rich (TOC > 10 to 29 %; Souza et al, 2013;Castro et al, 2017), with both liquid chromatography data ((saturated + aromatic)/(polar) hydrocarbon ratios from 0.12 to 0.88; Lúcio et al, 2016a) and pyrolysis data indicating the shales to be hydrocarbon immature (T max < 435° C and PI < 0.1; Castro et al, 2017) but endowed with a large gas potential (S 2 < 200 mg/g; Castro et al, 2017). Pristane/Phytane ratios of < 1 (Silva et al, 2014;Castro et al, 2017) and V/(V + Ni) ratios between 0.6 and 0.8 (Lúcio et al, 2016b) of the shales propose deposition under reducing conditions.…”