TESES DE DOUTORADO EM GEOCIÊNCIAS SOBRE REGIÕES BRASILEIRAS
(DEFENDIDAS EM UNIVERSIDADES ESTRANGEIRAS)

Henrique Luiz de Barros Penteado
hpenteado@cenpes.petrobras.com.br

MODÉLISATION COMPOSITIONNELLE 2D DE LA GENÈSE, EXPULSION ET MIGRATION DU PÉTROLE DANS LE COMPARTIMENT SUD DU BASSIN DE RECÔNCAVO, BRÉSIL

Tese de Doutorado -  (Thèse de Doctorat de l'Université Pierre et Marie Curie - Paris VI)
DATA DE DEFESA: 7 de janeiro de 1999.
ÁREA DE CONCENTRAÇÃO: Especialidade: Ciências da Terra (Sciences de la Terre)
Banca examinadora:
Prof. Dr. Jean Dercourt - Univ.Pierre et Marie Curie (Paris VI) -presidente
Prof. Dr. Claude Largeau - Université Pierre et Marie Curie (Paris VI) - relator
Prof. Dr. Craig Bethke - University of Illinois - relator
Prof. Dr. Ghislain de Marsily - Université Pierre et Marie Curie (Paris VI)- diretor
Dr. Marcio Rocha Mello - Petrobras S.A. - examinador
Dr. Jean-Luc Rudkiewicz - Institut Français du Pétrole - convidado
Dra. Françoise Behar - Institut Français du Pétrole - convidada

RÉSUMÉ
Le Bassin de Recôncavo fait partie d'un rift formé entre le Jurassique Supérieur et le Crétacé Inférieur dans le nord-est du Brésil. L'objectif de cette thèse a été la modélisation compositionnelle de la genèse, expulsion et migration du pétrole le long d'une coupe géologique dans le Compartiment Sud de ce bassin à l'aide du logiciel de simulation Temispack.
Une étude géochimique a été faite sur les argiles lacustres du Membre Gomo (Fm. Candeias) pour déterminer leur potentiel pétrolier, l'évolution de la maturation avec la profondeur et les changements compositionnels du pétrole. Les indices d'hydrogène des kérogènes immatures (400-850 mg/g COT) sont plus élevés que ceux des roches brutes, ce qui nous a permis de mettre en évidence un effet de rétention des produits de la pyrolyse Rock-Eval dans la matrice minérale. Les saturés (30-50% des extraits organiques dans la zone immature) augmentent en termes absolus et relatifs (60-80%) dans l'intervalle principal de genèse du pétrole (2000-2600 m) à cause du craquage secondaire partiel des NSO et aromatiques.
Après avoir testé plusieurs scénarii d'évolution géodynamique, nous avons constaté la nécessité d'une épaisseur variable de sédiments post-rift (maximum de 1200 m) pour calibrer les paramètres de maturité. La migration du pétrole le long de la coupe a été modélisée pour comprendre les chemins de migration et évaluer le rôle des failles comme drains. Ainsi, deux systèmes de migration de pétrole ont été identifiés pour les accumulations de Dom João et Cexis.
Les variations compositionnelles du pétrole avant et après expulsion ont été modélisées par le couplage des processus de rétention et craquage secondaire. Une bonne calibration des compositions a été obtenue avec des paramètres de craquage secondaire des NSO et des aromatiques assez proches de ceux de la réaction principale de craquage primaire d'un kérogène de type I, couplés avec une rétention de 50% des NSO dans les roches mères.

RÉSUMÉ ÉTENDUE

Le Bassin de Recôncavo constitue la portion méridionale d'un rift formé entre le Jurassique Supérieur et le Crétacé Inférieur dans la région nord-est du Brésil lors de la rupture des continents sud-américain et africain.
L'objectif principal de cette thèse a été la modélisation compositionnelle des processus de genèse, expulsion et migration du pétrole le long d'une coupe géologique localisée dans le Compartiment Sud du Bassin de Recôncavo à l'aide du logiciel de simulation de bassins Temispack, afin de mieux comprendre le développement de ses systèmes pétroliers. Pour cela, nous avons découplé les phénomènes de craquage primaire et secondaire, rétention, expulsion et de migration secondaire pour évaluer leurs rôles respectifs dans le bilan quantitatif de la composition du pétrole.
Dans une première étape, les données sur la stratigraphie, la tectonique, la géochimie organique et la géologie du pétrole du Bassin de Recôncavo ont fait l'objet d'une analyse régionale, à partir de laquelle la sélection des échantillons pour l'étude géochimique et de la coupe géologique pour la modélisation a pu être faite.
Une étude géochimique a été faite sur les argiles lacustres du Membre Gomo (Formation Candeias, Crétacé Inférieur), le principal niveau de roches mères du bassin, dont les buts ont été la détermination des potentiels pétroliers des roches mères immatures, l'analyse de l'évolution de la maturation avec la profondeur et la caractérisation des changements compositionnels du pétrole avec la maturation. Pour accomplir ces objectifs, on a utilisé un ensemble de techniques analytiques : pyrolyse Rock-Eval sur des échantillons de roches brutes et de kérogènes immatures et matures ; analyses élémentaires sur les kérogènes et extraits de roches ; extraction du pétrole des roches brutes et des kérogènes par des solvants organiques ; analyse des extraits par chromatographie en phases liquide et gazeuse ; et maturation artificielle de roches brutes et kérogènes par pyrolyse en milieu ouvert.
La comparaison des résultats de pyrolyse Rock-Eval sur des roches brutes et sur leurs kérogènes respectifs nous a permis de mettre en évidence un important effet de rétention des produits de pyrolyse dans la matrice minérale des roches mères du Membre Gomo. Un tel phénomène n'avait pas été caractérisé sur ces roches auparavant. Contrairement aux valeurs faibles souvent reportées dans la litérature géochimique sur le bassin, nos données de pyrolyse Rock-Eval sur les kérogènes immatures du Membre Gomo montrent que leurs potentiels pétroliers initiaux sont caractéristiques de la matière organique de type I : les indices d'hydrogène varient de 400 à 850 mg/g COT, selon la provenance et la teneur en carbone organique de l'échantillon.
Les variations des données de pyrolyse Rock-Eval et des quantités d'extraits organiques avec la profondeur ont été utilisées pour l'identification des intervalles de genèse et d'expulsion du pétrole et pour les calculs de taux de transformation en fonction de la profondeur. L'analyse de la composition des extraits avec la profondeur nous a montré d'importants changements compositionnels du pétrole. Dans la zone immature (entre la surface et 2000 m), les saturés constituent 30-50% des extraits de roche. Par contre, on a observé une forte augmentation des saturés (en termes absolus et relatifs) par rapport aux NSO et aromatiques entre 2000 et 2600 m de profondeur, c'est-à-dire, dans la fenêtre à huile. Au maximum de concentration des extraits dans les roches mères (environ 2600 m de profondeur), les saturés représentent 60-80% des extraits. Ces différences compositionnelles ont été attribuées au craquage secondaire partiel des NSO et des aromatiques dans les roches mères, avant la phase principale d'expulsion du pétrole. Au-dessous de 2600 m, l'appauvrissement du pétrole en saturés est lié à l'expulsion préférentielle de ces composés.
Les résultats obtenus dans notre étude géochimique ont servi comme paramètres d'entrée et comme contraintes pour les modélisations de la maturation des roches mères. Les indicateurs de maturation ont été assez bien calibrés après plusieurs tests sur des scénarii d'évolution géodynamique du bassin, dans lesquels on a varié les amplitudes de la subsidence et de l'érosion de la phase post-rift, et les histoires de flux thermique. Cela nous a permis de reconnaître le scénario qui mieux rend compte des paramètres de maturité parmi les modèles souvent conflictueux proposés pour la phase post-rift du bassin. Les résultats des modélisations nous ont indiqué qu'il faut considérer une surcharge maximale de 1200 m de sédiments, déposés après la phase syn-rift, pour bien calibrer les paramètres de maturité observés (taux de transformation de la matière organique, mesures de pouvoir réflecteur de la vitrinite et de température de puits).
Cette étude constitue le premier essai de modélisation du couplage des processus de genèse et migration du pétrole au cours du temps géologique dans le Bassin de Recôncavo, éxecuté à l'aide d'un logiciel de simulation de bassins. Nous avons modélisé la migration du pétrole le long de la coupe dans le Compartiment Sud du bassin pour essayer de comprendre les chemins de migration et surtout pour évaluer le rôle des failles comme drains. On a attribué des propriétés de perméabilité spécifiques pour les zones de failles normales afin d'examiner leur importance pour la formation des accumulations de pétrole connues. La modélisation de la migration du pétrole nous a permis d'identifier deux systèmes de migration du pétrole le long de la coupe. Dans le premier système, le pétrole généré par les roches du Membre Tauá (portion basale de la Formation Candeias) migre vers les réservoirs sousjacents de la Formation Água Grande. Ensuite, la migration se fait vers le haut au sein de cette formation et à travers les zones de failles perméables (valeurs estimées entre 1 et 100 mD), jusqu'à ce que le pétrole arrive aux réservoirs du Horst de Dom João. Dans le deuxième système, le pétrole migre latéralement dans les roches mères du Membre Gomo jusqu'aux intercalations turbiditiques du Champ de Cexis.
Les variations compositionnelles du pétrole avant et après son expulsion des roches mères ont fait l'objet de la dernière partie de cette étude. Le couplage des processus de rétention partielle et de craquage secondaire des NSO dans les roches mères a été étudié par l'intermédiaire de la modélisation 2D avec la version compositionnelle du logiciel Temispack. Les paramètres cinétiques compositionnels de craquage primaire des roches mères du Membre Gomo ont été acquis par pyrolyse en milieu ouvert. Différemment à la procédure adoptée en des travaux précédents, on a mis l'accent sur la calibration des compositions du pétrole dans les roches mères et dans les réservoirs à la fois. Afin de calibrer les compositions modélisées avec celles observées dans les extraits de roche et les huiles, nous avons estimé les paramètres cinétiques de craquage secondaire des NSO et des C15+ aromatiques instables de notre kérogène de type I. Pour contraindre nos estimations, on a utilisé les paramètres cinétiques de craquage secondaire des NSO et des C15+ aromatiques instables de kérogènes et d'huiles de types II et III comme limite, d'une part, et les paramètres cinétiques de craquage primaire d'un kérogène de type I, d'autre part. Une bonne calibration des compositions du pétrole dans les roches mères et réservoirs a été obtenue pour des paramètres de craquage secondaire des NSO et des aromatiques assez proches de ceux de la réaction principale de craquage primaire du kérogène de type I (énergies d'activation environ 1 kcal/mole plus élevées avec le même facteur de fréquence), couplés avec un facteur de rétention de 50% pour les NSO dans les roches mères. Ainsi, la modélisation calibrée sur des échantillons naturels dont la composition du pétrole a été analysée nous a permis de quantifier les processus de craquage secondaire et de rétention de composés lourds dans les roches mères.

Henrique Luiz de Barros Penteado
hpenteado@cenpes.petrobras.com.br

2D compositional modeling of petroleum generation, expulsion and migration in the Southern Compartment of the Recôncavo Basin, Brazil

PhD Thesis -  (Thèse de Doctorat de l'Université Pierre et Marie Curie - Paris VI)
DATE: 7 JANUARY 1999.
SUBJECT: Earth Sciences (Sciences de la Terre)
Commitee members:
Prof. Dr. Jean Dercourt - Univ.Pierre et Marie Curie (Paris VI) -president
Prof. Dr. Claude Largeau - Université Pierre et Marie Curie (Paris VI)
Prof. Dr. Craig Bethke - University of Illinois
Prof. Dr. Ghislain de Marsily - Université Pierre et Marie Curie (Paris VI)- director
Dr. Marcio Rocha Mello - Petrobras S.A.
Dr. Jean-Luc Rudkiewicz - Institut Français du Pétrole
Dr. Françoise Behar - Institut Français du Pétrole

ABSTRACT
The Recôncavo Basin is part of a rift formed between the Late Jurassic and the Early Cretaceous in northeastern Brazil. The objective of this thesis was the compositional modeling of petroleum generation, expulsion and migration along a cross-section in the Southern Compartment of the basin with the Temispack basin simulation software.
A geochemical study of the lacustrine shales of the Gomo Member (Candeias Fm.) has been performed to determine their petroleum potential, the evolution of maturation with depth and changes in petroleum composition. Hydrogen indices of immature kerogens (400-850 mg/g TOC) were shown to be higher than those of whole rocks, thus indicating a retention of Rock-Eval pyrolysis products in the mineral matrix. Saturates (30-50% of organic extracts in the immature zone) increase both in absolute and in relative (60-80%) terms in the main interval of petroleum generation (2000-2600 m) because of a partial secondary cracking of NSOs and aromatics.
After having tested several scenarios of geodynamic evolution, a variable thickness of post-rift sediments (maximum of 1200 m) has been shown to be necessary to calibrate maturity parameters. Petroleum migration has been modeled to understand migration pathways as well as the role of faults as drains. Thus, two petroleum migration systems have been identified for the Dom João and Cexis accumulations.
Petroleum compositional variations have been modeled by coupling the processes of retention and secondary cracking. A good calibration of compositions was obtained with secondary cracking parameters for NSOs and aromatics which are close to those of the main primary cracking reaction of a type I kerogen, coupled with a retention of 50% of NSOs within the source rocks.

EXTENDED ABSTRACT

The Recôncavo Basin is the southernmost portion of an onshore rift formed during the continental breakup of South America and Africa in Late Jurassic and Early Cretaceous times.
The main objective of this work was to perform a compositional modeling study of petroleum generation, expulsion and migration along a cross-section in the Southern Compartment of the Recôncavo Basin with the Temispack basin simulation software, in order to better understand the development of its petroleum systems. The processes of primary and secondary cracking, retention in source rocks, expulsion and secondary migration were studied separately to evaluate their respective roles in the evolution of petroleum composition, before having all their interactions modeled together.
In a first step, a regional study on the basin's stratigraphy, tectonics, organic geochemistry, and petroleum geology was undertaken. Such an integration of data allowed us to select the modeled cross-section and the samples for further geochemical analyses.
Aiming to establish the initial petroleum potential of immature source rocks, to analyze maturity increase with depth and to characterize the compositional changes that petroleum undergoes with maturity, a geochemical study was done on a series of representative samples of the lacustrine shales of the Gomo Member (the upper portion of the Early Cretaceous Candeias Formation), the main source-rock unit in the basin. A complete series of analytical techniques has been applied to characterize the geochemical samples: Rock-Eval pyrolysis of source rocks and kerogens, both immature and mature; elemental analyses of kerogens and source-rock extracts; petroleum extraction from source rocks and related kerogens; liquid and gas chromatography of petroleum extracts; and open-system artificial maturation of source rocks and kerogens.
The comparison of source-rock and kerogen Rock-Eval data allowed us to identify an important mineral matrix retention effect during pyrolysis of the Gomo Mb. source rocks which was not previously observed. In opposition to the usual low values reported in other studies, our Rock-Eval pyrolysis data on immature Gomo Mb. kerogens are characteristic of type I organic matter: hydrogen indices range from 400 to 850 mg/g TOC, according to sample location and TOC content .
The variations of Rock-Eval data and amounts of organic extracts with depth were used to determine the intervals of petroleum generation and expulsion, as well as to calculate the increase of the kerogen transformation ratios with depth. Substantial changes in petroleum compositions were evidenced by source-rock extracts. Whereas saturates constitute only 30-50% of rock extracts in the immature zone (between the surface and 2000 m), they strongly increase both in absolute and relative terms in the oil window interval, located in the 2000-2600 m depth range. At peak concentration of rock extracts (around 2600 m), saturates represent 60-80% of extract composition. Such compositional changes have been attributed to partial secondary cracking of NSO's and aromatic within the source rocks before the main phase of petroleum expulsion. Below 2600 m, the amounts and percentages of saturates in extracts decrease due to their preferential expulsion from source rocks.
Results of the geochemical study were used both as input and constraint data for source-rock maturation modeling. Maturity parameters were well calibrated after tests on several alternative scenarios of basin geodynamic evolution in which the amplitudes of post-rift subsidence and erosion, and heat flow histories varied. Such an approach made possible the recognition of the geodynamic scenario that allows for the best calibration of maturity data among the often conflicting models proposed for the post-rift phase of the basin. Modeling results indicate that a post-rift maximum sediment thickness of 1200 m is necessary to calibrate all maturity data: organic matter transformation ratios, vitrinite reflectance data and well temperatures.
This study is the first one to investigate the coupling of the processes of petroleum generation and migration during the geologic history of Recôncavo Basin, undertaken with a basin simulation software. Petroleum migration along the cross-section in the Southern Compartment was modeled as an attempt to understand migration pathways and, above all, to evaluate the role of fault zones as conduits. Specific permeability properties were assigned to normal fault zones in order to examine their importance for the formation of known petroleum accumulations. Petroleum migration modeling allowed us to identify two migration systems along the cross-section. In the first one, petroleum generated in the Tauá Member source rocks (basal portion of the Candeias Formation) migrates downwards to the Água Grande Formation sandstones and then updip and through permeable fault zones (estimated permeabilities between 1-100 mD) until reservoirs in the Dom João High are reached. In the second system, petroleum migrates laterally along the shaly source rocks of the Gomo Member all the way to the turbiditic intercalations of the Cexis oilfield.
The compositional changes petroleum undergoes before and after expulsion were investigated in the last part of this study. The coupling of partial retention and secondary cracking of NSO's was modeled with the compositional version of the Temispack software. Compositional kinetic parameters for primary cracking of our type I source rocks were obtained by open-system pyrolysis. In an innovative approach, calibration of petroleum in both source rocks and reservoirs has been undertaken. To calibrate modeled and observed petroleum compositions, secondary cracking kinetic parameters of type I-derived NSO's and C15+ unstable aromatics were estimated. Our estimations were constrained by the kinetic parameters of secondary cracking of NSO's and C15+ unstable aromatics from types II and III kerogens, on the one hand, and by the kinetic parameters of the main reaction of primary cracking of a type I kerogen, on the other hand. A good calibration of petroleum compositions was possible by assigning to the NSO's and C15+ unstable aromatics secondary cracking kinetic parameters which are very close to those of the main cracking reaction of our type I kerogen (activation energy just 1 kcal/mole higher for the same frequency factor), and by retaining 50% of NSO's in source rocks. Therefore, our modeling calibrated against the petroleum composition of natural samples proved to be a good means for the quantification of heavy-compounds secondary cracking and retention processes in type I source rocks.