Geochemical characterization of rock samples collected from a well near Cabo Frio High

O Alto de Cabo Frio é uma feição estrutural localizada entre as bacias de Campos e Santos e representa uma área de interesse exploratório significativo devido às incertezas quanto à distribuição, natureza e potencial de suas rochas geradoras. Nesse contexto, amostras de detritos de profundidade e óleo do poço exploratório 1-OGX-78-RJS, perfurado pela OGX em 2012 na Bacia de Campos, próximo ao Alto de Cabo Frio, foram especificadas geoquimicamente para aprimorar a compreensão do sistema petrolífero local. Quarenta amostras de partículas foram descobertas por pirólise Rock-Eval, apresentando altos valores de carbono orgânico total (COT; 4–16%) e S2 (4–18 mg HC/g de rocha), diminuindo boa riqueza orgânica e potencial residual de geração de hidrocarbonetos. Os valores de Tmax (420–445 °C) sugerem inovação térmica variando de imatura ao início da janela de geração de óleo. Contudo, os valores baixos do índice de hidrogênio indicam uma predominância de querogênios dos tipos III e IV, contrastando com o arcabouço geológico regional, que sugere rochas geradoras dos tipos I e II. Essa discrepância provavelmente está relacionada à oxidação, contaminação e mistura estratigráfica derivada de amostras de detritos de perfuração. Quatro óleos brutos coletados em duas profundidades diferentes foram separados em frações saturadas, aromáticas e de não sulfuradas (NSO) por cromatografia em coluna de sílica-gel e analisadas por GC-FID e GC-MS. Os dados de biomarcadores indicam óleos de origem lacustres, depositados em condições de baixa salinidade e atingindo um alto nível de maturidade térmica. As amostras de 4.381,70 m preservaram um perfil típico de óleo integral, com n-alcanos variando de C8 _a C31 _, presença de pristano e fitano e maiores recuperações de SAP (65–74%), embora o enriquecimento de C11 _– C14 _sugira uma contaminação menor por fluido de perfuração. Em contraste, as amostras de 4.693,20 m demonstraram predominância de compostos de C11 _– C14 _, ausência da série homóloga de n-alcanos e recuperações de baixas (12–17%), densidade uma poluição mais forte por fluido de densidade. Contudo, terpanos, esteranos, diasteranos e poliprenoides tetracíclicos foram identificados em todas as amostras. As razões geoquímicas confirmaram uma origem lacustre, ambiente deposicional de baixa salinidade e maturidade térmica avançada. As diferenças nas razões de esteranos C27 _entreos dois intervalos de profundidade, juntamente com a discrepância de maturidade entre os óleos e os detritos de profundidade, sugerem que os detritos investigados provavelmente não representam rochas geradoras de óleos, trazendo possíveis contribuições de diferentes rochas geradoras ou eventos de migração diferentes. Essas descobertas aprimoram a compreensão da evolução geoquímica e do sistema petrolífero do Alto de Cabo Frio.