O presente trabalho de tese de mestrado teve como objetivo analisar a composição isotópica do carbono da matéria orgânica total, em folhelhos do Membro Gomo da Formação Candeias da Bacia do Recôncavo, considerados principais geradores dos hidrocarbonetos da região. Para desenvolver este estudo foram escolhidos três poços no compartimento Nordeste da bacia, denominados 7-FBM-22-BA, 1-FAV-4-BA e 1-FAO-1-BA, tendo sido analisadas 129 amostras. Para análise isotópica as amostras foram queimadas a 520 °C por um mínimo de 24 horas, depois de previamente pulverizadas e acidificadas. O CO₂ produzido foi analisado num espectrômetro de massa Nuclide de duplo coletor. Os resultados obtidos são dados em partes por mil (‰) , como valores de delta C¹³ relativos ao PDB.

Os valores de delta C¹³ obtidos variaram entre -24,8 e -30,8 ‰ e caracterizaram dois dos três estágios deposicionais do Membro Gomo, um dos quais constituído de turbiditos. No poço 1-FAV-4-BA a composição isotópica da matéria orgânica se manteve uniformemente em aproximadamente -28 ‰ em toda a sua extensão. Neste poço o Gomo compõe-se principalmente de folhelhos, não havendo grandes modificações litológicas. Nos outros dois poços a composição isotópica da matéria orgânica é bastante variável, apresentando delta C¹³ da ordem de -26 ‰ nas proximidades de arenitos depositados por correntes de turbidez, e valores de -28 ‰ nas seções compostas basicamente de folhelhos apenas.

Baseando-se em resultados de análise isotópica do carbono em óleos do Recôncavo encontrados na literatura, que mostram que seu delta C¹³ nunca é maior que -28 ‰, concluiu-se que os valores de delta C¹³ da ordem de -26 ‰ obtidos nas seções compostas de turbiditos não caracterizam a matéria orgânica geradora do petróleo da região. Assim, a matéria orgânica aí depositada deve ter sido trazida pelas correntes de turbidez, já que sua composição isotópica parece indicar que se trata de material retrabalhado e oxidado. Em contrapartida, a matéria orgânica do folhelho nos locais onde não houve grande interferência dessas correntes apresenta valores de delta C¹³ entre -28 e -31 ‰, compatíveis com a composição isotópica do petróleo da bacia, que se situa aproximadamente nesta mesma faixa.

Finalizando este estudo, foi feita correlação estratigráfica entre os poços analisados, através da identificação da seção de turbiditos, caracterizada por matéria orgânica rica em delta C¹³ , nos perfis isotópicos de cada um deles.

The goal of this work was to analyse the carbon isotopic composition of the total organic matter in shales from Gomo Member of the Candeias Formation, Reconcavo Basin, considered to be one of the main petroleum sources of the basin. To develop this study three wells called 7-FBM-22-BA, 1-FAV-4-BA and 1-FAO-1-BA were chosen in the Northeastern part of the basin, and 129 samples were analysed. For isotopic analysis the samples were burnt at 520 °C after being powdered and acid washed. The CO₂ yielded was analysed in a Nuclide 6-60-RMS mass spectrometer and the results were reported in delta C¹³ per mil (‰) deviations in the PDB scale.

The delta C¹³ values varied between -24.8 and -31.8 ‰ and caracterized two deposition phases of Gomo Member, one of them composed of turbidites. The 1-FAV-4-BA showed uniform isotopic composition in its whole extension, with delta C¹³ values around -28 ‰. In this well the Gomo Member is mainly composed of shales, and there isn't much

lithologic variations. The isotopic composition in the other two wells is very variable, showing delta C¹³ around -26 ‰ near sandstones deposited by turbidity currents, and delta C¹³ around -28 ‰ in sections composed basically of shales only.

As the delta C¹³ values in oils from Reconcavo Basin found in literature aren't higher than -28 ‰, the organic matter in the turbidite sections, which shows delta C¹³ values around -26 ‰, must not have been the petroleum source. Because its composition seems to indicate that it is a reworked and oxidized material, that kind of organic matter must have been brought by the turbidity currents. On the other hand, the organic matter of the shales in sections where there weren't much interferences of that kind of currents, shows delta C¹³ values between -28 and -31 ‰, compatible with the isotopic composition of the petroleum of the basin, which is approximately in the same range.

Ending this study, stratigraphic correlation was made between the analysed wells, by the identification of the turbidite section, caracterized by delta C¹³ rich organic matter in their isotopic profiles.