Potencial petrolífero do pré-sal além das 200 milhas náuticas, por Eliane Petersohn

O pré-sal é uma região formada por rochas carbonáticas que ocorrem abaixo de uma espessa e profunda camada de sal no subsolo brasileiro, debaixo das águas oceânicas. Tais rochas carbonáticas abrigam gigantescas acumulações de petróleo e tornaram o pré-sal um dos alvos mais disputados e cobiçados pelas empresas de extração de petróleo do mundo.

O pré-sal já é uma realidade e já responde por mais de 70% da produção de óleo do país, atraindo a atenção e o interesse de diversas empresas e investidores mundiais.

Contudo, nos últimos dois ou três anos muito têm se falado do potencial do pré-sal além das 200 milhas náuticas, linha que limita o território marítimo brasileiro. Várias notícias foram veiculadas em jornais e revistas, mas ainda existem poucos estudos que tratem do potencial petrolífero dessa região de forma simples e acessível. 

A partir dos dados atualmente disponíveis, dados sísmicos bidimensionais e tridimensionais existentes, é possível delimitar uma região com maior probabilidade de ocorrência do pré-sal além das 200 milhas náuticas. Esta região está localizada na Bacia de Santos além do limite do polígono do pré-sal e além do limite das 200 milhas marítimas (Figura 1). 

Nesta área, dados sísmicos recentemente coletados indicam a existência de estruturas muito parecidas com àquelas dos clássicos campos de petróleo do pré-sal, como por exemplo, dos campos de Tupi, Búzios, Mero, Sapinhoá, Sépia, entre outros. Dados sísmicos são imagens das camadas de rocha que ocorrem embaixo da terra. Entre outras aplicações, são utilizados para identificar feições sugestivas da ocorrência de petróleo. 

Os dados sísmicos coletados indicam a existência de camadas de rochas sedimentares bastante espessas, que seria um elemento importante para caracterizar a presença do pré-sal nessa região. Além da grande espessura de sedimentos, também foram observadas feições sísmicas que sugerem a presença de rochas reservatórios, ou seja, rochas com características favoráveis para acumulação petróleo e/ou gás natural.

A análise de tais dados também sugere a presença de grandes baixos regionais, ou seja, grandes depressões onde podem ter se acumulado sedimentos mais finos ricos matéria orgânica. As grandes depressões, por serem mais profundas, possuem maior espessura de sedimentos e são mais propícias à acumulação de matéria orgânica, imprescindível para a formação do petróleo.

Ademais, a análise regional dos dados sísmicos mostra que as estruturas mapeadas além das 200 milhas náuticas seguem a mesma tendência regional dos principais campos do pré-sal (Sapinhoá, Tupi, Sépia, Búzios e Mero). Esta correlação entre as estruturas mapeadas além das 200 milhas e os clássicos campos produtores do pré-sal reforça o potencial dessa região (Figura 2).

Por fim, os dados sísmicos também confirmam a ocorrência da espessa camada de sal, que é responsável pelo selo das acumulações petrolíferas. A camada de sal é importante, pois representa uma barreira impermeável que impede que o petróleo gerado continue migrando para a superfície.

A Figura 3 mostra uma linha sísmica localizada além do limite do polígono do pré-sal e parcialmente além do limite das 200 milhas náuticas. Nesta imagem é possível notar a espessa camada de sal e a espessa camada de rochas sedimentares que ocorre imediatamente debaixo do sal. 

Portanto, a presença de estruturas análogas e localizadas no mesmo trend dos principais campos do pré-sal, bem como a presença de rochas sedimentares com feições sugestivas de reservatórios indicam que a região do pré-sal além das 200 milhas marítimas tem potencial para descobertas de gigantescas jazidas de petróleo.

Porém, apesar da grande potencialidade, existe risco exploratório relacionado à comprovação da eficiência do sistema petrolífero nessa região. Em linhas gerais, o risco exploratório se refere à probabilidade de perfurar um poço e não encontrar petróleo. A existência do risco nessa região está associada à insuficiência de dados e à ausência de poços perfurados que possam trazer informações sobre as características das rochas que ocorrem debaixo da camada de sal. 

O risco será reduzido com o avanço da exploração e perfuração de poços, que deve ocorrer em breve, já que o próximo leilão de concessão da ANP inclui blocos além das 200 milhas, o que certamente acelerará a exploração e trará novos dados geológicos que poderão confirmar o imenso potencial dessa região.

Eliane Petersohn é graduada em Geologia pela Universidade Federal do Paraná (UFPR) e mestre em geologia de exploração pela mesma universidade. É pós-graduada em Direito da Regulação no IBMEC – Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais. Petersohn ingressou na Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em 2006 como geóloga. Em 2010 foi nomeada Superintendente de Definição de Blocos, tornando-se responsável pela seleção e avaliação geológica das áreas para rodadas de licitação de petróleo e gás no Brasil. Em 2019 tornou-se Assessora de Diretoria para as áreas de Exploração e Produção, responsável pelo provimento de orientações e insight técnico para apoiar as decisões da Diretoria Colegiada da Autarquia.

Referências

Avila, R. 2020. Updates on Pre-Salt Opportunities and Upcoming Bidding Rounds Overview. Deepwater South America Congress – 2020 (Apresentação).

Batista, C. M. A. 2020. Upcoming Bid Rounds in Brazil – Geological Aspects of Brazilian Basins. AAPG. Apresentação.