Cinco minutos contra a expansão petroleira! Em audiência pública no Rio de Janeiro, integrantes de empresas interessadas em fazer lucro com a exploração do petróleo e da agência reguladora do setor escutaram os argumentos da Campanha “Nem um Poço a Mais!”
A Campanha “Nem Um Poço a Mais” marcou presença em audiência pública prévia à realização da 13ª rodada de licitações de blocos para exploração e produção de petróleo e gás natural, marcada para o mês de outubro. Durante o evento, promovido na cidade do Rio de Janeiro pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) no último dia 9 de julho, cinco ativistas levantaram faixa em protesto à expansão petroleira. Diante de uma plateia com cerca de 200 executivos, lembraram que a sociedade deve ser ouvida sobre o leilão de bens naturais. Cobraram, em especial, a garantia da presença de representantes de povos de territórios diretamente impactados pelas violações de direitos e pelos desastres ambientais promovidos por empreendimentos do setor.
A carta política de lançamento da Campanha foi entregue aos participantes, inclusive aos almirantes da Marinha da direção da Escola Superior de Guerra Naval (ESG), onde ocorreu o evento, e à diretora geral da ANP, Magda Chambriard. Ela então perguntou se os ativistas gostariam de falar durante a audiência. Eles, que não tinham obtido sucesso ao tentarem se inscrever via internet, prontamente responderam que sim. Foram concedidos cinco minutos aos integrantes da Campanha.
“A gente veio a esta audiência para questionar o suposto da ‘consulta pública’, uma vez que isso não deveria somente se referir a ‘como’ ou a ‘sob quais critérios’ expandir a exploração de petróleo e gás, mas a ‘para quê? ’, ‘para quem? ’ e ‘a que custo? ’ [essa expansão se dá]”, disse Camila Moreno, do Coletivo Iemanjá é contra o Pré-Sal. Ela lembrou ainda que o leilão está marcado para ocorrer em um “momento extremamente delicado da conjuntura política nacional”, em referência às investigações da Operação Lava Jato.
Marcelo Calazans, que dividiu os cinco minutos de fala com Camila, ressaltou que é central “questionar veementemente a expansão da fronteira petroleira, não apenas por motivos óbvios, como o imperativo civilizacional de frear as mudanças climáticas, mas também pela absoluta ‘petroleodependência’ da economia e da política nacional”. Ele, que é coordenador da FASE no Espírito Santo, destacou que essa realidade reforça a intensificação de outras cadeias altamente impactantes, como a da mineração, da siderurgia atrelada à produção de monocultivos de eucaliptos para carvão, além das infraestruturas de logística para transporte, refino e distribuição.
Caso ocorra o leilão, a exploração se dará em áreas de ‘novas fronteiras de exploração’ e em ‘bacias maduras’. Serão ofertados 266 blocos em 10 bacias sedimentares do país: Amazonas, Parnaíba, Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas, Jacuípe, Camamu-Almada, Espírito Santo, Campos e Pelotas.
INFORMAÇÕES SOBRE OS BLOCOS OFERTADOS CASO OCORRA O LEILÃO
Mapa da 13a RODADA de LICITAÇÃO ANP – 2015
Resumos com informações geológicas e sobre a história da exploração de petróleo em cada uma das principais regiões onde se situam os territórios.
fonte: Site da ANP- Agência Nacional do Petróleo
#1-Bacia do Recôncavo (Setores SREC-T1, SREC-T2, SREC-T3 e SREC-T4)
A Bacia do Recôncavo está localizada na Região Nordeste, parte emersa do Estado da Bahia, ao norte da cidade de Salvador, ocupando área em torno de 10,3 mil km2, sendo 9,6 mil km2 em terra e 702 km2 em águas interiores (Baía de Todos os Santos). Está separada da Bacia de Tucano, ao norte, pelo Alto de Aporá, e da Bacia de Camamu, ao sul, por uma zona de transferência E-W (Falha da Barra). Limita-se a leste e oeste por afloramentos pré-cambrianos, através dos sistemas de falhas de Salvador e Maragogipe, respectivamente. O conhecimento que hoje se detém acerca da evolução tectono-sedimentar da bacia deve-se aos esforços exploratórios empreendidos ao longo dos últimos 70 anos, consolidados por mais de 6.000 poços perfurados (sendo aproximadamente 1.200 exploratórios). As atividades de prospecção se iniciaram em 1937 sob a condução do antigo Conselho Nacional do Petróleo (CNP). A primeira descoberta significativa de óleo data de 1939, em poço perfurado no distrito de Lobato, nas imediações da cidade de Salvador e considerado como o marco inicial da indústria petrolífera nacional.
A primeira fase exploratória, sob a égide do CNP, se estendeu até 1954 e consolidou importantes descobertas como os Campos de Candeias (1941), Aratu e Itaparica (1942), Dom João (1947) e Água Grande (1952). A partir daí e estendendo-se até 1997 a condução de toda a exploração e produção da bacia passou a ser monopólio transferido para a Petrobras, quando cerca de uma centena de novas acumulações foram incorporadas às descobertas anteriormente citadas. Nesta fase cabe mencionar, principalmente, a consolidação dos campos de Buracica, Miranga, Araçás, Taquipe, Fazenda Imbé e, na última fase Petrobrás, Fazenda Alvorada, Rio do Bu, Fazenda Bálsamo e Riacho da Barra, dentre outros.
Com a quebra do monopólio e implantação da ANP, foram realizadas algumas descobertas, além da incorporação de pequenas acumulações estabelecidas pela Petrobras. O esforço exploratório desenvolvido até os dias atuais resultou em levantamentos regionais de dados gravimétricos e magnetométricos, aquisição de aproximadamente 13,5 mil km de sísmica 2D e de 3,5 mil km² de sísmica 3D e na perfuração de, aproximadamente, 6.531 poços, sendo 1.216 exploratórios. Até o momento foram descobertos em torno de 71 campos de petróleo e 21 campos de gás. Já foram produzidos cerca de 1,6 bilhão de barris de petróleo e 69,5 bilhões de m3 de gás. As reservas provadas atuais são na ordem de 221,8 milhões de barris de petróleo e 5,4 bilhões de m3 de gás. Atualmente, a Bacia do Recôncavo é a sexta maior produtora de petróleo e gás natural do Brasil, contribuindo com uma produção diária em torno de 58,2 mil boe, provenientes de 78 campos de produção.
#2-Bacia de Camamu-Almada (Setores SCAL-AP1 e SCAL-AP2)
A Bacia de Camamu-Almada situa-se na porção centro-sul do litoral do Estado da Bahia, entre as cidades de Salvador e Ilhéus, abrangendo uma pequena parte terrestre, a planície costeira e avançando através da plataforma, talude e sopé continental. Limita-se ao sul com a Bacia de Jequitinhonha através do Alto de Olivença e a norte, limita-se com as bacias de Jacuípe e Recôncavo, através das falhas da Barra e Salvador, respectivamente. A área total da bacia referida à cota batimétrica de 3.000 m, é em torno de 21,3 mil km², dos quais, 2,5 mil km² em terra. Nos primórdios da exploração costumava-se dividir esta bacia como se fossem duas, Camamu e Almada, o que terminou sendo erradicada por não haver suporte geológico para esta pretensa divisão.
O que se manteve até os dias de hoje são apenas referências geográficas de certa utilidade prática e que, eventualmente, se traduz como área de Camamu e área de Almada.
A bacia teve fluxos exploratórios não contínuos. As atividades exploratórias tiveram início na área de Camamu e remontam a época anterior à criação da Petrobras (1953), resumindo-se na perfuração de poços estratigráficos rasos, em terra, concentrados na Ilha de Itaparica e nos arredores da Baía de Camamu. Na área de Almada perfurou-se um poço em meados dos anos 60. Na década de 60 a Petrobras empreendeu um esforço exploratório na área de Camamu que redundou nas descobertas dos campos de Jiribatuba (óleo) e Morro do Barro (gás), ambos em terra. No mar, as atividades iniciaram-se na década de 70, e no final dos anos 80 e década de 90 duas descobertas foram estabelecidas, 1-BAS-64 (Campo de Pinaúna com óleo) e 1- BAS-97 (Campo de Sardinha com gás/óleo). Contudo, a descoberta mais importante ocorreu mais recentemente no bloco BCAM-40, através do poço 1-BRSA-14-BAS (1-BAS-128), perfurado pelo consórcio Queiroz Galvão, Petrobras e Petroserv, que descobriu uma importante acumulação de gás em arenitos da Fm. Sergi (Campo de Manati, Camarão e Camarão Norte), cuja comercialidade foi declarada em 2002. O potencial petrolífero comprovado na sub-bacia de Camamu mostra-se também promissor na sub-bacia de Almada em razão da similaridade geológica destes compartimentos. Cabe ressaltar que o limite entre estas regiões é geográfico, não tendo qualquer limite geológico comprovado. Atualmente, a Bacia de Camamu é a quarta maior produtora de gás natural do Brasil, contribuindo com uma produção diária em torno de 5,8 milhões de m³, representando cerca de 6,1% da produção de gás natural, provenientes de três campos de produção.
#3-Bacia do Espírito Santo (SES-AP1 e SES-AP2)
A Bacia do Espírito Santo, juntamente com a de Mucuri, localiza-se na margem continental brasileira, estendendo-se desde o sul do Estado da Bahia até o centro-sul do Estado do Espírito Santo. Apresenta uma área em torno de 193,9 mil km², dos quais 176,9 mil km² se encontram em mar até a cota batimétrica de 3.000m e 17 mil km2 em terra. Ao Sul, o Alto de Vitória define o limite com a Bacia de Campos. O limite norte, com a Bacia de Cumuruxatiba, coincide aproximadamente com o limite norte do Complexo Vulcânico de Abrolhos. As bacias do Espírito Santo e de Mucuri apresentam um histórico exploratório que remonta à década de 50, com os primeiros levantamentos sísmicos na porção terrestre. O primeiro poço da bacia do Espírito Santo foi perfurado em 1959, pela Petrobras, nas proximidades da cidade de Conceição da Barra (poço estratigráfico 2-CBST-1-ES). Na plataforma continental, as atividades exploratórias iniciaram-se também nos anos 50, por meio de levantamentos sísmicos e gravimétricos. Em 1969 ocorreu a primeira descoberta comercial da bacia (campo de São Mateus), com a perfuração do poço 1-SM-1-ES.
Em águas rasas, a exploração também teve início na década de 50, com levantamentos sísmicos e gravimétricos, prosseguindo com a perfuração do primeiro poço pioneiro na plataforma continental brasileira (1-ESS-1-ES, 1968). Impulsionada por este fato, teve início a primeira campanha sistemática de exploração na bacia, que se estenderia por toda a década de 1970. Tal campanha foi marcada por um ritmo bastante regular, com a perfuração aproximada de 11 poços por ano (em média) entre 1971 e 1979. Esse esforço resultou na descoberta do campo de Fazenda Cedro, em 1972 (Biasussi et. al., 1990). Nesse período também foi descoberto o primeiro campo situado na plataforma continental da bacia (Cação, em 1977). Em 1978, a descoberta do campo de Lagoa Parda inaugura uma nova etapa nos esforços exploratórios, com uma atenção maior para os trabalhos de avaliação e desenvolvimento dos campos descobertos até então.
A década de 1980 caracterizou-se por um boom nos trabalhos de exploração, que atingiram o seu pico nos anos de 1981 e 1982, com a perfuração de 70 poços exploratórios. Como resultado, foram descobertos sete campos na porção terrestre, com um índice de sucesso exploratório de 18,5 %. Em 1988, foram descobertos três campos, destacando-se o de Cangoá (gás e condensado), na porção marítima, pelo poço 1-ESS-67-ES. A partir de 1989, a exploração da bacia entrou em um processo de estagnação, evidenciado pela quantidade de poços exploratórios perfurados (cinco a sete poços por ano). Esta fase perdurou até 1997, ano da flexibilização e abertura do mercado do petróleo via da Lei nº 9.478/97, cujos efeitos práticos, no entanto, só seriam sentidos a partir de 1999. Mesmo assim, obteve-se uma média de um campo descoberto por ano neste período, entre eles o de Peroá (gás e condensado), em 1996, na plataforma continental, por meio do poço 1- ESS-77-ES. Em 1999, foi descoberto o primeiro campo na região de águas profundas (Canapu), próximo ao extremo sul da bacia. Entretanto, o grande marco exploratório desse período ocorreu em 2003, com a descoberta de cinco campos, sendo dois em terra e três na região de águas profundas. Nesse ano, o índice de sucesso atingiu 41%, um recorde na história da bacia. Os campos de água profunda, descobertos nesse ano, reúnem atualmente a maior parte das reservas provadas da bacia. Além dele, os campos de Camarupim (condensado) e Carapó (gás não associado), localizados nos arredores de Golfinho, contribuíram significativamente para a agregação de novas reservas de óleo leve e gás, colocando definitivamente a bacia no restrito grupo das maiores produtoras de hidrocarbonetos do Brasil e confirmando as expectativas em relação ao potencial exploratório offshore. A região de águas profundas é fortemente influenciada pela ocorrência de movimentação nas camadas de sal.
O potencial exploratório esperado é diretamente relacionado à ocorrência destas estruturas salinas, a exemplo de prolíficos campos descobertos no Golfo do México. Atualmente, a Bacia do Espírito Santo é a quinta maior produtora de petróleo e gás natural do Brasil, contribuindo com uma produção diária em torno de 61,3 mil boe, provenientes de 40 campos de produção.
#4-Bacia de Campos (Setor SC-AR3)
A Bacia de Campos, situada no litoral dos estados do Rio de Janeiro e do Espírito Santo, limita-se a sul pelo Alto de Cabo Frio, que a separa da Bacia de Santos e a norte pelo Alto de Vitória, que constitui o limite com a Bacia do Espírito Santo. Abrange uma área total em torno de 102 mil km², sendo 6,5 mil km² em terra e 95,5 mil km² em mar até a cota batimétrica de 3.000m. A pequena faixa terrestre desta bacia, onde foi perfurado o poço estratigráfico 2-CST-1- RJ é destituída de interesse para petróleo por abrigar uma sequência clástica continental sem maiores atratividades. A exploração no mar iniciou-se, em 1968, através aquisição e processamento sísmicos seguidos pela perfuração do primeiro poço em 1971. A primeira descoberta se deu três anos depois, em 1974, através do poço 1-RJS-9A estabelecendo o Campo de Garoupa em calcários albianos. O prosseguimento das atividades na área redundou num grande sucesso exploratório consolidando a bacia na excepcional qualificação de Elevado Potencial, embora coexistam até hoje, áreas de Nova Fronteira tecnológica associadas a grandes profundidades de objetivos potenciais.
As atividades exploratórias na bacia anteriores a 1968 foram pouco expressivas, consistindo em levantamento gravimétrico em 1958 e a perfuração do poço terrestre 2- CST-1- RJ (Cabo de São Tomé), concluído em 20 de agosto de 1958. A partir de 1968, levantamentos sísmicos ao nível de detalhe foram patrocinados pela Petrobrás em zonas de águas rasas, até a profundidade de 400m. A interpretação desses dados consolidou um programa de perfuração para a avaliação do potencial da bacia iniciado em 1971 e coroado com a primeira descoberta de óleo comercial em 1974 pelo 1-RJS-9A (Campo de Garoupa). A bacia hoje conta com uma expressiva malha sísmica bastante enriquecida com linhas sísmicas especulativas, Spec Surveys, realizados por companhias de serviços geofísicos a partir da abertura do setor petrolífero e que se encontram disponíveis às companhias de petróleo interessadas. As reservas totais para esta bacia são estimadas em 13,4 bilhões de barris de petróleo e 160 bilhões de m3 de gás.
Estabelecida como a maior bacia produtora do país atualmente, a Bacia de Campos responde pela produção diária de 1,914 milhões de boe, sendo aproximadamente 1,7 milhões de barris de petróleo e 29,9 milhões de m³ dia. Essa produção é originada de 47 campos e corresponde a cerca de 71% da produção nacional de óleo e 31,4% da produção nacional de gás. Embora densamente explorada, a Bacia de Campos ainda se mostra altamente promissora e com boas perspectivas exploratórias que podem resultar em novas descobertas de petróleo e/ou gás natural. Merece destaque as oportunidades exploratórias na seção póssal, que podem seguir os modelos exploratórios vigentes (acumulações em arenitos turbiditicos do Cretáceo e Terciário), ou ainda em novos modelos ainda não testados, fruto do aumento do conhecimento e do avanço tecnológico. O Foco dos estudos para a 13ª Rodada de Licitações da ANP será a porção de águas rasas da Bacia de Campos, contudo, eventualmente outras áreas que demonstrem potenciais poderão ser avaliadas, desde que se localizem fora do polígono do Pré-sal.
#5-Bacia de Pelotas (Setores SP-AR4, SP-AP4 e SP-AUP4)
A Bacia Sedimentar de Pelotas localiza-se no extremo sul da margem continental brasileira, e sua porção submersa ocupa, até o limite territorial de 200 milhas náuticas, área em torno de 346,8 mil km2. Em território brasileiro, a bacia se estende desde o Alto de Florianópolis, limite geológico com a Bacia de Santos, até a fronteira com o Uruguai. No país vizinho, a bacia prossegue até o Alto de Polônio, que a separa da Bacia de Punta Del Este. As atividades exploratórias realizadas na Bacia de Pelotas podem ser divididas em quatro ciclos. O primeiro pulso exploratório na Bacia de Pelotas ocorreu nas décadas de 1950 e 60. Nesse período, a Petrobras perfurou 8 poços na porção emersa, locados com base em levantamentos gravimétricos e que não constataram indícios de hidrocarbonetos.
Na década de 1970 ocorreu outro pulso, com a execução dos primeiros levantamentos sísmicos na região da plataforma continental. O estudo dos dados provenientes desses levantamentos orientou a locação de 7 poços na porção de águas rasas, sendo um estratigráfico e os demais pioneiros. Em nenhuma das perfurações foram identificados indícios consistentes de hidrocarbonetos.
Um novo pulso exploratório ocorreu na década de 1990, com novas aquisições sísmicas e 5 poços perfurados entre 1995 e 2001, sem a constatação de indícios significativos de hidrocarbonetos. Apesar da ausência de descobertas comerciais na bacia, o esforço exploratório resultou em considerável volume de dados geológico-geofísicos. A Bacia de Punta del Este foi colocada em oferta em 2009 no certame licitatório nominado “Ronda Uruguay 2009”, que objetivava a exploração e produção de petróleo e gás natural em blocos da plataforma continental daquele país. Nessa oportunidade, todos os blocos colocados em oferta foram arrematados, tendo inclusive, atraído companhias de grande porte (Petrobras, Tullow Oil, Total, British Petroleum, British Gas, YPF, Murphy Oil, CEPSA, ExxonMobil, Shell, entre outras).
A Bacia de Pelotas, contígua à Bacia de Punta del Este, não figura nas licitações da ANP desde 2006, quando foram ofertados alguns blocos exploratórios na região do cone do Rio Grande. Estudos de modelagem geoquímica sugerem que a região do Cone do Rio Grande teria baixa prospectividade em razão das grandes espessuras de folhelho, combinado com o estágio avançado de maturação, final da janela de gás. Entretanto, esses mesmos estudos sugerem que a região posicionada imediatamente a frente do cone teria prospectividade para acumulação de óleo leve. Essa região possui maior similaridade geológica com a Bacia de Punta del Este, onde as companhias petrolíferas estariam buscando por acumulações em reservatórios turbiditicos do Cretáceo e do Paleógeno.
