Coautores:  Bruno Leonel e João Figueira

O êxito da Bacia da Guiana foi derivado inicialmente do interesse por analogias com a contraparte africana, com base nas expressivas descobertas de óleo leve dos campos de Jubilee (poço Mahogany-1, 2007) e Tweneboa (2009), operados pela Tullow nos blocos de águas ultraprofundas Tano e West Cape Three Points, na Bacia de Tano, em Gana. Importante notar que são trapas estratigráficas, em ambiente de talude, cujos reservatórios são arenitos turbidíticos do Cretáceo Superior. As rochas geradoras do prospecto Jubilee são do Cretáceo Superior, Cenomaniano-Turoniano.

O mapa a seguir foi apresentado pelo gerente de exploração da empresa Tullow, Robin Sutherland, sob o título “Beyond Ghana” no evento 2010 Capital Markets Event Ghana, ao destacar que margens passivas com geologia semelhante se desenvolveram em ambos os lados da região do Atlântico Equatorial. E que armadilhas estratigráficas análogas foram identificadas na Bacia da Guiana (Guiana, Suriname e Guiana Francesa), no mesmo intervalo estratigráfico ao do campo de Jubilee.

Nas porções emersas (terrestres) das bacias da Guiana, Suriname e Guiana Francesa, ocorreu as descobertas dos campos de Calcutta (1965) e Tambaredjo (1968), ambos de petróleo pesado, de 15 a 17 graus API. Juntos Calcutta e Tambaredjo conteriam um volume in situ da ordem de 1 bilhão de barris. Sobre a descoberta de Calcutta, que continua em produção, fenômeno similar ocorreu no Brasil, na porção emersa da Bacia Potiguar, em 1979, quando um poço artesiano para o suprimento de água ao Hotel Thermas, em Mossoró (RN) encontrou petróleo no aquífero Açu, o que despertou o interesse pela exploração naquela porção terrestre da bacia.

É interessante observar no mapa a seguir, da CGX Energy, publicado em 11/11/2011 pela Merrion Stockbrokers o posicionamento das empresas na Guiana, no Suriname e na Guiana Francesa, entre estas a Tullow, previamente à perfuração do poço Liza-1, no Bloco Stabroek. Naquela altura, os sócios deste bloco eram a Exxon e a Shell.

Na Guiana, em que pese haver ocorrido indícios de petróleo nos poços perfurados na porção emersa, entre 1916 e 1993, e nos 13 poços offshore perfurados previamente à descoberta de Liza, incluindo o poço Abary-1, perfurado pela Shell em 1975 e que encontrou óleo leve, não houve registros de descobertas. Mas os dados permitiram confirmar a existência de um sistema petrolífero ativo, ao abrigo de rochas geradoras de idade Cenomaniana-Turoniana da Formação Canje, equivalente ao prolífico gerador La Luna, presente na Colômbia e na Venezuela.

Sobre a ocorrência de rochas geradoras na Bacia da Guiana, em 2003, o Ocean Drilling Project Leg 207 perfurou o Plateau Demerara, no Suriname, e encontrou folhelhos escuros da Formação Canje de idade Cenomaniana-Turoniana, muito orgânico e rico, depositado em condições anóxicas.

O bloco de Stabroek descobridor do Poço de Liza foi contratado em 1999 entre a ExxonMobil e a Shell com o governo da Guiana, em uma área de 26.800 km². Em meados de 2014, a Shell retirou-se, fato que levou a Exxon a realizar um processo de busca de novos parceiros. Reteve 45% de participação e a operação e incluiu como sócios a Amerada Hess (30%) e a CNOOC Nexen (25%). Segundo o artigo publicado na revista World Oil, em 01/08/2024, sob o título “How ExxonMobil´s drilling risks offshore Guyana reaped $1 Trillion in rewards”, de autoria de Kevin Crowley, da Bloomberg, a motivação pela saída da Shell se deveu a uma revisão mais ampla da empresa sobre o seu portfólio de fronteiras exploratórias.

Desde 1999, passaram-se 15 anos, que incluiu um período de suspensão das atividades exploratórias por questões de litígio de fronteira marítima entre a Guiana e o Suriname, entre 2000 e 2007. Além do caráter de fronteira exploratória, dada a ausência de prospectos estruturais e os desafios para a identificação e caracterização dos prospectos estratigráficos, que exigiram estudos detalhados. O levantamento sísmico 3D em 2008, as inspirações acertadas em analogias com a contraparte da Costa Africana e as avaliações corporativas para a decisão da perfuração do poço de Liza-1, em março de 2015, levaram à descoberta anunciada em maio de 2015.

O poço Liza-1 foi uma surpreendente descoberta em águas profundas, a 1.742m de profundidade de água e perfurado até 5.433m, a 200km da costa. Petróleo leve acumulado em reservatórios turbidíticos do Cretáceo Superior, de alta qualidade, multi Darcy, em termos de parâmetros de produção, considerada uma das maiores descobertas da última década. Estimativas iniciais apontavam para um volume recuperável entre 800 MMBOe e 1,4 BBOe (Ron Bitto - Guyana to become a major oil producer – World Oil 09/2019).

O mapa indica a posição da descoberta na Guyana, os FPSO já instalados e em processo de instalação até 2027.

Na sequência, prosseguiram as atividades exploratórias e de desenvolvimento da produção no bloco, de forma acelerada, quer para colocar o campo de Liza em produção, quer para ampliar as reservas e a produção das novas descobertas. Em 2019, a produção foi iniciada, o que é considerado um recorde de velocidade para colocar em produção um campo de águas ultra profundas, sobretudo porque não havia qualquer infraestrutura de apoio implantada no país e na região, até então.

Esse início de produção mudou completamente a situação econômica da Guiana, estimulada pela exploração do bloco Stabroek e da bacia.  A Energy Information Administration – EIA (EUA), com dado da Exxonmobil e Reuters, mostrou a expectativa de produção da bacia e do país no período 2019-2027, com a entrada em produção dos diversos campos.

Em 2020, a Guiana contava com nove blocos ativos, dos quais seis sob atividade exploratória. Depois da entrada em produção em 2019, mais duas descobertas também entraram em produção, em fevereiro de 2022 e novembro de 2023. A ExxonMobil elevou as estimativas de recursos recuperáveis do Bloco Stabroek para cerca de 11 bilhões de barris, segundo o Guyana Project Overview.  

Em março de 2024, havia registros de mais de 30 descobertas no offshore da Guiana, a maioria no Bloco Stabroek. A capacidade de produção com base em 4 FPSO já instalados pode chegar a mais de 900 mil barris/dia. No curto prazo, até 2027, mais dois FPSO serão contratados e, no longo prazo, para produzir as reservas de 11 bilhões de barris, mais quatro unidades já estão projetadas, totalizando 10 unidades de sistemas de produção e tornando a Guiana um dos grandes produtores de petróleo em futuro próximo, já com reservas provadas.

É importante observar que os poços exploratórios perfurados no Bloco Stabroek descobriram também outros prospectos, como o poço Hammerhead-1 (óleo em reservatórios do Mioceno) e o poço Ranger-1, com óleo em reservatórios carbonáticos.

O Suriname também tem atraído o interesse da indústria, tem elevado potencial exploratório e vem registrando descobertas importantes.

A World Oil publicou artigo em 16/10/25 sob o título “Suriname´s deepwater success signals new phase of oil and gas development”, mencionando as múltiplas descobertas em águas profundas no offshore do país, cujos volumes de recursos recuperáveis estão estimados em 2,4 bilhões de boed e 12,5 TCF de gás natural, incluindo as descobertas de Maka, Sapakara e Krabdagu, entre outras. O Projeto Gran Morgu, operado pela TotalEnergies, com reservas estimadas em 750 MMboe, em fase de desenvolvimento, é esperado para entrar em produção em 2028, o que permitirá o país alcançar a produção de 200 mil barris/dia até o final da década.

A Margem Equatorial brasileira (MEB)

A Margem Equatorial Brasileira (MEB) compreende as bacias da Foz do Amazonas, do Pará-Maranhão, de Barreirinhas, do Ceará e Potiguar, uma fronteira exploratória de águas profundas e ultraprofundas que se estende pela Região Norte e parte do Nordeste brasileiro. O seu potencial petrolífero soa promissor, tomando-se em consideração os resultados obtidos desde 2015 na outrora fronteira exploratória da Bacia da Guiana, bacia sedimentar que compreende as áreas marítimas da Guyana, do Suriname e da Guiana Francesa.

A atenção exploratória pela Margem Equatorial Brasileira teve diferentes momentos ao longo da história, tendo sido objeto de interesse, tal qual a Bacia da Foz do Amazonas, mais especificamente o Cone do Amazonas, pela similaridade estrutural com o Delta do Níger (Nigéria), das feições anticlinais de crescimento com rollovers associados a processos de falhas de crescimento.

Estes aspectos levaram à perfuração de poços exploratórios, entre estes um dos primeiros poços de águas profundas no Brasil, em 1981, o poço 1-APS-51A. Perfurado pela Esso, durante a fase de contratos de risco, em profundidade d’água de 427 metros, o poço resultou em uma descoberta subcomercial de gás. Há várias descobertas com produção, em águas rasas, notadamente nas bacias do Ceará e Potiguar.

As bacias da MEB, pelas semelhanças ou analogias com as bacias da Guiana – só o campo Liza tem volumes recuperáveis estimados em 11 bilhões de barris - 75% das reservas totais do Brasil – e do Suriname, com recursos recuperáveis descobertos estimados em 2,4 bilhões de boe apresentam, a nosso ver, elevado potencial petrolífero.

Infográfico publicado no artigo “Assessing the geochemical correlation between petroleun source rocks in the Braziian Equatorial margin basins and global oceanic anoxic events”, de autoria de Silvia, Ediane B, Severiano Ribeiro H.P., de Souza, Eliane S, no volume 172, fevereiro de 2025, da Marine and Petroleum Geology

O infográfico incluído neste artigo sobre o Mapa Paleográfico do Cretáceo sumariza a conclusão do artigo sobre os Eventos Anóxicos Oceânicos (OAEs) do Cretáceo que influenciaram significativamente o ciclo global do carbono e levaram à deposição generalizada de sedimentos ricos em matéria orgânica.

Nas bacias da Margem Equatorial Brasileira, a correlação das rochas geradoras com os OAEs-1b, OAE-1d e OAE-2 destaca como esses eventos moldaram os processos sedimentares. A documentação detalhada desses OAEs na Bacia da Guiana e no Plateau Demerara, Suriname, fornece uma base sólida para a compreensão das condições anóxicas na MEB.

Bacia da Foz do Amazonas é a mais próxima da Guiana e Suriname, com uma área em torno de 283 mil km²  no litoral dos estados do Amapá e Pará. A descoberta de Zaeudyus, em arenitos do Cenomaniano/Turoniano, na Guiana Francesa, foi a mais próxima descoberta da Bacia da Foz do Amazonas. Já foram perfurados quase 100 poços na Bacia da Foz do Amazonas, praticamente todos em água mais rasa, exceto o poço 1-APS-51A, em água profundas, descobridor de gás não comercial. A maioria dos poços perfurados, apesar de não revelar descobertas comerciais, apresenta indícios.

A Bacia do Pará-Maranhão, com uma área de 48 mil km² - sendo a maior parte com profundidade de água de até 400 metros e apenas 14 mil km² de águas entre 400 e 3.000 m - teve perfurados 33 poços em águas rasas, que resultaram em vários indícios nos carbonatos e em reservatórios turbidíticos, principalmente na costa do Pará. Em águas profundas e ultraprofundas não houve perfuração até o momento.

Bacia de Barreirinhas tem entre 40 e 46 mil km² distribuídos entre a parte terrestre e a parte marítima, tendo a parte marítima em torno de 10 mil km² com até 3.000 m de profundidade de água, toda ela localizada na costa do Estado do Maranhão, separada da parte terrestre pelo arco Ferrer-Urbano Santos ao Sul e pelo alto de Tutoia Leste e possuindo basicamente rochas do período Cretáceo. Vários poços já foram perfurados na parte terrestre – o último poço foi perfurado em 1987 – que resultaram até em descobertas de pequenas acumulações de óleo e gás, com pequenas reservas ou quase insignificante. Na parte  marítima  foram perfurados alguns poços.

Bacia do Ceará offshore tem uma área superior a 50 mil km² submersa e caracterizada por quatro sub-bacias: Piauí-Camocim, Acaraú, Icaraí e Mundaú. Existem alguns campos de águas rasas produzindo há bastante tempo como os ativos de Curimã, Espada, Atum e Xaréu. Na bacia, limitada ao Sul pela Bacia Potiguar offshore e ao Norte pela Bacia de Barreirinhas, foi confirmada a presença de hidrocarbonetos com bons indícios na área de Pecém, no poço 1-CES-158, em profundidade de água de cerca de 2.000 m, o que já considerado águas ultraprofundas, próxima a Bacia Potiguar.

A Bacia Potiguar offshore já tem mais de 240 poços perfurados, a maioria em águas rasas. Tem produção em águas de até 50m de profundidade nos campos de Ubarana, Pescada e Agulha. A parte offshore da bacia tem mais de 190 mil km² e fica encaixada entre a Bacia do Ceará, separada pelo alto de Fortaleza, e a Bacia Paraíba-Pernambuco, separada pelo alto de Touros. Em 2024, foram emitidas duas Declarações de Descoberta (Anhangá e Pitu Oeste), em águas ultraprofundas (mais de 2.000m de profundidade de água), com avaliação de comercialidade a ser realizada.

Conclusões e Considerações

As descobertas de óleo e gás na Bacia da Guiana certamente aportam mais informações, analogias, inspirações e esperanças para possíveis descobertas de hidrocarbonetos nas bacias da Margem Equatorial Brasileira, visto que o conjunto de águas profundas e ultraprofundas de todas as bacias têm uma imensa área para exploração, já com algumas descobertas em águas ultraprofundas das Bacias do Ceará e Potiguar.

Não obstante, as analogias são muito importantes para impulsionar o interesse exploratório, mas uma imensa bacia, em termos de área, com vários compartimentos, como a Margem Equatorial Brasileira, deverá apresentar os desafios de uma margem transformante, que exigirá a busca dos prospectos próprios de cada compartimento, sejam eles  estratigráficos, dominantes no caso da Bacia da Guiana e sua contraparte africana, mas os estruturais, combinados, pálio geomórficos, também deverão estar na pauta das empresas exploradoras para consolidá-la como uma nova província petrolífera do Brasil.

A intensificação do esforço exploratório em águas profundas e ultraprofundas nas bacias da Margem Equatorial Brasileira configura-se num importante caminho com potencial para a reposição das reservas do país, para garantir a produção, atendendo ao consumo interno e contribuindo para a pauta de exportação do petróleo excedente.

Para fomentar a campanha exploratória é desejável incrementar os incentivos para a indústria, em face dos riscos e incertezas inerentes ao atual estágio de fronteira exploratória, no contexto das águas profundas e ultraprofundas. Isso demandaria maiores investimentos e maiores exposições ao capital de risco.

 

João Figueira é geólogo e geofísico, foi gerente da Petrobras em vários países, incluindo Venezuela, Angola, Estados Unidos, Peru e México, entre outros. Atualmente é consultor de petróleo e gás.
Bruno Leonel é geólogo e geofísico, trabalhou na Starfish-Sonangol, OGG Petróleo e atualmente é gerente do campo de óleo de Tigre, da Petroil Óleo e Gás.