É comparável ao Pré-sal do Sul do Brasil?
Autor: Renato Darros de Matos (renato@guariniconsulting.com)
1- As descobertas em águas ultraprofundas nas Guianas
Na última década houve descobertas significativas de petróleo na Guiana Britânica, Suriname (Guiana Holandesa) e na Guiana Francesa. A primeira descoberta significativa ocorreu na Guiana Francesa em 2011, com a descoberta do campo de Zaedyus. O poço descobridor de 5.711 m, em uma lâmina d´água de 2.048 m, apresentou uma espessura com óleo de 85 metros. Todavia, o segundo poço perfurado em 2012 não confirmou as expectativas iniciais e não se mostrou comercial.
O potencial exploratório em águas profundas na Guiana Britânica foi confirmado com a descoberta do campo de Liza no bloco Stabroek (Figura 1). Trata-se de reservatórios clásticos do Cretáceo Superior, depositados como leques turbidíticos de águas profundas. Os recursos descobertos nesse bloco estão estimados em cerca de 9 bilhões de barris (boe), com 18 descobertas [1] (Tabela 1). Estão previstas pelo menos 5 FPSOs para escoar a produção, prevista para atingir cerca de 750.000 bpd em 2026. A profundidade média desses campos é de cerca de 5500 m em lâmina d´água de cerca de 1800 metros. O campo de Liza está situado a cerca de 190 km de Georgetown.
Tabela 1: Principais descobertas no bloco Stabroek [1].
A extensão do play “deep-water Guyana” em águas profundas do Suriname, foi comprovada com a descoberta do poço Maka Central-1, perfurado pela Guyana Apache e Total. A descoberta, em lâmina d´água de 1000 m, encontrou reservatórios clásticos do Campaniano (50 m) e Santoniano (73 m), com óleo de 400 e 600 API, respectivamente. Com uma estimativa inicial de cerca de 122 m de net-pay, o potencial do campo de Maka Central foi estimado em 300 milhões de barris recuperáveis [2]. A expectativa em maio de 2020 era de que, descobertas semelhantes à de Maka exigiriam um volume de recursos recuperáveis de no mínimo 210 milhões de barris (@ oil price US$ 56/bbl [3]). A economicidade desta área continua incerta em tempos pós-pandemia.
Figura 1: Seção N-S, com a representação dos principais plays do Suriname, de acordo com a Staatsolie [5]. Principais campos descobertos, leads e concessões nas Guianas.
2- O play “deep-water Guyana”
O play estratigráfico “deep-water Guyana” consiste de acumulações de óleo, gás e condensado em reservatórios turbidíticos e leques de mar baixo, estaqueados em múltiplos intervalos em canais associados a extensos canyons, selados por folhelhos hemipelágicos (Figura 2).
Figura 2. Imagem ilustrativa do play “deep-water Guyana” (representativo da porção Oeste do Suriname e Guiana Britânica).
Um estudo alternativo [4] sugere que os reservatórios turbidíticos de águas profundas das Guianas foram supridos através de canyons submarinos provenientes dos rios Demerara (~110 Ma) e, mais tarde, pelo rio Berbice (87 Ma), que drenava, à época, grande parte da região norte da América do Sul (Figura 3).
Quanto às rochas geradoras, além dos folhelhos lacustres Jurássicos e Cretácicos (Valangiano), dois importantes eventos anóxicos (OAE-1b e OAE-2) são responsáveis pela deposição de rochas geradoras marinhas em águas profundas, na transição Aptiano superior/Albiano inferior e no Cenomaniano/Turoniano (~90 Ma), respectivamente. O evento OAE-2 é representado pela Formação Canje, nas Guianas, e pela Formação La Luna, na Venezuela [4]. A Formação Canje apresenta TOCs de 7 a 30% nos folhelhos distais, e teria suprido os reservatórios turbidíticos pós-Campanianos, com destaque para a Formação New Amsterdam (Campaniano-Santoniano), principal reservatório no campo gigante de Liza. Estes reservatórios encontram-se a 3000 m de profundidade, net-pay médio de 90 metros, porosidades de 25% e permeabilidades de 3 Darcies. Ainda que a distribuição da Fm. Canje seja regional, a maior contribuição de geração para o play “deep-water Guyana” foi proveniente de uma área mais limitada das rochas geradoras associadas ao evento OAE-1b, (localmente encontrado no Albiano Inferior) e, subordinadamente, das rochas geradoras associadas ao evento OAE-2 (Cenomaniano /Turoniano) [4].
A área de rochas geradoras Aptianas maturas está concentrada na porção oeste do Plateau de Demerara em grande parte, sob o domínio e influência térmica de crosta oceânica. A sobrecarga sedimentar proveniente do Rio Amazonas no final do Mioceno e no Plioceno, parece ser responsável pelo sincronismo e o momento crítico deste Sistema Petrolífero. As correntes litorâneas foram as responsáveis pelo transporte de sedimentos em direção às Guianas, e assim, tal sobrecarga possibilitou que a matéria orgânica das rochas geradoras dos eventos OEA-1b e OEA-2 se transformassem em hidrocarbonetos (Figura 3).
Figura 3. Principais feições tectônicas e sedimentares da Margem Ocidental do Atlântico Equatorial. As setas amarelas ilustram a idade e a proveniência do aporte sedimentar, cujos rios cortaram e erodiram a plataforma durante os níveis de mar baixo, e inseriram os reservatórios clásticos em águas ultraprofundas. As estrelas vermelhas indicam uma possível trilha do hotspot de Sierra Leone, responsável pelas rochas magmáticas presentes na Foz do Amazonas e Pará-Maranhão. Ceará Rise-LIP: Large Igneous Province [7], [8], [9].
3- Exploração em águas ultraprofundas na margem Equatorial Ocidental: “De-Risking” ou
“Re-Risking” as bacias brasileiras vizinhas?
Contrastando com a intensa perfuração em águas profundas que ocorre nas bacias das Guianas, toda a Margem Equatorial Brasileira tem somente 17 poços exploratórios perfurados em lâmina d´água superior a 1500 metros. Destes, somente 3 deles nas bacias da Foz do Amazonas (FA) e Pará-Maranhão (PA-MA). Conforme apresentado nos Leilões da ANP [10], a potencial similaridade do play “deep-water Guyana” (em águas ultraprofundas nas Guianas), com os plays conhecidos e desejados nas bacias da FA e PA-MA, tem sido explorada por empresas e pesquisadores durante a última década. Todavia, o desafio para o licenciamento ambiental tem atrasado e postergado a exploração da Margem Equatorial. Recentemente, foram apresentadas algumas revisões sobre o potencial das águas ultraprofundas brasileiras no segmento oeste da Margem Equatorial [11], [12], [13]. Existem consistentes evidências sobre a presença de duas sequências de rochas geradoras: (i) folhelhos da fase rift do Aptiano superior, combinados com os folhelhos Albianos lacustres; (ii) Folhelhos do final do Albiano e os relacionados ao evento OAE-2 (Cenomaniano) [12]. Baseado em biomarcadores, foi reconhecida a presença generalizada de um sistema petrolífero do Albiano superior/Cenomaniano nas bacias da FA e PA-MA [12]. Foi também documentada a presença de rochas geradoras de idade Eoceno na FA, que podem caracterizar um sistema petrolífero único para esta bacia [12]. Da mesma maneira, foi interpretado que rochas geradoras de idade Cenomaniana-Turoniana ao evento OAE-2 estariam provendo óleo leve para os reservatórios turbidíticos do Cretáceo Superior e Cenozoico [11].
Um recente estudo sobre a margem Equatorial Brasileira concluiu que os recursos prospectivos recuperáveis riscados da Bacia do PA-MA são da ordem de 20-30 bilhões de barris recuperáveis [13]. Os autores também argumentam que não existem problemas ambientais significativos na Margem Equatorial que impeçam a atividade exploratória em águas profundas. É fato que a indústria de petróleo internacional reconhece o potencial exploratório das bacias da FA e PA-MA, e que diversas empresas de aquisição sísmica investiram na aquisição de dados 2D e 3D, na modalidade do tipo especulativo, o que denota a visão otimista para o potencial de águas profundas nesta região do planeta.
Por outro lado, importantes aspectos tectono-sedimentares devem ser considerados ao se avaliar os riscos exploratórios e similaridades entre as Guianas e o Brasil:
No Brasil, os levantamentos sísmicos 2D e 3D claramente indicam a presença de potenciais reservatórios turbidíticos, leques de mar baixo, e seus canais associados, dentro e fora de extensos canyons, e envoltos em folhelhos hemipelágicos. Ainda que não testados adequadamente nas bacias brasileiras, os riscos quanto a presença de rochas reservatórios e selantes para um play estratigráfico análogo ao das Guianas estão mitigados de maneira adequada;
Todavia, a presença de rochas geradoras adequadamente maturas e o sincronismo parecem ser os maiores riscos exploratórios;
Existem diferenças muito importantes entre as bacias brasileiras e as Guianas. As bacias da Guiana Britânica e Suriname exibem pacotes sedimentares relacionados à abertura do Atlântico Central, sobrepostos em uma crosta oceânica mais antiga conforme mostrado pelo limite crustal (COB, linha azul nas Figuras 2 e 3). O bloco Stabroek está diretamente conectado com o depocentro da região a Oeste do Plateau6 de Demerara, onde existe a presença confirmada de rochas geradoras do Jurássico e dos eventos anóxicos (OAE-1b e OAE-2). Todavia, é possível que o evento anóxico OAE-1b tenha contribuído de maneira mais efetiva para as descobertas no bloco Stabroek [4]. Os resultados, até agora não econômicos, na Guiana Francesa podem indicar uma perda na eficácia da anoxia desse gerador e rochas associadas em direção ao Brasil;
A crosta oceânica no bloco a Oeste do Plateau de Demerara é de idade Jurássica e está ligada geneticamente com o extremo sul da abertura do Atlântico Central. A bacia a Leste desse plateau tem crosta oceânica mais nova (Aptiana) e está geneticamente ligada à abertura do Atlântico Equatorial [15]. A linha serrilhada amarela da Figura 3, ilustra a posição fossilizada para a Zona de Espalhamento Oceânico de idade Albiana [16]. Observa-se que a largura desta crosta oceânica Aptiana, ou provável zona de transição, diminui, significativamente, em direção à Bacia do Pará-Maranhão. Isso implica que as rochas geradoras, equivalentes à principal rocha geradora do bloco Stabroek, foram profundamente soterradas depois da chegada dos sedimentos do Rio Amazonas. Os folhelhos lacustres da Formação Cassiporé estão potencialmente em estágios de metagênese [12]. Como a crosta oceânica na Bacia do PA-MA teria provavelmente uma idade Albiana a Cenomaniana [15], [16], da mesma idade das rochas geradoras associadas ao evento anóxico OAE-1b (Aptiana), a contribuição destas rochas geradoras pode estar completamente comprometida em águas ultraprofundas. A presença de um extensivo vulcanismo básico de 90 Ma (Turoniano/Coniaciano) em águas profundas das bacias da FA e PA-MA [9], pode estar relacionado com a passagem da pluma de Sierra Leone, debaixo da bacia da Foz do Amazonas [9] (Figura 3). Este evento magmático, relativamente síncrono com o evento anóxico OAE-2, representou, provavelmente, uma mudança no gradiente geotérmico destas bacias, além de um aumento na sobrecarga sedimentar. Este é um dos momentos críticos do sistema petrolífero destas duas bacias e necessita ser avaliado com bastante cuidado.
Quanto aos riscos econômicos de projetos em águas profundas e ultraprofundas para este segmento da Margem Equatorial, alguns pontos devem ser considerados:
Enquanto nas Guianas os campos em produção se situam a cerca de 200 km da costa, os potenciais prospectos das bacias da FA e PA-MA estão entre 400 e 500 km das principais capitais da região. Isto implica em maiores custos operacionais e podem impactar os projetos em termos de volume mínimo a ser descoberto. O regime hidrológico da Margem Equatorial representa um desafio para a perfuração;
Em termos de espessuras dos potenciais reservatórios, ainda que repetindo os valores do bloco Stabroek, os volumes mínimos economicamente viáveis podem demandar reservas isoladas de 300 milhões de barris recuperáveis. Considerando-se que as Fases 1 e 2 do desenvolvimento do Campo de Liza vão demandar perfurações de 57 poços (27 poços produtores), para atingir uma produção de 120 e 220 Mbo/d, respectivamente, a produtividade média por poço no bloco de Stabroek vai oscilar entre 11 e 15 Mbo/d. Mesmo considerando o Campo de Liza como uma das grandes descobertas mundiais da última década, as espessuras dos reservatórios, reservas e principalmente os fluxos de caixa esperados nos primeiros anos estão longe dos resultados concretos dos campos do Pré-Sal Brasileiro.
Reservatórios turbidíticos podem apresentar variações laterais significativas de fácies e representam um desafio extra para a otimização da drenagem destes reservatórios, além de demandar a perfuração de poços injetores de água e gás. A Petrobras tem uma longa história de aprendizagem de produção em reservatórios turbidíticos em águas profundas, além da experiência em operar ativos a grandes distâncias marítimas. Esta boa experiência não pode deixar de influenciar futuras decisões sobre investimentos neste segmento da Margem.
4- Observações Finais
Considerando-se as oportunidades tecnológicas que viabilizaram a exploração em águas ultraprofundas mundiais nos últimos 15 anos, é realmente preocupante que tenhamos somente três poços exploratórios perfurados nas bacias da FA e PA-MA em lâminas d´água maiores que 1500 metros. O potencial destas bacias continua desconhecido. Em 2020, a Total transferiu para a Petrobras sua participação em cinco blocos exploratórios da Bacia da Foz do Amazonas [17], depois de sete anos sem conseguir as licenças ambientais para a perfuração exploratória na bacia e, após aparente insucesso comercial nas vizinhas Guianas. Além da Petrobras, algumas empresas continuam avaliando oportunidades exploratórias na Margem Equatorial, como a BP, Shell, Exxon-Mobil, Wintershall, Brasoil, Enauta, Mitsui, Sinopec, Chariot e PetroRio. A ANP vem cumprindo seu papel de estimular o interesse da indústria de petróleo. Todavia, durante o período de transição energética, ora em curso, os investimentos em águas profundas e ultraprofundas serão ainda mais seletivos e competitivos a nível mundial, e o Brasil pode deixar de atrair investimentos de grandes empresas. Segundo a Mordon Intelligence [14], as maiores demandas para águas profundas no período 2021-2026 virão do Oriente Médio (Egito), Nigéria e Angola.
A busca por análogos das bacias das Guianas oferece uma visão potencialmente otimista quanto às possibilidades de sistemas petrolíferos similares nas bacias brasileiras, mas desafios geológicos e econômicos devem permear as análises de risco de oportunidades exploratórias (economicamente viáveis) na Margem Equatorial Ocidental. É louvável o esforço em sensibilizar a sociedade brasileira sobre o potencial das bacias da FA e PA-MA, mas uma dose de cautela é necessária para traduzir as expectativas da indústria de petróleo para a sociedade civil, que não conhece o jargão e muito menos a maneira mais adequada de quantificar riscos em E&P.
Referências
[2] https://www.ogj.com/exploration-development/discoveries/article/14074323/maka-central-discovery-offshore-suriname-extends-guyana-cretaceous-oil-play.
[4] NIBBELINK, K., BOYCE, D., NASSER, M., BOYCE, J., WEBSTER, R., CEDOZ, F. F. 2019. Hydrocarbon System and Major Tectonic Events of the Guyana Basin. AAPG Latin America & Caribbean Region Geosciences Technology Workshop: Recent Discoveries and Exploration and Development Opportunities in the Guiana Basin, Paramaribo, Suriname, 2019.
[5] NELSON, A. 2016. Staatsolie’s VISION 2030: the contributions of petroleum geology to Surinamese society. Netherlands Journal of Geosciences — Geologie en Mijnbouw |95 – 4 | 375–392. doi:10.1017/njg.2016.32.
[6] SANDWELL, D. T., MÜLLER, R. D., SMITH, W. H. F., GARCIA E., FRANCIS, R., 2014, New global marine gravity model from CryoSat-2 and Jason-1 reveals buried tectonic structure, Science, Vol. 346, no. 6205, pp. 65-67, doi: 10.1126/science.1258213.
[7] MÜLLER R.D., SETON, M., ZAHIROVIC, S., WILLIAMS, S.E., MATTHEWS, K.J., WRIGHT, N.M., SHEPHARD, G.E., MALONEY, K.T., BARNETT-MOORE, N., HOSSEINPOUR, M., BOWER, D.J., CANNON, J., 2016. Ocean basin evolution and global-scale plate reorganization events since Pangea breakup, Annual Review of Earth and Planetary Sciences, Vol 44, 107-138. DOI: 10.1146/annurev-earth-060115-012211.
[8] ARAÚJO, E. F. S., SILVA, C. G., REIS, A. T., PEROVANO, R., GORIINI, C., VENDEVILLE, B. C., ALBUQUERQUE, N. C. 2009. Movimentos de massa multiescala na Bacia da Foz do Amazonas – Margem Equatorial Brasileira. Revista Brasileira de Geofísica, 27 [3], 485-508.
[9] BASILE, C., GIRAULT, I., PAQUETTE, J-L., AGRANIER, A., LONCKE, L., HEURET, A., POETISI, E., 2020. The Jurassic magmatism of the Demerara Plateau [offshore French Guiana] as a remnant of the Sierra Leone hotspot during the Atlantic rifting. Scientific Reports: 10:7486 | https://doi.org/10.1038/s41598-020-64333-5.
[10] http://rodadas.anp.gov.br/arquivos/Seminarios_r11/tec_ambiental/ingles/ Foz_do_Amazonas_Basin.pdf. [2013].
[11] ZALAN, P. V., 2020. New Data on Foz do Amazonas and Pará-Maranhão Basins – Potential Replication of Guyana/Suriname Success. AAPG Virtural Research Symposium. Latin America & Caribbean Region: South Atlantic Basins Virtual Research Symposium: Offshore basins of Argentina, Brazil and Uruguay: the next exploration frontier, 3-4 December 2020. Expanded Abstract.
[12] MELLO, M. 2020. Equatorial Margin of Brazil: A giant Deep-Water Hydrocarbon Frontier of Exploration in the South Atlantic Realm? AAPG Virtural Research Symposium. Latin America & Caribbean Region: South Atlantic Basins Virtual Research Symposium: Offshore basins of Argentina, Brazil and Uruguay: the next exploration frontier, 3-4 December 2020. Expanded Abstract.
[13] BARROS FILHO, A. K. D., CARMONA, R. G., ZALAN, P. V. 2021. Um novo “Pré-Sal” no Arco Norte do Território Brasileiro? Nota Técnica sobre a Margem Equatorial Brasileira.
[14] https://www.mordorintelligence.com/industry-reports/deep-water-and-ultra-deep-water-exploration-production-ep-market. Deepwater and Ultra-Deepwater Exploration and Production market - growth, trends, covid-19 impact, and forecasts [2021 - 2026]. [2021].
[15] MATOS, R. M. D., NORTON, I., CASEY, K., KRUEGER, A. 2021. The fundamental role of the Borborema and Benin–Nigeria provinces of NE Brazil and NW Africa during the development of the South Atlantic Cretaceous Rift System. [in press- MPG]. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2020.104872.
[16] REUBER, K., PINDELL, J., HORN, B. 2016. Magma-rich segment of the Central Atlantic Ocean, and conjugate to the Bahamas hotspot. Interpretation 4[2]: T31-T45. DOI:10.1190/INT-2014-0246.1.