Por que o futuro do pré-sal brasileiro é incerto

A devolução de mais um bloco de exploração de partilha de produção à Agência Nacional de Petróleo e Biocombustíveis (ANP) reflete a falta de confiança no que resta do potencial do pré-sal do país.

A partilha de produção é o regime regulatório de contratação das áreas consideradas estratégicas para o país. Localizadas principalmente no chamado polígono do pré-sal nas bacias de Santos e Campos, na costa sudeste do Brasil.

Dos blocos de partilha de produção leiloados desde a primeira rodada de licitações, em 2013, cinco foram devolvidos: Peroba em 2021, seguido por Saturno e Dois Irmãos em 2023, Três Marias no início deste ano e Alto de Cabo Frio Oeste na semana passada.

Atualmente, cinco ativos estão em oferta através do sistema de oferta permanente da ANP: Ágata, Cruzeiro do Sul, Esmeralda, Jade e Turmalina. Outros 10 aguardam diretrizes ambientais para serem incluídos no programa: Amazonita, Ametista, Citrino, Itaimbezinho, Jaspe, Larimar, Mogno, Ônix, Safira Leste e Safira Oeste.

Bloco/campo	Bacia	Operador	Status
Ágata	Santos	-	Em oferta
Água Marinha	Campos	Petrobrás	Contratado
Alto de Cabo Frio Oeste	Santos	Concha	Devolvido
Amazonita	Santos	-	Em estudo
Ametista	Santos	-	Em oferta
Arão	Santos	Petrobrás	Contratado
Atapu	Santos	Petrobrás	Em produção
Bumerangue	Santos	bp	Contratado
Búzios	Santos	Petrobrás	Em produção
Citrino	Campos	-	Em estudo
Cruzeiro do Sul	Santos	-	Em oferta
Dois Irmãos	Campos	Petrobrás	Devolvido
Entorno de Sapinhoá	Santos	Petrobrás	Em produção
Esmeralda	Santos	-	Em oferta
Itaimbezinho	Campos	-	Em estudo
Itapu	Santos	Petrobrás	Em produção
Jade	Santos	-	Em oferta
Jaspe	Campos	-	Em estudo
Larimar	Campos	-	Em estudo
Mero (Libra)	Santos	Petrobrás	Em produção
Mogno	Santos	-	Em estudo
Norte da Brava	Campos	Petrobrás	Contratado
Norte de Carcará	Santos	Equinor	Contratado
Ônix	Campos	-	Em estudo
Pau-Brasil	Santos	bp	Contratado
Peroba	Santos	Petrobrás	Devolvido
Safira Leste	Santos	-	Em estudo
Safira Oeste	Santos	-	Em estudo
Saturno	Santos	Concha	Devolvido
Sépia	Santos	Petrobrás	Em produção
Sudoeste de Sagitário	Santos	Concha	Contratado
Sudoeste de Tartaruga Verde	Campos	Petrobrás	Contratado
Sul de Gato do Mato	Santos	Concha	Contratado
Titã	Campos	ExxonMobil	Contratado
Três Marias	Santos	Petrobrás	Devolvido
Turmalina	Campos	-	Em oferta
Uirapuru	Santos	ExxonMobil	Contratado

Fonte: BNamericas

Na última rodada de licitações de partilha de produção, realizada pela ANP em dezembro passado, apenas um dos seis blocos ofertados foi arrematado – Tupinambá pela BP.

Glauce Santos, analista sênior de pesquisa para as Américas da Wood Mackenzie, afirmou que todos os blocos do pré-sal em oferta ou estudo apresentam riscos moderados a elevados relacionados à qualidade do reservatório, à eficácia da vedação ou mesmo à maturidade e presença da rocha geradora.

“Devido aos riscos mencionados, principalmente nas áreas fora da [zona] do alto externo, onde estão as principais descobertas do pré-sal, não vemos potencial para uma grande descoberta de hidrocarbonetos no depósito do pré-sal”, disse a analista à BNamericas.

Santos destacou que o bloco Pau-Brasil, onde a BP está perfurando atualmente, apresenta um risco relacionado ao teor de CO₂, que pode ser elevado na área.

“O resultado desse poço será importante para diminuir os riscos no bloco Ágata, atualmente em oferta, o que pode impactar o interesse na área”, afirmou.

Enquanto isso, a Petrobras está comprovando o potencial do bloco Aram, na Bacia de Santos, para conter hidrocarbonetos, mas há incerteza quanto à sua comercialidade, segundo Santos.

Aram e Alto de Cabo Frio Central são as únicas descobertas comerciais anunciadas desde 2019.

“Acreditamos que Aram pode ser uma das últimas grandes descobertas neste jogo, contendo potencialmente cerca de 1,3 bilhão de recursos recuperáveis”, segundo a analista da WoodMac.

“O bloco Água Marinha, em Campos, também é candidato à descoberta de petróleo e gás, com menos risco que o Aram, mas com volumes menores.”

Pedro Zalán, geólogo, fundador e consultor da ZAG Consultoria em Exploração de Petróleo, acredita que ainda existem oportunidades de descoberta comercial no pré-sal brasileiro.

“Ainda há oportunidades na partilha de produção. O potencial da partilha de produção não está esgotado, mas as melhores partes já foram tomadas”, destacou.

Zalán disse que o Água Marinha tem a maior chance de uma descoberta significativa, dada a proximidade com descobertas já feitas no pré-sal e com ativos em produção, como os campos de Marlim.

Ele também vê potencial no Norte de Brava, operado pela Petrobras, e em Tupinambá (BP). Neste último bloco, o geólogo mapeou uma estrutura de 700 km² ainda fechada e não perfurada.

Zalán considera Ametista e Jade os melhores blocos em oferta.

“Ametista tem uma estrutura fechada bastante grande, e uma rocha reservatório carbonática do albiano, muito semelhante à descoberta de Ranger da ExxonMobil na Guiana”, avaliou.

No caso de Jade, apesar de estar localizado ao sul do bloco Alto de Cabo Frio Oeste, também fica próximo ao Alto de Cabo Frio Central, onde a Petrobras fez uma descoberta.

Como extensão da descoberta de Júpiter, Cruzeiro do Sul provavelmente deterá reservas de petróleo e gás, mas com alto teor de CO₂.

“Ágata está em uma situação geológica semelhante aos blocos que já foram perfurados sem sucesso e que foram devolvidos. E Esmeralda apresenta um risco muito alto, sem muito potencial”, acrescentou Zalán.

Quanto aos blocos em estudo, Zalán afirma que os melhores são Safira Leste e Oeste, que estão no meio do trending de óleo do pré-sal, com estruturas muito boas.

“Eles poderiam formar clusters de pequenas ou médias descobertas”, explicou o geólogo.

PRÓXIMAS CAMPANHAS DE EXPLORAÇÃO

A BP planeja iniciar uma nova campanha exploratória na costa brasileira em 2025. O trabalho será realizados no bloco Bumerangue, no pré-sal da bacia de Santos.

Enquanto isso, a Petrobras pretende cumprir o compromisso de exploração perfurarando um poço em cada bloco que opera sob o regime de partilha de produção, “dentro prazo do período exploratório dos contratos”, informou a estatal à BNamericas por meio de sua assessoria de imprensa.

A ExxonMobil, que no final de 2022 solicitou mais tempo para explorar o bloco Titã, também informou por meio de sua assessoria que o programa inicial de perfuração exploratória de todos os blocos do seu portfólio brasileiro já está concluído.

“A companhia continua a trabalhar com os parceiros, analisando os dados adquiridos do extenso programa de perfuração e avaliando o potencial para futuras atividades de exploração nesses blocos”, declarou a empresa americana.