Bacia de Santos

Localizada na porção sul da margem continental (brasileira, a Bacia de Santos abrange uma área de aproximadamente  em lâminas d'água de até , que inclui desde o litoral sul do estado do Rio de Janeiro até o norte do estado de Santa Catarina. Geologicamente, é definida como uma grande depressão, limitada ao norte pelo Alto do Cabo Frio e ao sul pelo Alto de Florianópolis, e constitui-se na mais extensa dentre as bacias costeiras do Brasil. 

 

É considerada uma das áreas de exploração e produção mais promissoras do Brasil, devido às descobertas realizadas em sua seção pré-sal nos últimos anos, que poderão levar a região ao ranking das dez maiores reservas de petróleo do mundo, segundo publicações internacionais especializadas no setor. A participação em ativos nessa região é um marco na trajetória do setor de exploração da QGEP.

Por apresentar elementos favoráveis à formação de reservatórios carbonáticos– biolititos, a Bacia de Santos apresenta reservatórios com excelentes características de porosidade e permeabilidade. Estas peculiaridades, aliadas aos excelentes geradores e do selo eficiente da camada de sal, resultam no acúmulo de grande quantidade de óleo de ótima qualidade, propiciando uma alta taxa de sucesso na exploração desta área. Os dados divulgados correspondem a mais de  descobertos nessa bacia.

As primeiras pesquisas com dados sísmicos, realizadas na área, ocorreram no final da década de 1960 e o primeiro poço foi perfurado em 1970. O final da década de 1970 foi caracterizado por um pico na atividade exploratória, incluindo a perfuração de diversos poços por empresas, trabalhando em contratos de risco. A primeira acumulação de hidrocarbonetos, na Bacia de Santos, foi descoberta no campo de gás de Merluza, em 1979. Subsequentemente, 6 outros campos de petróleo e gás natural foram descobertos pela Petrobras até 1994 (Tubarão, Coral, Estrela do Mar, Caravela, Caravela Sul e 1-BSS-69). O final da década de 1980 e início da década de 1990 foram caracterizados por um aumento na perfuração exploratória, como resultado de descobertas de hidrocarbonetos. Em dezembro de 2007, 190 poços exploratórios haviam sido perfurados, sendo 100 deles pela Petrobras.

A partir de 2007, após cerca de 30 anos de exploração, a Bacia de Santos começou a se destacar no cenário nacional e internacional com os diversos anúncios, feitos pela Petrobras, de descobertas relevantes de campos de óleo e gás natural em águas ultraprofundas. A principal descoberta foi a de Tupi, no Bloco BM-S-11, em novembro de 2007, com reservas estimadas de  a  de óleo leve. No final de 2010, a Petrobras anunciou a comercialidade de Tupi, que passou a ser denominado Campo de Lula. Atualmente, o Campo de Lula já produz mais de 200 kboe/dia. Outras descobertas relevantes na Bacia de Santos incluem os Campos de Cernambi e Sapinhoá (Guará) e as descobertas de Libra, Franco, Carcará, Carioca, Júpiter, entre outras. Estima-se que os volumes recuperáveis dessas áreas possam ultrapassar  

 

Bloco BM-S-8

A QGEP adquiriu 10% da concessão do BM-S-8, por meio de operação de farm-in, em julho de 2011, pelo valor de US$175 milhões. Os objetivos exploratórios deste bloco são os carbonatos microbiais e as coquinas do pré-sal. Antes da aquisição, já havia sido realizada a descoberta de Bem-Te-Vi, que resultou no Plano de Avaliação de Descoberta (PAD), aprovado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural Biocombustíveis – ANP, em execução na área. Após a entrada da QGEP no bloco, o consórcio perfurou o poço de Biguá, onde também foi notificada uma descoberta, tendo apresentado intervalos saturados de petróleo no pré-sal.

No final de 2011, foi iniciada a perfuração do poço que deu origem à descoberta de Carcará, tendo o consórcio anunciado, em março de 2012, uma descoberta de óleo de alta qualidade em reservatórios do pré-sal. O poço atingiu a profundidade final de

Em julho de 2015, o Consórcio concluiu a perfuração do poço de extensão Carcará Norte, com profundidade final de , utilizando a sonda ODN II, equipada com Managed Pressure Drilling (MPD). Este poço foi perfurado a de distância do poço pioneiro. Carcará Norte confirmou o potencial da descoberta de óleo leve, com 31° API. O poço estabeleceu a extensão norte desta descoberta de óleo em reservatórios carbonáticos de excelente qualidade, que estão localizados logo abaixo da camada de sal, a uma profundidade de . Também encontrou uma expressiva coluna de óleo de aproximadamente em reservatórios contínuos e conectados. 

Após a perfuração do Carcará Norte, a sonda ODN II foi realocada para o poço de extensão, denominado Carcará Noroeste. O poço Carcará Noroeste está localizado a 5 km do poço pioneiro e sua perfuração foi concluído em setembro de 2015, atingindo uma profundidade final de 6.405 m. Adicionalmente, como nos poços anteriores, o Carcará Noroeste não identificou o contato óleo/água. Considerando os dados disponíveis das três perfurações já realizadas, a coluna de óleo da acumulação é de pelo menos 530 m.  

Os testes realizados em 2015 no poço de Carcará Norte confirmaram que o óleo é da mesma acumulação identificada pelo poço descobridor. O óleo apresenta API de 31o e ausência de contaminantes. Os dados obtidos com a avaliação confirmaram a expectativa de elevada produtividade dos reservatórios dessa área. As vazões iniciais de produção estimadas por poço são, no mínimo, equivalentes aos melhores poços em produção na Bacia de Santos. Essa avaliação permitiu a definição das características dos reservatórios, dos fluidos e da capacidade de produção, provendo ao consórcio informações fundamentais para a continuidade das operações no Bloco BM-S-8, incluindo o planejamento da infraestrutura de produção dessa descoberta. 

Os próximos compromissos no BM-S-8 serão a realização de testes em Carcará Noroeste e a perfuração do prospecto de Guanxuma, ambos planejados para o final de 2017. Guanxuma é um prospecto do pré-sal, localizado 30 km a sudoeste de Carcará. O final do Plano de Avaliação de Descoberta (PAD) de Carcará será em março de 2018, data limite para a declaração de comercialidade.

 

Bloco BS-4

Com a operação de farm in, realizada em 2011, a QGEP adquiriu por US$157,5 milhões os direitos de concessão de 30% do Bloco BS-4, que engloba os campos de pós-sal de Atlanta e Oliva, e em que atua como operadora. Estes campos estão na fase de desenvolvimento. Para mais informações, clique aqui.

Há um prospecto exploratório, Piapara, identificado no pré-sal desse bloco, abaixo do Campo de Atlanta, após as análises dos dados sísmicos 3D. O consórcio continua avaliando a melhor ocasião para a exploração do mesmo. 

Última atualização em 2017-01-24T17:12:17

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