A estratégia das empresas de ir cada vez mais fundo na exploração de petróleo pode levar o governo a ampliar o mapa do pré-sal. Em perfuração recorde no País, a Repsol está explorando um poço com objetivo de atingir 7,5 mil metros de profundidade, numa área que ainda não é considerada pré-sal pela União, mas sim pela empresa espanhola e por especialistas do setor.
Paralelamente, Shell, Anadarko e Petrobras fazem descobertas sob a camada de sal longe de Tupi, localizado na chamada picanha azul, na Bacia de Santos – onde todos os blocos já explorados apresentaram indícios de hidrocarbonetos.
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A Repsol aposta na existência de petróleo abaixo de uma camada de sal que, segundo uma fonte do setor, pode superar 3 mil metros de espessura no bloco ES-T-737, localizado entre as bacias de Campos e Espírito Santo. Detalhe: em Tupi e na maioria das áreas já conhecidas do pré-sal, a camada de sal possui em média dois mil metros.
Antes de alcançar a espessa camada, a sonda Stena Drill Max, que está perfurando o bloco do Espírito Santo, percorreu uma lâmina dágua de 2.160 metros e atravessou um trecho de quase dois quilômetros de sedimentos e rochas marinhas na camada do pós-sal.
A Repsol começou a perfurar o bloco em fevereiro, mas, com problemas mecânicos (natural para tamanha profundidade), teve de interromper a atividade e reiniciá-la em outro poço. O objetivo deve ser atingido até agosto.
O ES-T-737 fica entre as bacias de Campos e Espírito Santo, a cerca de 87 quilômetros ao nordeste de Jubarte, campo com reservas abaixo da camada de sal localizado ao Sul do Espírito Santo, próximo ao limite do que atualmente é considerado pré-sal.
O secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia (MME), Marco Antônio Martins Almeida, admitiu ao iG que um resultado positivo da Repsol no bloco ES-M-737 pode fazer o governo mudar o mapa do pré-sal. O polígono do pré-sal - a área sob concessão considerada até então como tal - vai do Norte de Santa Catarina ao Sul do Espírito Santo.
Se ocorrerem, as mudanças no mapa do pré-sal não vão interferir no direito de exploração e produção das áreas já licitadas, como o bloco da Repsol, mas podem ser consideradas pelo governo na hora de definir os futuros leilões de petróleo.
O projeto de lei que prevê o regime de partilha não mapeia os blocos que serão regidos pelo novo modelo. O governo vai escolher áreas de elevado potencial no pré-sal e consideradas estratégicas para os leilões de partilha, pelo qual a Petrobras será operadora única e as empresas privadas poderão entrar como sócias, vão concentrar as melhores áreas do País.
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O bloco da Repsol está próximo a uma área onde a Petrobras já descobriu petróleo, o que alimenta as chances de a companhia ser bem-sucedida na empreitada de perfurar um poço de 7,5 mil metros. A descoberta da Petrobras naquela região, no bloco ES-M-590, foi comunicada à Agência Nacional do Petróleo (ANP) em abril do ano passado.
A profundidade do poço chegou a 6.375 mil metros no bloco, que também tem "jeito de pré-sal", conforme define um especialista.
Bahia, Sergipe e Amazônia
Ainda mais longe dos limites do polígono do pré-sal, a Petrobras também estaria tentando encontrar petróleo abaixo do sal na Bahia e no Sergipe. Procuradas, porém, Repsol e Petrobras não confirmam as informações. Na bacia do Jequitinhonha, a estatal perfurou o BM-J-3.
Em Sergipe, a formação sedimentar do campo produtor de Carmópolis leva geólogos à conclusão de que áreas adjacentes também podem guardar reservatórios de petróleo abaixo do sal, tal como a área que já produz.
A Petrobras, segundo dados ANP, está perfurando o bloco SEAL-100, naquela bacia, com objetivo de alcançar uma profundidade de 3.462 mil metros. A espessura da camada de sal varia de região para região. Se em Tupi possui 2 mil metros e no bloco da Repsol pode passar de 3 mil, em Jubarte (ES) não chega a 800 metros.
Ao lançar sua própria empresa, no fim do ano passado, o geólogo Márcio Mello, um dos maiores especialistas em pré-sal, apontou a existência de pré-sal na Bacia de Solimões, na Amazônia. A HRT Oil and Gas explora blocos na região.
O polígono do pré-sal foi desenhado com base em estudos geológicos, descobertas e sísmicas (uma espécie de ultrasonografia do subsolo) que mostram maior probalidade de existência de óleo sob a camada pré-sal nesta região em relação às outras espalhadas pelo País.
Para especialistas ouvidos pelo iG, um detalhe esquecido pode explicar a ocorrência de sal fora do traçado: a idade das rochas. "De Santa Catarina até a bacia de Sergipe e Alagoas, o tempo de deposição sedimentar é o mesmo, da ordem de 125 milhões de anos", conta um executivo do setor.
Outro executivo, que já foi diretor da ANP, lembra que as novas tecnologias experimentadas pela indústria petrolífera nesta década, além dos elevados preços do petróleo, estimularam as empresas a perfurar cada vez mais fundo - e consequentemente encontrar petróleo em novas regiões. Sísmicas em terceira dimensão, materiais mais resistentes, brocas maiores nas sondas fazem a diferença das atividades exploratórias.
43 em 71 perfurações miram profundidade de 4 mil metros
A mudança é radical: até o começo da década de 90, a Petrobras, então monopolista do setor, mal atingia profundidade de 500 metros em atividades exploratórias. Em julho deste ano, 43 perfurações de poços comunicados à ANP - num universo de 71 registros em poços marítimos - buscam objetivos superiores a 4 mil metros de extensão. Muitas destas perfurações miram o pré-sal, mas nem todas.
A OGX, empresa de petróleo de Eike Batista, perfura o C-M-620, entre as bacias de Campos e Santos, com previsão de alcançar 4.125 metros. O bloco se localiza em região que pode abrigar óleo abaixo do sal. A empresa está perfurando outros blocos com objetivos que também podem ar pré-sal.
A americana Devon, que está tentando vender seus ativos para a BP (segundo fontes ouvidas pelo iG, o processo foi postergado por causa do vazamento no Golfo do México; a Devon nega), comunicou à reguladora previsão de atingir 5.399 metros no BM-C-8, no campo de Polvo, na Bacia de Campos.
Mas a empresa explica que o tamanho do poço não tem relação com pré-sal, mas sim com a maneira de perfurar a região. Em vez de poços verticais, são realizado poços horizontais, para aumentar a produtividade do campo. Adotada por outras empresas, a prática engrossa a lista de poços aparentemente profundos.
Não é o caso da companhia americana Anadarko, que explora o BM-C-101 a profundidades da ordem de 5 mil a 6 mil metros e já realizou ali, ao norte da bacia de Campos, algumas descobertas no pré-sal que resultaram no chamado projeto Wahoo.
Na mesma região, a Shell também comunicou à reguladora a descoberta de óleo no pré-sal, em bloco que originou parte do Parque das Conchas, onde a empresa já produz óleo, mas acima da camada de sal.
O poço continua em avaliação para estimar volumes. Localizado em frente ao litoral capixaba, e está entre o complexo petrolífero Parque das Conchas, onde a Petrobras já produz petróleo do pré-sal (no campo de Jubarte), e as descobertas do projeto Wahoo.
Também na Bacia de Campos, bem longe de Tupi, a Petrobras vem realizando sucessivas descobertas de petróleo sob os maiores campos produtores de petróleo do País.
E todas no pré-sal. A empresa comunicou nos últimos meses descobertas deste tipo nos campos de Marlim Leste, Caratinga, Albacora Leste e Barracuda. Trata-se de uma bacia abaixo de outra bacia, como já informaram algumas vezes executivos da estatal.
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