Bacia de Campos

Gabriel Bastos
ArielyLuparelli
Superintendência de Definição de Blocos

1. Gabriel Bastos
ArielyLuparelli
Superintendência de Definição de Blocos
Bacia de Campos

2. Localização
Infraestrutura e Condições Operacionais
Histórico Exploratório
Evolução Tectonoestratigráfica
Sistemas Petrolíferos
Plays
Área em Oferta
Considerações Finais
Roteiro

3. Localização
Infraestrutura e Condições Operacionais
Histórico Exploratório
Evolução Tectonoestratigráfica
Sistemas Petrolíferos
Plays
Área em Oferta
Considerações Finais
Roteiro

4. Setor SC-AR3
Bloco em Oferta R13
Polígono do Pré-sal
Localização
Bacia de Margem Passiva
Área ~ 100.000 km²
Limites: Alto de Vitória e Alto
de Cabo Frio
Maior produtora de petróleo
do Brasil

5. Setor SC-AR3
Bloco em Oferta R13
Polígono do Pré-sal
Localização
3 blocos em oferta
Setor SC-AR3
Área ~350 km²
Águas Rasas (75 a 120 m)
Campo em produção/desenvolvimento
BD
EO
TR
LI
PA

6. Oleoduto
Gasoduto
Terminal
UPGN
Capital
Polígono do Pré-Sal
Bloco Rodada 13
Refinaria
Porto
Infraestruturae
Condições Operacionais

7. Localização
Infraestrutura e Condições Operacionais
Histórico Exploratório
Evolução Tectonoestratigráfica
Sistemas Petrolíferos
Plays
Área em Oferta
Considerações Finais
Roteiro

8. 0
10
20
30
40
50
60
70
80
Poços exploratórios
ÁGUAS RASAS ÁGUAS PROFUNDAS ÁGUAS ULTRAPROFUNDAS
Histórico Exploratório

9. 0
10
20
30
40
50
60
70
80
Poços exploratórios
ÁGUAS RASAS ÁGUAS ULTRAPROFUNDAS
GAROUPA
Primeiro Campo
Descoberto (Garoupa)
ÁGUAS PROFUNDAS
Histórico Exploratório

10. 0
10
20
30
40
50
60
70
80
Poços exploratórios
ÁGUAS RASAS ÁGUAS PROFUNDAS ÁGUAS ULTRAPROFUNDAS
GAROUPA
ALBACORA
MARLIM
RONCADOR
Campos Gigantes de Águas
Profundas (Roncador e
Complexos de Marlime Albacora)
Primeiro Campo
Descoberto (Garoupa)
Histórico Exploratório

11. 0
10
20
30
40
50
60
70
80
Poços exploratórios
ÁGUAS RASAS ÁGUAS PROFUNDAS ÁGUAS ULTRAPROFUNDAS
GAROUPA
ALBACORA
MARLIM
JUBARTE
ANP, Quebra do Monopólio e
Descoberta do Pré Sal (Parque
das Baleias)
RONCADOR
Campos Gigantes de Águas
Profundas (Roncador e
Complexos de Marlime Albacora)
Primeiro Campo
Descoberto (Garoupa)
Histórico Exploratório

12. Dados de Produção
1.781.318
791.733
111.909
66.01456.44154.76346.81037.28323.10511.3616.403 454
0
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
1.400.000
1.600.000
1.800.000
2.000.000
Produção Total (
boe
/dia)
59,62%
26,50%
13,88%
Produção Total (%)
Campos
Santos
Demais Bacias
Abril/2015

13. 345
308
196
188
173
164
103
89
62585755
40
3533302726
1817
0
50
100
150
200
250
300
350
400
Produção de óleo (
Mbbl
/dia)
Abril/2015
Dados de Produção
Bacia de Campos
Demais Bacias

14. Dados Disponíveis
Setor SC-AR3
Linha 2D Pública
Bloco em Oferta R13
Polígono do Pré-sal
Campo em Produção
Levantamento
sísmico 2D público:
166.035 km

15. Levantamento
sísmico 2D exclusivo
e não exclusivo:
180.190 km
Dados Disponíveis
Setor SC-AR3
Linha 2D Confidencial
Bloco em Oferta R13
Polígono do Pré-sal
Campo em Produção

16. Dados Disponíveis
Levantamento Sísmico 3D
Público
Setor SC-AR3
Bloco em Oferta R13
Polígono do Pré-sal
Levantamento
sísmico 3D público:
76.538 km²
Campo em Produção

17. Dados Disponíveis
Levantamento Sísmico 3D
Exclusivo ou Não Exclusivo
Setor SC-AR3
Bloco em Oferta R13
Polígono do Pré-sal
Levantamento
sísmico 3D exclusiva
e não exclusiva:
87.014 km²
Campo em Produção

18. 1.248
poços exploratórios
Dados Disponíveis
Poços Exploratórios Públicos
Poços Exploratórios
Confidenciais
Setor SC-AR3
Bloco em Oferta R13
Polígono do Pré-sal
Campo em Produção

19. Localização
Infraestrutura e Condições Operacionais
Histórico Exploratório
Evolução Tectonoestratigráfica
Sistemas Petrolíferos
Plays
Área em Oferta
Considerações Finais
Roteiro

20. Contexto Tectônico
164 Milhões
de anos atrás
SINBPA/Petrobras
Scotese

21. 152 Milhões
de anos atrás
Contexto Tectônico
SINBPA/Petrobras
Scotese

22. 130 Milhões
de anos atrás
Contexto Tectônico
SINBPA/Petrobras
Scotese

23. 122 Milhões
de anos atrás
Contexto Tectônico
SINBPA/Petrobras
Scotese

24. 108 Milhões
de anos atrás
Contexto Tectônico
SINBPA/Petrobras
Scotese

25. 79 Milhões
de anos atrás
Contexto Tectônico
SINBPA/Petrobras
Scotese

26. 49 Milhões
de anos atrás
Contexto Tectônico
SINBPA/Petrobras
Scotese

27. Configuração atual
dos continentes
Contexto Tectônico
SINBPA/Petrobras
Scotese

28. Diagrama Estratigráfico: Winteretal., 2007
Evolução Tectonoestratigráfica: Chang etal.,1992
Sag/Transicional
Marinho Transgressivo
Marinho Regressivo
Drifte
Rifte
Plataforma Carbonática
Evolução
Tectonoestratigráfica

29. Fase Rifte
Hauteriviano(FmCabiúnas) –Basaltos
Aratu-Buracica/Barremiano(FmAtafona) –Arenitos, folhelhos e siltitos
Jiquiá/Aptiano (FmCoqueiros) –Folhelhos e coquinas
Buracica-Jiquiá/Barremiano-Aptiano(FmItabapoana) -Conglomerados
Diagrama Estratigráfico: Winteretal., 2007
Evolução Tectonoestratigráfica: Chang etal.,1992
Evolução
Tectonoestratigráfica

30. Fase Sag/Transicional
Alagoas/Aptiano
FmMacabú–Carbonatos microbiais e calcilutitos
FmGargaú –Calcilutitose margas
FmItabapoana–Conglomerados
FmRetiro –Evaporitos
Diagrama Estratigráfico: Winteretal., 2007
Evolução Tectonoestratigráfica: Chang etal.,1992
Evolução
Tectonoestratigráfica

31. Fase Drifte–Plataforma Carbonática
Albiano (FmQuissamã) –Calcarenitos
Albiano (FmOuteiro) –Calcilutitos
Cenomaniano(FmImbetiba) –Calcilutitos, margas e calcarenitos
Albo-cenomaniano(FmNamorado) –Arenitos turbidíticos
Diagrama Estratigráfico: Winteretal., 2007
Evolução Tectonoestratigráfica: Chang etal.,1992
Evolução
Tectonoestratigráfica

32. Fase Drifte
Transgressivo e Regressivo
Turoniano–Recente
FmUbatuba -Folhelhos e margas
FmCarapebus–Arenitos
Eoceno Médio
MbSiri/Grussaí
Carbonatos plataformais
Diagrama Estratigráfico: Winteretal., 2007
Evolução Tectonoestratigráfica: Chang etal.,1992
Evolução
Tectonoestratigráfica

33. Compartimentos
Estruturais
Modificado de Rangel e Martins, 1998, com base em ANP/UNESP/LEBAC, 2006
Sal Alóctone
Baixo Externo
Alto Externo

34. Seção Geológica
Esquemática

35. Localização
Infraestrutura e Condições Operacionais
Histórico Exploratório
Evolução Tectonoestratigráfica
Sistemas Petrolíferos
Plays
Área em Oferta
Considerações Finais
Roteiro

36. Diagrama Estratigráfico: Winteretal. 2007
Coqueiros –Siri (!)
Coqueiros –Carapebus(!)
Coqueiros –Imbetiba(!)
Coqueiros –Namorado (!)
Coqueiros –Quissamã(!)
Coqueiros –Macabú(!)
Coqueiros –Coqueiros (!)
Coqueiros –Cabiúnas (!)
Sistema Petrolífero

37. Sistema Petrolífero
Coqueiros –Siri (!)
Coqueiros –Carapebus(!)
Coqueiros –Imbetiba(!)
Coqueiros –Namorado (!)
Coqueiros –Quissamã(!)
Coqueiros –Macabú(!)
Coqueiros –Coqueiros (!)
Coqueiros –Cabiúnas (!)
Diagrama Estratigráfico: Winteretal. 2007

38. Rochas Geradoras
Folhelhos lacustres de idade Buracicae Jiquiádo Grupo Lagoa Feia
Querogêniotipo I
COT variando entre 2-6%, podendo chegar a 9%
IH chegando a 900mgHC/gCOT
Óleos entre 17-37°API
Diagrama Estratigráfico: Winteretal. 2007

39. Rochas Reservatório
Jiquiá/Aptiano (FmCoqueiros)
Coquinas
Φ ≤ 20%
k ≤ 1 D
Diagrama Estratigráfico: Winteretal. 2007

40. Alagoas/Aptiano (FmMacabú)
Carbonatos microbiais
Diagrama Estratigráfico: Winteretal. 2007
Rochas Reservatório

41. Albiano (FmQuissamã)
Grainstonese Packstones
oolíticos/oncolíticos
Φ ≤ 28%
k ≤ 1 D
Diagrama Estratigráfico: Winteretal. 2007
Rochas Reservatório

42. SC-AR3
BD
LI
EO
TR
Rochas Reservatório

43. 65 m de
coluna de óleo
Rochas Reservatório

44. Albo-Cenomaniano(FmNamorado)
Arenitos
Φ ≤ 30%
k ≤ 1 D
Diagrama Estratigráfico: Winteretal. 2007
Rochas Reservatório

45. Santoniano-Mioceno(FmCarapebus)
Arenitos
Φ ≤ 32%
k ≤ 5 D
Diagrama Estratigráfico: Winteretal. 2007
Rochas Reservatório

46. Selos
Folhelhos da FmCoqueiros
Evaporitosda FmRetiro
Calcilutitose folhelhos da FmOuteiro
Folhelhos da FmUbatuba
Diagrama Estratigráfico: Winteretal. 2007

47. Trapas
Estruturas quaquaversais
Blocos falhados rotacionados
Falhas lístricascom roll-over
Reservatórios arenosos canalizadas

48. Principais Plays na Área
em Oferta
Plays Formação
Carbonatos albianos em blocosfalhados Quissamã
Arenitos cretácicose terciários canalizadosCarapebuse Namorado
Carbonatos aptianos em estruturas
quaquaversais
Macabúe Coqueiros

49. Localização
Infraestrutura e Condições Operacionais
Histórico Exploratório
Evolução Tectonoestratigráfica
Sistemas Petrolíferos
Plays
Área em Oferta
Considerações Finais
Roteiro

50. Área em Oferta
Setor SC-AR3
Bloco em Oferta R13
Polígono do Pré-sal
Campo em Produção
Blocos
C-M-298
C-M-332
C-M-366
BD
LI
EO
TR
PA

51. Tempo (ms)
Área em Oferta
Mapa Estrutural em
Tempo do Topo do Grupo
Macaé

52. C-M-366
Área em Oferta
Levantamento 0264_BMC_28 -Cortesia CGG

53. Embasamento
Topo do Rifte
Base do Sal
Topo do Gr Macaé
Topo do Cretáceo
Topo MbSiri
C-M-366
Área em Oferta
Levantamento 0264_BMC_28 -Cortesia CGG

54. Embasamento
Topo do Rifte
Base do Sal
Topo do Gr Macaé
Topo do Cretáceo
Topo MbSiri
C-M-366
Área em Oferta
Levantamento 0264_BMC_28 -Cortesia CGG

55. Embasamento
Topo do Rifte
Base do Sal
Topo do Gr Macaé
Topo do Cretáceo
Topo MbSiri
C-M-366
Área em Oferta
Levantamento 0264_BMC_28 -Cortesia CGG

56. Área em Oferta
800
1300
Tempo (
ms
)
Levantamento 0264_BMC_28 -Cortesia CGG

57. C-M-366C-M-332
Área em Oferta
Levantamento 0264_BMC_28 -Cortesia CGG

58. Embasamento
Topo do Rifte
Base do Sal
Topo do Gr Macaé
Topo do Cretáceo
Topo MbSiri
Base do Cânion Oligocênico
C-M-366C-M-332
Área em Oferta
Levantamento 0264_BMC_28 -Cortesia CGG

59. Embasamento
Topo do Rifte
Base do Sal
Topo do Gr Macaé
Topo do Cretáceo
Topo MbSiri
Base do Cânion Oligocênico
C-M-366C-M-332
Área em Oferta
Levantamento 0264_BMC_28 -Cortesia CGG

60. 1-BRSA-619-RJS
Tempo (ms)
Mapa em Tempo da Base do
Cânion de Enchova
Área em Oferta

61. Área em Oferta

62. C-M-366C-M-332 C-M-298SW NE
Área em Oferta
Levantamento 0264_BMC_28 -Cortesia CGG

63. C-M-366C-M-332 C-M-298SW NE
Topo do Rifte
Base do Sal
Topo do Gr Macaé
Topo do Cretáceo
Topo MbSiri
Área em Oferta
Levantamento 0264_BMC_28 -Cortesia CGG

64. C-M-366C-M-332 C-M-298SW NE
Área em Oferta
Levantamento 0264_BMC_28 -Cortesia CGG
Topo do Cânion
Topo do Rifte
Base do Sal
Topo do Gr Macaé
Sup. Regressiva
Base do Cânion Oligocênico
Topo do Cretáceo
Topo MbSiri
Superfície Intra Cânion

65. C-M-366C-M-332 C-M-298SW NE
Área em Oferta
Levantamento 0264_BMC_28 -Cortesia CGG
Topo do Cânion
Topo do Rifte
Base do Sal
Topo do Gr Macaé
Sup. Regressiva
Base do Cânion Oligocênico
Topo do Cretáceo
Topo MbSiri
Superfície Intra Cânion

66. Amplitude
Anomalia de Amplitude
(Máxima Negativa) Dentro do
Cânion de Enchova
Área em Oferta
C-M-332
C-M-366
C-M-298

67. C-M-298
Área em Oferta
Levantamento 0264_BMC_28 -Cortesia CGG

68. Topo do Cretáceo Topo MbSiri
C-M-298
Área em Oferta
Levantamento 0264_BMC_28 -Cortesia CGG

69. SC-AR3
BD
EO
TR
Área em Oferta

70. FmCarapebus
FmQuissamã
FmCoqueiros
FmMacabú
Volume in placenão
riscados:estimado em 1
bilhão de barris
Bloco em Oferta R13
Campo em Produção
BD
LI
EO
TR
PA
Área em Oferta
MbSiri

71. Pacote de Dados
Bloco R13
Poço
Levantamento Sísmico2D
3.178 km de sísmica 2D
10.834,52 km² de sísmica 3D
9 poços
Polígono do Pré-sal
Levantamento Sísmico3D

72. Aspectos Contratuais
Nome do Setor SC-AR3
Modelo Exploratório Elevado Potencial
Número de Blocos 3
Área em Oferta 350,45 km²
Fase de Exploração 7 anos
Período Exploratório 5+2 anos
Qualificação Técnica do
Operador
B
Bônus Mínimo R$ 18,86 milhõesa R$ 38,74milhões
Objetivo Exploratório FmQuissamã(Albiano)

73. Localização
Infraestrutura e Condições Operacionais
Histórico Exploratório
Evolução Tectonoestratigráfica
Sistemas Petrolíferos
Plays
Área em Oferta
Considerações Finais
Roteiro

74. Considerações Finais
A Bacia de Campos é a maior produtora de hidrocarbonetos do Brasil,
respondendo por 60% da produção;
Apresenta sistemas petrolíferos muito bem conhecidos e extremamente
eficazes;
A área em oferta está localizada nas imediações dos campos de Badejo,
Linguado, Pampo, Trilha e Enchova Oeste;
Foram identificadas oportunidades exploratórias nos mesmos playsdos
campos adjacentes (arenitos canalizados, carbonatos albianos em
blocos falhados e coquinas);
Dispõe de excelente infraestrutura para exploração e produção de
petróleo e gás natural;
Os volumes in placenão riscados estão estimados em 1 bilhão de barris
de petróleo.

75. Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis
Gabriel Bastos Pereira
[email protected]
www.anp.gov.br

76. Referências
Bibliográficas
Chang, H. K.; Kowsmann, R.O.; Figueiredo, A.M.F.& Bender, A.A.1992. Tectonicsandstratigraphyofthe
EastBrazilRiftSystem: anOverview. Tectonophysics, 213 (1-2): 97138.
Dias, J.L.; Oliveira, J.Q.& Vieira, J.C.1988. SedimentologicalandStratigraphicAnalysisoftheLagoa Feia
Formation, RiftPhaseoftheCampos Basin, OffshoreBrazil. Revista Brasileira de Geociências, 18 (3): 252-
260.
Dias, J.L.2005. Tectônica, estratigrafia e sedimentação no Andar Aptianoda margem leste brasileira. Boletim
de Geociências da Petrobrás, 13: 7-25.
Fodor, R.V.; Mckee, E.H.& Asmus, H.E.1984. K–Ar Ages andtheOpeningoftheSouthAtlanticOcean:
BasalticRock fromtheBrasilianMargin. Marine Geology, 54: M1–M8.
Guardado, L.R.; Gamboa, L.A.P & Luchesi, C.F.1989. PetroleumGeologyoftheCampos Basin, a Modelfor
a ProducingAtlanticTypeBasin. In: EDWARDS, J.D.; SANTOGROSSI, P.A.(Eds.). Divergent/Passive Margin
Basins. Tulsa: AmericanAssociationofPetroleumGeologists, p. 3-79. (AAPG MEMOIR 48).
Guardado, L.R.; Spadini, A.R.; Brandão, J.S.L.& Mello, M.R.2000. PetroleumGeologyoftheCampos Basin.
In: MELLO, M.R.; KATZ, B.J.(Eds.). PetroleumSystems ofSouthAtlanticMargins. Tulsa: American
AssociationofPetroleumGeologists, p. 317-324. (AAPG MEMOIR 73).

77. Referências
Bibliográficas
Horschutz, P.M.C.; Freitas, L.C.S.; Stank, C.V.; Barroso, A.S.& Cruz, W.M.1992. TheLinguado, Carapeba,
Vermelho andMarimbáGiantFields, Campos Basin, OffshoreBrazil. In: HALBOUTY, M.T.(Ed.). Giantoiland
gas fieldsofthedecade, 1978-1988. Tulsa: AmericanAssociationofPetroleumGeologists, p. 137-153.
(AAPG MEMOIR 54).
Kumar, N. & Gambôa, L.A.P.1979. EvolutionoftheSão Paulo Plateau(SoutheasternBrazilianMargin) and
Implicationsfor theEarlyHistoryoftheSouthAtlantic. GeologicalSocietyofAmerica Bulletin, Boulder,
Colorado, 90: 281-293. part.1.
Mckenzie, R.P.1978. Some RemarksontheDevelopmentofSedimentaryBasins. EarthandPlanetary
ScienceLetters, 40: 25-32.
Mello, M.R.1988. GeochemicalandMolecular StudiesoftheDepositionalEnvironmentsofSource Rocks
andtheirDerivedOilsfromtheBrazilianMarginal Basins: Ph.D. Dissertation, BristolUniversity, 240 p.
Mendonça, P.M.M.; Spadini, A.R.; Milani, E.J.2003. Exploração na Petrobras: 50 anos de Sucesso. Boletim
de Geociências da Petrobrás, 12 (1): 9-58.
PETROBAS/SCOTESE/SINBPA. Apresentação de José Sérgio Gabrielli. Disponível em: www.cdes.gov.br.
Acesso em: 20.07.2015.

78. Royden, L. & Keen, C.E.1980. RiftingProcesses andThermalEvolutionoftheContinental MarginofEastern
CanadaDeterminedfromSubsidenceCurves. Earth& PlanetaryScienceLetters, 51: 343-361. Spadini, A.R.;
Esteves, F.R.; Dias-Brito, D.; Azevedo, R.L.M.& Rodrigues, R. 1988. TheMacaé Formation, Campos Basin,
Brazil: Its Evolutionin theContextoftheInitialHistorialofSouthAtlantic. Revista Brasileira de Geociências,
18 (3): 261-272.
Winter, W.R.; Jahnert, R.J.& França, A.B.2007. Bacia de Campos. Boletim de Geociências da Petrobrás, 15
(2): 511-529
Referências
Bibliográficas