Bacia de Campos

Gabriel Bastos
Ariely Luparelli
Superintendência de Definição de Blocos
Bacia de Campos

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

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

Setor SC-AR3
Bloco em Oferta R13
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

Oleoduto
Gasoduto
Terminal
UPGN
Capital
Polígono do Pré-Sal
Bloco Rodada 13
Refinaria
Porto
Infraestrutura e
Condições Operacionais

0
10
20
30
40
50
60
70
80
Poçosexploratórios
ÁGUAS RASAS ÁGUAS PROFUNDAS ÁGUAS ULTRAPROFUNDAS

0
10
20
30
40
50
60
70
80
ÁGUAS RASAS ÁGUAS ULTRAPROFUNDAS
GAROUPA
Primeiro Campo
Descoberto (Garoupa)
ÁGUAS PROFUNDAS

0
10
20
30
40
50
60
70
80
GAROUPA
ALBACORA
MARLIM
RONCADOR
Campos Gigantes de Águas
Profundas (Roncador e
Complexos de Marlim e Albacora)
Primeiro Campo

0
10
20
30
40
50
60
70
80
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 Marlim e Albacora)
Primeiro Campo

Dados de Produção
1.781.318
791.733
111.909
66.014 56.441 54.763 46.810 37.283 23.105 11.361 6.403 454
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
ProduçãoTotal(boe/dia)
59,62%
26,50%
13,88%
Produção Total (%)
Campos
Santos
Demais Bacias
Abril/2015

345
308
196 188
173
164
103
89
62 58 57 55
40 35 33 30 27 26 18 17
0
50
100
150
200
250
300
350
400
Produçãodeóleo(Mbbl/dia)
Abril/2015
Dados de Produção
Bacia de Campos
Demais Bacias

Dados Disponíveis
Setor SC-AR3
Linha 2D Pública
Bloco em Oferta R13
Campo em Produção
Levantamento
sísmico 2D público:
166.035 km

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

Dados Disponíveis
Levantamento Sísmico 3D
Público
Setor SC-AR3
Bloco em Oferta R13
Levantamento
sísmico 3D público:
76.538 km²
Campo em Produção

Dados Disponíveis
Exclusivo ou Não Exclusivo
Setor SC-AR3
Bloco em Oferta R13
Levantamento
sísmico 3D exclusiva
e não exclusiva:
87.014 km²
Campo em Produção

1.248
poços exploratórios
Dados Disponíveis
Poços Exploratórios Públicos
Poços Exploratórios
Confidenciais
Setor SC-AR3
Bloco em Oferta R13
Campo em Produção

Contexto Tectônico
164 Milhões
de anos atrás
SINBPA/Petrobras
Scotese

152 Milhões
de anos atrás
Contexto Tectônico
SINBPA/Petrobras
Scotese

130 Milhões
de anos atrás
Contexto Tectônico
SINBPA/Petrobras
Scotese

122 Milhões
de anos atrás
Contexto Tectônico
SINBPA/Petrobras
Scotese

108 Milhões
de anos atrás
Contexto Tectônico
SINBPA/Petrobras
Scotese

79 Milhões
de anos atrás
Contexto Tectônico
SINBPA/Petrobras
Scotese

49 Milhões
de anos atrás
Contexto Tectônico
SINBPA/Petrobras
Scotese

Configuração atual
dos continentes
Contexto Tectônico
SINBPA/Petrobras
Scotese

Diagrama Estratigráfico: Winter et al., 2007
Evolução Tectonoestratigráfica: Chang et al., 1992
Sag/Transicional
Marinho Transgressivo
Marinho Regressivo
Drifte
Rifte
Plataforma Carbonática
Evolução
Tectonoestratigráfica

Fase Rifte
Hauteriviano (Fm Cabiúnas) – Basaltos
Aratu-Buracica/Barremiano (Fm Atafona) – Arenitos, folhelhos e siltitos
Jiquiá/Aptiano (Fm Coqueiros) – Folhelhos e coquinas
Buracica-Jiquiá/Barremiano-Aptiano (Fm Itabapoana) - Conglomerados
Evolução

Fase Sag/Transicional
Alagoas/Aptiano
Fm Macabú – Carbonatos microbiais e calcilutitos
Fm Gargaú – Calcilutitos e margas
Fm Itabapoana – Conglomerados
Fm Retiro – Evaporitos
Evolução

Fase Drifte – Plataforma Carbonática
Albiano (Fm Quissamã ) – Calcarenitos
Albiano (Fm Outeiro) – Calcilutitos
Cenomaniano (Fm Imbetiba) – Calcilutitos, margas e calcarenitos
Albo-cenomaniano (Fm Namorado) – Arenitos turbidíticos
Evolução

Fase Drifte
Transgressivo e Regressivo
Turoniano – Recente
Fm Ubatuba - Folhelhos e margas
Fm Carapebus – Arenitos
Eoceno Médio
Mb Siri/Grussaí
Carbonatos plataformais
Evolução

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

Seção Geológica
Esquemática

Diagrama Estratigráfico: Winter et al. 2007
Coqueiros – Siri (!)
Coqueiros – Carapebus (!)
Coqueiros – Imbetiba (!)
Coqueiros – Namorado (!)
Coqueiros – Quissamã (!)
Coqueiros – Macabú (!)
Coqueiros – Coqueiros (!)
Coqueiros – Cabiúnas (!)
Sistema Petrolífero

Sistema Petrolífero
Coqueiros – Siri (!)
Coqueiros – Carapebus (!)
Coqueiros – Imbetiba (!)
Coqueiros – Namorado (!)
Coqueiros – Quissamã (!)
Coqueiros – Macabú (!)
Coqueiros – Coqueiros (!)
Coqueiros – Cabiúnas (!)

Rochas Geradoras
Folhelhos lacustres de idade Buracica e Jiquiá do Grupo Lagoa Feia
Querogênio tipo I
COT variando entre 2-6%, podendo chegar a 9%
IH chegando a 900mgHC/gCOT
Óleos entre 17-37° API

Rochas Reservatório
Jiquiá/Aptiano (Fm Coqueiros)
Coquinas
Φ ≤ 20%
k ≤ 1 D

Alagoas/Aptiano (Fm Macabú )
Carbonatos microbiais

Albiano (Fm Quissamã )
Grainstones e Packstones
oolíticos/oncolíticos
Φ ≤ 28%
k ≤ 1 D

SC-AR3
BD
LI
EO
TR

65 m de
coluna de óleo

Albo-Cenomaniano (Fm Namorado)
Arenitos
Φ ≤ 30%
k ≤ 1 D

Santoniano - Mioceno (Fm Carapebus)
Arenitos
Φ ≤ 32%
k ≤ 5 D

Selos
Folhelhos da Fm Coqueiros
Evaporitos da Fm Retiro
Calcilutitos e folhelhos da Fm Outeiro
Folhelhos da Fm Ubatuba

Trapas
Estruturas quaquaversais
Blocos falhados rotacionados
Falhas lístricas com roll-over
Reservatórios arenosos canalizadas

Principais Plays na Área
em Oferta
Plays Formação
Carbonatos albianos em blocos falhados Quissamã
Arenitos cretácicos e terciários canalizados Carapebus e Namorado
Carbonatos aptianos em estruturas
quaquaversais
Macabú e Coqueiros

Área em Oferta
Setor SC-AR3
Bloco em Oferta R13
Campo em Produção
Blocos
C-M-298
C-M-332
C-M-366
BD
LI
EO
TR
PA

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

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

Embasamento
Topo do Rifte
Base do Sal
Topo do Gr Macaé
Topo do Cretáceo
Topo Mb Siri
C-M-366
Área em Oferta

Área em Oferta
800
1300
Tempo(ms)

C-M-366C-M-332
Área em Oferta

Embasamento
Topo do Rifte
Base do Sal
Topo do Gr Macaé
Topo do Cretáceo
Topo Mb Siri
Base do Cânion Oligocênico
C-M-366C-M-332
Área em Oferta

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

C-M-366C-M-332 C-M-298SW NE
Área em Oferta

C-M-366C-M-332 C-M-298SW NE
Topo do Rifte
Base do Sal
Topo do Gr Macaé
Topo do Cretáceo
Topo Mb Siri
Área em Oferta

C-M-366C-M-332 C-M-298SW NE
Área em Oferta
Topo do Cânion
Topo do Rifte
Base do Sal
Topo do Gr Macaé
Sup. Regressiva
Base do Cânion Oligocênico
Topo do Cretáceo
Topo Mb Siri
Superfície Intra Cânion

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

C-M-298
Área em Oferta

Topo do Cretáceo Topo Mb Siri
C-M-298
Área em Oferta

SC-AR3
BD
EO
TR
Área em Oferta

Fm Carapebus
Fm Quissamã
Fm Coqueiros
Fm Macabú
Volume in place não
riscados: estimado em 1
bilhão de barris
Bloco em Oferta R13
Campo em Produção
BD
LI
EO
TR
PA
Área em Oferta
Mb Siri

Pacote de Dados
Bloco R13
Poço
3.178 km de sísmica 2D
10.834,52 km² de sísmica 3D
9 poços

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 milhões a R$ 38,74 milhões
Objetivo Exploratório Fm Quissamã (Albiano)

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 plays dos
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 place não riscados estão estimados em 1 bilhão de barris
de petróleo.

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis
Gabriel Bastos Pereira
gpereira@anp.gov.br
www.anp.gov.br

Referências
Bibliográficas
Chang, H. K.; Kowsmann, R.O.; Figueiredo, A.M.F. & Bender, A.A. 1992. Tectonics and stratigraphy of the
East Brazil Rift System: an Overview. Tectonophysics, 213 (1-2): 97138.
Dias, J.L.; Oliveira, J.Q. & Vieira, J.C. 1988. Sedimentological and Stratigraphic Analysis of the Lagoa Feia
Formation, Rift Phase of the Campos Basin, Offshore Brazil. Revista Brasileira de Geociências, 18 (3): 252-
260.
Dias, J.L. 2005. Tectônica, estratigrafia e sedimentação no Andar Aptiano da margem leste brasileira. Boletim
de Geociências da Petrobrás, 13: 7-25.
Fodor, R.V.; Mckee, E.H. & Asmus, H.E. 1984. K–Ar Ages and the Opening of the South Atlantic Ocean:
Basaltic Rock from the Brasilian Margin. Marine Geology, 54: M1–M8.
Guardado, L.R.; Gamboa, L.A.P & Luchesi, C.F. 1989. Petroleum Geology of the Campos Basin, a Model for
a Producing Atlantic Type Basin. In: EDWARDS, J.D.; SANTOGROSSI, P.A. (Eds.). Divergent/Passive Margin
Basins. Tulsa: American Association of Petroleum Geologists, p. 3-79. (AAPG MEMOIR 48).
Guardado, L.R.; Spadini, A.R.; Brandão, J.S.L. & Mello, M.R. 2000. Petroleum Geology of the Campos Basin.
In: MELLO, M.R.; KATZ, B.J. (Eds.). Petroleum Systems of South Atlantic Margins. Tulsa: American
Association of Petroleum Geologists, p. 317-324. (AAPG MEMOIR 73).

Referências
Bibliográficas
Horschutz, P.M.C.; Freitas, L.C.S.; Stank, C.V.; Barroso, A.S. & Cruz, W.M. 1992. The Linguado, Carapeba,
Vermelho and Marimbá Giant Fields, Campos Basin, Offshore Brazil. In: HALBOUTY, M.T. (Ed.). Giant oil and
gas fields of the decade, 1978-1988. Tulsa: American Association of Petroleum Geologists, p. 137-153.
(AAPG MEMOIR 54).
Kumar, N. & Gambôa, L.A.P. 1979. Evolution of the São Paulo Plateau (Southeastern Brazilian Margin) and
Implications for the Early History of the South Atlantic. Geological Society of America Bulletin, Boulder,
Colorado, 90: 281-293. part.1.
Mckenzie, R.P. 1978. Some Remarks on the Development of Sedimentary Basins. Earth and Planetary
Science Letters, 40: 25-32.
Mello, M.R. 1988. Geochemical and Molecular Studies of the Depositional Environments of Source Rocks
and their Derived Oils from the Brazilian Marginal Basins: Ph.D. Dissertation, Bristol University, 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.

Royden, L. & Keen, C.E. 1980. Rifting Processes and Thermal Evolution of the Continental Margin of Eastern
Canada Determined from Subsidence Curves. Earth & Planetary Science Letters, 51: 343-361. Spadini, A.R.;
Esteves, F.R.; Dias-Brito, D.; Azevedo, R.L.M. & Rodrigues, R. 1988. The Macaé Formation, Campos Basin,
Brazil: Its Evolution in the Context of the Initial Historial of South Atlantic. 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
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