Bacias petrolíferas brasileiras: Santos

Por: Daniel Balzani

Bacia de Santos

A bacia de Santos está localizada na costa sudeste brasileira, entre a Zona de Fratura de Florianópolis e o Alto de Cabo Frio. Ocupa uma área de quase 350.000 km², entre o paralelo 23°30´S e o paralelo 28°00´S.

Figura 1 - Mapa de localização da Bacia de Santos (modificado de Assine et al., 2008 Revista Brasileira de Geociências; CPRM, 2013).

Durante as décadas de 1960 e 1970, foram apontados indícios para um potencial da bacia de Santos em produzir petróleo e gás natural, tendo em vista suas semelhanças de formação com a bacia de Campos, que havia começado a ser explorada na década de 1970. Porém, até a década de 1980, nenhum dado havia sido obtido com sucesso.

Logo, a infraestrutura da pesquisa para a bacia de Santos foi aumentada, fazendo com que, em 2005, fosse descoberto o primeiro reservatório no campo de Paraty. As estimativas de volume das reservas de petróleo são de 100 bilhões de barris.

Além da grande a grande acumulação de óleo leve, a alta produção dos poços produtores (maior que os produzidos em 2016) fizeram com que fosse minimizados os custos de produção do petróleo, fazendo com que a Petrobras investisse nesse local.

Formação

Na formação dessa bacia sedimentar, a história geológica é contada em 3 fases: Rifte, Pós-rifte e Drifte.

Figura 2 – Representação da estratigrafia geral da bacia de santos, com a tabela cronológica, formações, litoestratigrafia, evolução tectônica, ambiente e horizontes sísmicos (modificado de Assine et al., 2008 Revista Brasileira de Geociências).

A fase Rifte começa no Albiano quando, as placas tectônicas sul-americana e africana, se separam. Nessa fase houve a subsidência mecânica que, por consequência, gerou a formação de falhas normais e de grabens.

Figura 3 - Representação de uma falha normal em início de rifte (modificado de Duffy et al., 2012 Basin Research).

Assim, foi formado o platô São Paulo. E nessa fase temos o Grupo Guaratiba, composto pelas formações Camboriú, Piçarras e Itapema.

A formação Camboriú é constituída por basaltos toleíticos, onde os derrames duraram do Jurássico superior até o Cretáceo inferior.

A formação Piçarras contém conglomerados e arenitos polimíticos (com fragmentos de basalto, quartzo e feldspato), formados em ambiente de leques aluviais; arenitos, siltitos, e folhelhos, de ambientes lacustres.

A formação Itapema é formada nas zonas proximais, por conglomerados e arenitos, com sedimentos de leques aluviais. O restante da formação apresenta sequências com intercalações de calcirruditos e folhelhos escuros, depositados nas primeiras fases marinhas da bacia.

Na fase pós-rifte (sag), quando houve a formação do mar do Atlântico Sul após a formação do Atlântico Central, constatou-se a presença de microfósseis no domínio Tetiano. A formação da camada de evaporito se deu a partir de incursões marinhas que rotineiramente passavam das barreiras vulcânicas. E, assim, formavam as condições perfeitas para a formação desses evaporitos no Aptiano. Essas deposições fizeram com que a subsidência termal dominasse os movimentos tectônicos, que por sua vez formou uma bacia tipo sag. A formação de todo o pacote de 2 km de evaporitos durou 600 mil anos.

Assim, temos as duas formações do grupo Guaratiba:

• Formação Barra Velha, subdividida em 2 sequências que datam 117 Ma. No Eoaptiliano, é predominantemente formada por carbonatos microbiais, pelito e lamitos com alguns folhelhos nas porções mais distais, nos dando um ambiente transicional entre continental e marinho raso. No Neoaptiliano, temos arenito e conglomerados nas regiões proximais enquanto nas distâncias caracterizadas por calcários estromatolíticos e laminitos microbiais.

• A Formação Ariri encontra-se sobreposta à Formação Barra Velha, sendo depositada no Neoaptiliano. Os evaporitos são compostos especialmente de halita e anidrita, podendo ter presença de taquidrita, carnalita e silvinita em alguns pontos.

Na fase drifte (margem passiva) com a subsidência termal, entre o Aptiliano e Albiano, teve-se a constatação de um ambiente oceânico. Houve uma evolução crustal perceptível da formação de crosta oceânica, originando duas placas diferenciadas (americana e africana).

Tem-se formação do ambiente marinho de água rasa e, com a consequência da formação da crosta oceânica, de várias sequências turbidíticas. A ativação de falhas do embasamento causou o soerguimento das Serras do Mar e da Mantiqueira, fazendo com que a bacia obtivesse aporte de mais sedimento.

Assim temos três grupos litoestratigráficos: Camburi, Frade e Itamambuca.

• Camburi, é formado, pelas formações Florianópolis, Guarujá, Itanhaém. Grupo que compreende o Grupo Ariri com o topo do Cenomaniano. Ele é composta por conglomerados de leques aluviais, arenitos e pelitos. Representando a fase de transgressão do Turoniano, com a deposição de folhelhos anóxicos.

• Frade é formado pelas formações Santos, Juréia, Itajaí-Açu e o Membro Ilha Bela. Grupo que compreende do topo do Cenomaniano até limite do Cretáceo/Paleógeno. Ele é composta por conglomerados de leques aluviais, arenitos e pelitos.

• Itamambuca é formado pelas formações Ponta Aguda, Iguape, Marambaia, Sepetiba. Grupo que compreende Cretáceo/Paleógeno até os dias atuais. Ele é composta por conglomerados de leques aluviais, arenitos, pelitos e com sedimentação mista de carbonatos, próximo ao fim da plataforma.

Exploração

Tratando-se de exploração, a bacia de Santos é a principal atualmente, sendo responsável por 71,06% da produção total de petróleo no país em julho de 2021. A produção de petróleo bbl anda na casa de 200 milhões (com uma pequena variação) de barris por mês.

Figura 4 - Tabela de produção de petróleo da bacia de Santos. Dados retirados do painel dinâmico de produtividade do setor

Analisando a produção de petróleo anual total retirada dos mares, vê-se que a produção se situa a 270 milhões de barris por mês. A Bacia de Santos se caracteriza por grande influência, tendo em vista o mês de abril em que houve uma variação negativa.

Figura 5 - Tabela de produção de petróleo da bacia de das bacias marinhas brasileiras. Dados retirados do painel dinâmico de produtividade do setor

Referências

ANP. Painel dinâmico de produção de petróleo e gás natural. Disponível em < Microsoft Power BI>

Assine, M.L., Corrêa, F.S., e Chang, H.K. (2008). Migração de depocentros na Bacia de Santos:importância na exploração de hidrocarbonetos.Revista Brasileira de Geociências, 38(2 -suplemento), 111-127. doi: 10.25249/0375-7536.2008382S111127.

DUFFY, Oliver B.; GAWTHORPE, Rob L.; DOCHERTY, Matthew; BROCKLEHURST, Simon H.. Mobile evaporite controls on the structural style and evolution of rift basins: danish central graben, north sea. Basin Research, [S.L.], v. 25, n. 3, p. 310-330, 25 set. 2012. Wiley. http://dx.doi.org/10.1111/bre.12000.

Souza, L.S., y Sgarbi, G.N.C. (2019). Bacia de Santos no Brasil: geologia, exploração e

produção de petróleo e gás natural. Boletín de Geología, 41(1), 175-195. DOI: 10.18273/revbol.v41n1-2019009

Souza, L.S., e Sgarbi, G.N.C. (2016). Bacia de Santos: de promissora a principal bacia produtora de hidrocarbonetos do Brasil. XLVIII Congresso Brasileiro de Geologia. Porto Alegre, Brasil.

RODRIGUES, Leo. "Painel da produção de petróleo mostra recorde na bacia de santos "; Agencia Brasil. Disponível em: < Painel da produção de petróleo mostra recorde da Bacia de Santos | Agência Brasil (ebc.com.br) >. Acesso em: 26/11/2021.