Bacia de Campos

1. Gabriel Bastos Ariely Luparelli 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

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 Infraestrutura e Condições Operacionais

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

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

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

11. 0 10 20 30 40 50 60 70 80 Poçosexploratórios 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 Marlim e Albacora) Primeiro Campo Descoberto (Garoupa) Histórico Exploratório

12. 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

13. 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

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

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

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

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

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

29. 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 Diagrama Estratigráfico: Winter et al., 2007 Evolução Tectonoestratigráfica: Chang et al., 1992 Evolução Tectonoestratigráfica

30. Fase Sag/Transicional Alagoas/Aptiano Fm Macabú – Carbonatos microbiais e calcilutitos Fm Gargaú – Calcilutitos e margas Fm Itabapoana – Conglomerados Fm Retiro – Evaporitos Diagrama Estratigráfico: Winter et al., 2007 Evolução Tectonoestratigráfica: Chang et al., 1992 Evolução Tectonoestratigráfica

31. 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 Diagrama Estratigráfico: Winter et al., 2007 Evolução Tectonoestratigráfica: Chang et al., 1992 Evolução Tectonoestratigráfica

32. Fase Drifte Transgressivo e Regressivo Turoniano – Recente Fm Ubatuba - Folhelhos e margas Fm Carapebus – Arenitos Eoceno Médio Mb Siri/Grussaí Carbonatos plataformais Diagrama Estratigráfico: Winter et al., 2007 Evolução Tectonoestratigráfica: Chang et al., 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

36. Diagrama Estratigráfico: Winter et al. 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: Winter et al. 2007

38. 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 Diagrama Estratigráfico: Winter et al. 2007

39. Rochas Reservatório Jiquiá/Aptiano (Fm Coqueiros) Coquinas Φ ≤ 20% k ≤ 1 D Diagrama Estratigráfico: Winter et al. 2007

40. Alagoas/Aptiano (Fm Macabú ) Carbonatos microbiais Diagrama Estratigráfico: Winter et al. 2007 Rochas Reservatório

41. Albiano (Fm Quissamã ) Grainstones e Packstones oolíticos/oncolíticos Φ ≤ 28% k ≤ 1 D Diagrama Estratigráfico: Winter et al. 2007 Rochas Reservatório

42. SC-AR3 BD LI EO TR Rochas Reservatório

43. 65 m de coluna de óleo Rochas Reservatório

44. Albo-Cenomaniano (Fm Namorado) Arenitos Φ ≤ 30% k ≤ 1 D Diagrama Estratigráfico: Winter et al. 2007 Rochas Reservatório

45. Santoniano - Mioceno (Fm Carapebus) Arenitos Φ ≤ 32% k ≤ 5 D Diagrama Estratigráfico: Winter et al. 2007 Rochas Reservatório

46. Selos Folhelhos da Fm Coqueiros Evaporitos da Fm Retiro Calcilutitos e folhelhos da Fm Outeiro Folhelhos da Fm Ubatuba Diagrama Estratigráfico: Winter et al. 2007

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

48. 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

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 Mb Siri 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 Mb Siri 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 Mb Siri 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 Mb Siri 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 Mb Siri 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 Mb Siri 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 Mb Siri C-M-298 Área em Oferta Levantamento 0264_BMC_28 - Cortesia CGG

69. SC-AR3 BD EO TR Área em Oferta

70. 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

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

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

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 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.

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

76. 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).

77. 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.

78. 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 Referências Bibliográficas

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