2. Roteiro
Localização
Infraestrutura e Condições Operacionais
Histórico Exploratório
Evolução Tectonoestratigráfica
Sistemas Petrolíferos
Plays
Modelo Exploratório
Área em Oferta
Considerações Finais
3. Roteiro
Localização
Infraestrutura e Condições Operacionais
Histórico Exploratório
Evolução Tectonoestratigráfica
Sistemas Petrolíferos
Plays
Modelo Exploratório
Área em Oferta
Considerações Finais
4. Localização
Área Marítima ~ 340.000 km2
Bacia Mesozoica
51 blocos em oferta
Setores SP-AR4, AP4 e AUP4
Área em oferta 18.685,19 km²
Bloco em Oferta R13
Setor R13
Rodada 6
Bacia Sedimentar
Embasamento
Florianópolis
Porto Alegre
Rio Grande do Sul
Santa Catarina
Uruguai
5. Limites
Norte
Limite geológico com
Bacia de Santos:
Alto de Florianópolis
Sul
Limite geográfico:
Fronteira com Uruguai
Limite geológico com
Bacia de Punta del Este:
Alto de Polônio
Alto de Florianópolis
Alto de Polônio
Bacia de Pelotas
Bacia de Santos
Bacia do Paraná
Bacia de Punta
Del Este
8. Roteiro
Localização
Infraestrutura e Condições Operacionais
Histórico Exploratório
Evolução Tectonoestratigráfica
Sistemas Petrolíferos
Plays
Modelo Exploratório
Área em Oferta
Considerações Finais
9. Histórico Exploratório
Início do ciclo exploratório da bacia
Porção emersa
Levantamentos gravimétricos
8 poços estratigráficos
1958 - 1964
10. 1964 - 1984
Início da exploração na porção submersa
Primeiros levantamentos sísmicos em mar
6 poços pioneiros
1 poço estratigráfico
1958 - 1964
Histórico Exploratório
12. 1997 - 2015
1997 – Criação da ANP
Blocos ofertados em quatro Rodadas: R4, R5, R6 e R7
6 blocos arrematados pela Petrobras na R6 em 2004
1 poço estratigráfico
Novas levantamentos sísmicos especulativos regionais
1985 - 19961964 - 19841958 - 1964
Histórico Exploratório
13. Dados Disponíveis
Sísmica 2D Post-stack:
105 mil km
Levantamentos Magnetométricos:
622 mil km2
Levantamentos Gravimétricos:
438 mil km2
Sísmica 2D pública post-stack
Sísmica 2D exclusiva e não-exclusiva
post-stack
Poço
Bloco em Oferta R13
Setor R13
14. Roteiro
Localização
Infraestrutura e Condições Operacionais
Histórico Exploratório
Evolução Tectonoestratigráfica
Sistemas Petrolíferos
Plays
Modelo Exploratório
Área em Oferta
Considerações Finais
30. Seção Geológica
Esquemática
NO SE
CONIACIANO AO RECENTE
(FM IMBÉ)
ALBIANO – TURONIANO
(FM PORTO BELO E ATLÂNTIDA)
BARREMIANO – APTIANO
(FM IMBITUBA)
CROSTA CONTINENTAL
km
2,5
5,0
7,5
10,0
31. Roteiro
Localização
Infraestrutura e Condições Operacionais
Histórico Exploratório
Evolução Tectonoestratigráfica
Sistemas Petrolíferos
Plays
Modelo Exploratório
Área em Oferta
Considerações Finais
32. Sistemas Petrolíferos
Bueno et al. 2007
Turoniano
Cenomaniano
Atlântida
Albiano
Tramandaí
Porto
Belo
Cassino – Porto Belo (?)
Cassino – Atlântida (?)
Aptiano
Barremiano
Ariri
Curumim
Cassino
Imbituba
33. Sistemas Petrolíferos
Bueno et al. 2007
Turoniano
Coniaciano
Santoniano
Campaniano
Cenomaniano
Cidreira
AtlântidaImbé
Albiano
Tramandaí
Porto
Belo
Maastrichtiano
Paleoceno
Porto Belo – Porto Belo (?)
Porto Belo – Atlântida (?)
35. Rochas Geradoras
2,5
3,5
Indicadores Diretos de Hidrocarbonetos – Sistema Ativo
Geradora indeterminada
4,5
tempo
(s)
Linha sísmica J00B166A – Levantamento 0277_2D_BP_1_1Q_2000
NO SE
0 5 10 15
km
41. Plays Principais
Plays
Turbiditos do Albiano (Fm Porto Belo)
Turbiditos do Cenomaniano-Turoniano (Fm Atlântida)
Turbiditos do Coniaciano ao Paleoceno (Fm Imbé)
42. Carta de Eventos
100 50
Eocretáceo Neocretáceo Paleógeno Neógeno
Mesozoico Cenozoico
Escala Geológica
do tempo
M.a.
Rocha Geradora
Reservatório/Selo
Soterramento
Formação de Trapas
Geração / Migração
Momento Crítico
43. Roteiro
Localização
Infraestrutura e Condições Operacionais
Histórico Exploratório
Evolução Tectonoestratigráfica
Sistemas Petrolíferos
Plays
Modelo Exploratório
Área em Oferta
Considerações Finais
48. Modelo Exploratório
Ronda Uruguay II – 2012
Bloco em Oferta R13
Setor R13
Bloco Ronda Uruguay II
Leads Ronda Uruguay II fonte:
http://www.rondauruguay.gub.uy/LinkClick.aspx?fileticket=KLNTQqtJIck%3d&t
abid=411&mid=899
Turbiditos em Trapas Estratigráficas em Águas Profundas
América do Sul - Uruguai
49. Modelo Exploratório
Área em Oferta R13
Turbiditos em Trapas
Estratigráficas em
Águas Profundas
Turbidito/Contornito do Coniaciano ao
Paleoceno
Sistema de Paleocanais incisos do
Coniaciano ao Paleoceno
Leque de assoalho de bacia do
Coniaciano ao Paleoceno
Leque de assoalho de bacia do Albiano
ao Turoniano
Sistema de Paleocanais incisos do
Albiano ao Turoniano
50. Roteiro
Localização
Infraestrutura e Condições Operacionais
Histórico Exploratório
Evolução Tectonoestratigráfica
Sistemas Petrolíferos
Plays
Modelo Exploratório
Área em Oferta
Considerações Finais
51. Área em Oferta
51 blocos em oferta
Setores
SP-AR4
SP-AP4
SP-AUP4
Área em oferta
18.685,19 km²
52. Área em Oferta
Mapa de Isópacas da Seção
Geradora
Cozinha de Geração Albiana –
Cenomaniana – Turoniana
Janela de geração de óleo
0 ms
3.000 ms
1.500 ms
53. Mapa Estrutural em Tempo
do Topo da Seção Geradora
Rotas de migração até
altos estruturais
Área em Oferta
0 ms
8.000 ms
4.000 ms
91. Oportunidades
Exploratórias
Volume de Óleo in-place
não-riscado estimado
~ 15 Bilhões bbl
Turbidito/Contornito do Coniaciano ao
Paleoceno
Sistema de Paleocanais incisos do
Coniaciano ao Paleoceno
Leque de assoalho de bacia do
Coniaciano ao Paleoceno
Leque de assoalho de bacia do Albiano
ao Turoniano
Sistema de Paleocanais incisos do
Albiano ao Turoniano
92. Pacote de Dados
Sísmica 2D pública post-stack
Levantamento Aéreo
Métodos Potenciais
Levantamento Marítimo
Métodos Potenciais
Bloco em Oferta R13
Setor R13
Poço
Sísmica 2D post-stack
7.503 km
Métodos Potenciais
16.571 km2
Poço 1-BRSA-61-RSS
93. Aspectos Contratuais
Nome do Setor SP-AR4 SP-AP4 SP-AUP4
Modelo Exploratório Nova Fronteira
Número de Blocos 29 8 14
Área em Oferta 4,65 Mil km2 5,11 Mil km2 8,92 Mil km2
Fase de Exploração 7 anos
Período Exploratório 5+2 anos
Qualificação Técnica
do Operador
B A A
Bônus Mínimo R$ 336 mil a R$ 1,97 Milhão
Objetivo Exploratório Fm Porto Belo (Albiano)
94. Roteiro
Localização
Infraestrutura e Condições Operacionais
Histórico Exploratório
Evolução Tectonoestratigráfica
Sistemas Petrolíferos
Plays
Modelo Exploratório
Área em Oferta
Considerações Finais
95. Considerações Finais
A Bacia de Pelotas é uma bacia de Nova Fronteira, muito pouco
conhecida e muito pouco explorada;
No entanto, possui potencial petrolífero promissor, pois apresenta
pujante espessura na seção drifte (superior a 11.000 metros), além de
uma enorme cozinha de geração mapeada na porção sul da bacia;
Na área em oferta estão sendo buscados arenitos turbidíticos em trapas
puramente estratigráficas, trazendo um novo modelo exploratório para a
Bacia de Pelotas;
96. Considerações Finais
Foram mapeadas inúmeras oportunidades exploratórias,
posicionadas sobrejacentes à gigantesca cozinha de geração e/ou
favoravelmente posicionadas às rotas de migração;
Foram mapeados e delimitados os lobos e canais turbidíticos em
pinch-out na seção geradora com expectativa para descobertas de
acumulações de óleo;
Os volumes in place não-riscados, estimados a partir do
mapeamento sísmico bidimensional, são da ordem de 15 bilhões
de barris de petróleo.
97. Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis
Carlos Mikael Arnemann Batista
carnemann@anp.gov.br
98. Referências
Bibliográficas
BUENO, G.V. et al. Bacia de Pelotas. Boletim de Geociências da Petrobras. v. 15, nº2, p. 551-559.
2007.
CATUNEANU, Octavian. Principles of Sequence Stratigraphy. 1ª ed. Amsterdam: Elsevier, 2006.
387p.
MELLO, M.R. et al. Promising Giant New Hydrocarbon Frontier: The Namibian Continental Margin. GEO
ExPro Magazine, v. 8, nº 6. 2012. Disponível em http://www.geoexpro.com/articles/2012/03/promising-
giant-new-hydrocarbon-frontier-the-namibian-continental-margin. Acessado em 15/10/2014.
NIÑO-GUIZA, Christian. Constraining the Aptian Petroleum System of the Walvis Basin, Offshore
Namibia – Basin Modeling Results Based on New Well and 3D Seismic Data Interpretation. In:
EUROPEAN REGIONAL CONFERENCE AND EXHIBITION, 2015, Lisboa. Resumo. Lisboa: AAPG,
2015.Disponível em:
http://www.searchanddiscovery.com/abstracts/html/2015/90226erm/abstracts/9930754.html. Acessado
em 06/07/2015.
SHANMUGAM, G. Deep-Water Processes and Facies Models: Implications for Sandstone
Petroleum Reservoirs. 1ª ed. Amsterdam: Elsevier, 2006. 500 p.