1. PRÉ-SAL: Conceituação Geológica
Guilherme Eduardo Zerbinatti Papaterra
Resumo
O anúncio de descobertas de óleo e gás natural, em 2007, na seção Rifte na região de águas ultraprofundas da bacia de Santos, aponta para a existência de novas e excelentes perspectivas para o setor petrolífero brasileiro. O objetivo principal deste trabalho é circunscrever o conceito geológico do intervalo conhecido como “Pré-sal” nas bacias da margem Leste Meridional brasileira. A circunscrição deste intervalo envolveu questões exploratórias, limites estratigráficos e abordagens tectônicas. Do ponto vista exploratório, as acumulações de hidrocarbonetos estariam controladas pela ocorrência de altos estruturais do embasamento, tendo como reservatórios principais os carbonatos da seção Rifte (coquinas) e sag (microbialitos). Em relação ao ponto de vista geotectônico, caracterizado neste trabalho como indefinido, torna-se relevante a discussão da fase Sag durante o estágio evolutivo das bacias tipo rifte. Estratigraficamente, o intervalo “Pré-sal” é representado por todos os estratos depositados temporalmente antes do pacote evaporítico, do final do Aptiano.
Palavras-chave: pré-sal, bacias da Margem Continental, Aptiano
PRE-SALT: Geological Concepts
Guilherme Eduardo Zerbinatti Papaterra
Abstract
The announcement of oil and natural gas resources discovery in 2007, under rift section in the ultra- deep waters of the Santos basin, indicates the existence of excellent perspectives for the Brazilian oil sector. The main objective of this study was to define the geological concepts of the package known as "Pre-salt” along the Eastern Brazilian Margin. The package delimitation involves exploratory issues, stratigraphic boundaries and tectonic approaches. Regarding the exploratory standpoint, the hydrocarbon accumulations would be controlled by the occurrence of basement structural highs, with the main reservoirs being the carbonate Rift section (coquina-reservoir) and sag (microbialites reservoir). Concerning geotechtonics, considered undefined in this work, the Sag phase during rift basin evolution deserves discussion. Stratigraphically the “Pre-salt” package is represented by all strata deposited before the evaporites from the late Aptian.
Key-Words: Pre-salt, Brazilian Continental Margin, Aptian

2. INTRODUÇÃO
A terminologia “Pré-sal” surge na mídia nacional a partir do ano 2005, quando a Petrobras realizou as primeiras perfurações exploratórias na seção Rifte, em águas ultraprofundas da bacia de Santos (blocos exploratórios BM-S-10 e 11), obtendo sucesso geológico1.
A partir da confirmação destas acumulações, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) publicou a Resolução Nº 6, de 8 de novembro de 2007, determinando à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a exclusão de 41 blocos exploratórios da 9ª Rodada de Licitações, situados nas bacias do Espírito Santo, de Campos e de Santos e relacionados às possíveis acumulações em reservatórios do “Pré-sal”. Nessa resolução, determinou também ao Ministério de Minas e Energia (MME) que avaliasse, no prazo mais curto possível, as mudanças necessárias no marco legal que contemplem um novo paradigma de exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil.
No dia 31 de agosto de 2009, o Poder Executivo Federal apresenta proposta de um novo marco legal para exploração de áreas estratégicas como o “Pré-sal”, A proposta encaminhada ao Congresso Nacional é composta de 4 projetos de lei que dispõem sobre: (a) introdução do regime de partilha de produção nestas áreas; (b) criação de uma nova empresa pública para gestão destes contratos; (c) criação de um fundo social, a partir das receitas oriundas das atividades petrolíferas na “área do pré-sal” e em áreas estratégicas; e (d) cessão de direitos de exploração e produção da União à Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras.
1 O sucesso na exploração de petróleo pode ser classificado segundo dois elementos: geológico (ou técnico) e o econômico (ou comercial). O sucesso geológico é alcançado com a descoberta de uma acumulação num alvo exploratório (prospecto ou “lead”), que pode não ser suficientemente atrativo para justificar novos investimentos exploratórios.

3. Historicamente, acumulações de hidrocarbonetos em estratos do Cretáceo Inferior, depositados nas bacias de rifte da margem Leste brasileira anteriores à deposição de evaporitos do Aptiano, já haviam sido encontradas no campo terrestre de Carmópolis (reservatórios conglomeráticos e embasamento fraturado, selados por evaporitos e folhelhos aptianos), descoberto em 1963, na bacia de Sergipe-Alagoas; e, em águas rasas da margem continental, na bacia de Campos, desde a década de 1970, em basaltos fraturados do Neocomiano e coquinas do Barremiano.
Diante destas recentes discussões sobre o novo marco regulatório para o setor de petróleo e gás natural no Brasil, a circunscrição do conceito geológico do intervalo “Pré-sal” torna-se necessária e envolve questões exploratórias além da abrangência geográfica desta província, tais como limites estratigráficos, natureza do sistema petrolífero, homogeneidade dos reservatórios e continuidade das acumulações, que necessitam ser discutidas e analisadas de maneira que o tratamento regulatório seja o mais adequado e preciso para esta nova fronteira exploratória.
Neste sentido, o objetivo deste trabalho é o de analisar os conceitos e dados geológicos disponíveis na literatura para tentar delinear, mais precisamente, o conceito geológico do termo “Pré-sal”, vis-à-vis as recentes perfurações exploratórias na seção Rifte em águas ultraprofundas na bacia de Santos, cujos resultados foram de sucesso geológico, além de outras áreas.
O presente trabalho tem como base a dissertação de Mestrado em Geologia: “Pré- Sal: conceituação geológica sobre uma nova fronteira exploratória de petróleo no Brasil” / Papaterra, Guilherme Eduardo Zerbinatti –Rio de Janeiro: UFRJ / IGeo, 2010.

4. 1 O PRÉ-SAL
Conceitualmente, o termo “Pré-sal” que permeia a mídia e até textos técnicos aproxima-se de uma definição de caráter geológico temporal, que significa o intervalo de rochas que foi depositado antes de camadas de sal. Neste conceito, os reservatórios que lá ocorram devem ser considerados simplesmente mais velhos que uma camada de sal autóctone, em discussão. Tem, portanto caráter geocronológico (PAPATERRA, 2010).
Já o termo subsal, representando um modelo conceitual de acumulação de hidrocarbonetos (play), significa que a rocha reservatório situa-se estratigraficamente abaixo de uma camada de sal. Se a camada for autóctone, significa que a rocha reservatório é mais antiga que ela, mas, se alóctone, não necessariamente. O termo sub- sal tem, portanto caráter litoestratigráfico e não necessariamente cronoestratigráfico.
A ilustração da Figura 1 exemplifica as configurações acima, apresentando duas seções sísmicas, onde a primeira (A) consiste numa oportunidade exploratória2 em reservatórios terciários, numa configuração subsal (sal alóctone) na bacia do Espírito Santo, e a segunda (B) numa oportunidade no “pré-sal” na bacia de Santos, em reservatórios mais velhos (início do Aptiano) que os evaporitos (sal autóctone).
Neste contexto, o termo “Pré-sal” sensu lato, equivale ao intervalo de tempo das fases Pré-rifte e Rifte (ou Sin-rifte I, II e III). Assim, a pesquisa do “Pré-sal” pode incluir o início da exploração sistemática de petróleo no Brasil, na bacia do Recôncavo por exemplo, na década de 1940 (PAPATERRA, 2010).
2 Uma oportunidade exploratória é uma situação geológica que pode envolver vários prospectos em diversos graus de confiabilidade. Já o prospecto é uma acumulação potencial, mapeada por geólogos e geofísicos, onde se estima que exista uma acumulação de óleo e/ou gás natural e que esteja pronta para ser perfurada. Os cinco elementos necessários (geração, migração, reservatório, selo e trapeamento) para que exista a acumulação devem estar presentes.

5. Figura 1. Seções sísmicas ilustrando as configurações pré-sal na bacia de Santos (B), e subsal na bacia do Espírito Santo (A). As camadas de evaporito apresentam-se ilustradas em verde, enquanto os possíveis reservatórios de hidrocarbonetos na cor laranja (fonte: GOMES et al., 2008).
2.1 O ponto de vista exploratório
A pesquisa por reservatórios depositados temporalmente antes e fisicamente abaixo dos evaporitos da Fase Transicional nas bacias da margem Leste brasileira, iniciou na década de 1960, na bacia de Sergipe-Alagoas, com a descoberta do campo terrestre de Carmópolis, em 1963. Neste campo, os principais reservatórios são os conglomerados da Formação Muribeca (Membro Carmópolis) e o embasamento cristalino fraturado, trapeados em sistema de blocos falhados e selados por evaporitos e folhelhos aptianos do Membro Ibura (cf. MILANI e ARAUJO, 2003).
Nas décadas de 1970 e 1980, com a perfuração de mais de 150 poços em águas rasas nas bacias de Campos e Espírito Santo (SIMÕES FILHO, 2008), foram descobertas acumulações em reservatórios carbonáticos (coquinas) atribuídos ao andar Barremiano (q.v. CASTRO, 2006). Em função do pequeno volume das descobertas, algumas destas acumulações não resultaram em produção comercial. Como exemplo de sucesso, ainda em produção, na configuração acima na bacia de Campos, pode-se citar os campos de Badejo, Pampo, Linguado e Trilha, todos de pequeno e médio porte.

6. Nestes campos, reservatórios em coquinas formam sucessões que podem atingir espessuras máximas de 200 m (média de 100 m) e incluem ciclos de granocrescência ascendente de 10 a 50 m de espessura, iniciando-se por calcilutitos que gradam verticalmente para as coquinas, que são calcarenitos e calcirruditos (BRUHN et al., 2003). O óleo contido nesse reservatório apresenta um grau API entre 28 e 33º.
A partir de 2004, graças às novas e modernas técnicas de processamento sísmico como por exemplo, o processamento em profundidade (PSDM – pre stack time migration), a pesquisa por reservatórios do “play” subsal no Brasil é retomada na região de águas ultraprofundas (lâminas d´água superior a 2.000m) na bacia de Santos. Nesta configuração subsal foram descobertas grandes acumulações de óleo leve e gás natural nas bacias da margem Leste Meridional Brasileira (Campos e Santos).
O primeiro poço exploratório a ultrapassar a espessa camada de sal (aproximadamente 2.000 m), em águas ultraprofundas (lâmina d’ água de 2.038m), da bacia de Santos foi o poço pioneiro 1-BRSA-329D-RJS, localizado no bloco exploratório BM-S-10 (prospecto Parati), licitado na Segunda Rodada de Licitações da ANP, em 2000.
Em julho de 2005, a Petrobras relata à ANP a presença de indícios de petróleo em carbonatos na seção rifte neste poço exploratório. Cabe destacar que a perfuração deste poço, que atingiu a profundidade final de 7.628 metros, teve início em 01/01/2005, sendo concluído em 27/10/2006. Este grande intervalo de tempo caracteriza o desafio tecnológico inicial na perfuração de poços de tal natureza, atravessando espessas camadas de evaporitos nesta região.
Na sequência, em julho de 2006, a Petrobras relata nova descoberta de óleo leve, também em carbonatos da seção Rifte, no poço pioneiro 1-BRSA-369A-RJS, bloco

7. exploratório BM-S-11, licitado na Terceira Rodada de Licitação da ANP, situado em lâmina d’água de 2.140 metros, distante cerca de 250 quilômetros da costa Sul da cidade do Rio de Janeiro. Esta área de acumulação posteriormente foi denominada, pelo consórcio de empresas deste bloco, de Tupi.
Daí por diante, novos poços exploratórios foram perfurados na região denominada informalmente de cluster ou “pólo Pré-sal” da bacia de Santos (figura 2), os quais apresentaram notificação de descoberta de hidrocarbonetos.

8. Figura 2. Mapa de localização dos principais blocos exploratórios no” pólo Pre´-sal” da bacia de Santos. O polígono irregular em azul, corresponde aos reservatórios pré-sal, segundo Estrela, 2008. Em detalhe, observa-se os blocos exploratórios atualmente em concessão nesta região. Os polígonos em verde são blocos da Rrodada 2 e os em amarelo da Rodada 3 (PAPATERRA, 2010 ).

9. Trabalhos de Carminatti et al. (2008, 2009) e Gomes et al. (2008) descrevendo a seção “Pré-sal” na região de águas ultrasprofundas na bacia de Santos definem novo e atrativo play exploratório carbonático. Este novo play seria resultado da combinação de múltiplos elementos geológicos:
(a) rochas geradoras prolíficas e maturas;
(b) estruturas Sin-rifte que incluem múltiplos e grandes altos intrabaciais, que ao mesmo tempo podem ter trapeado e focalizado os hidrocarbonetos;
(c) reservatórios carbonáticos de origem microbial; e
(d) extenso e efetivo selo, constituído por espessas camadas de evaporitos que se estendem ao longo da área.
No caso da bacia de Santos, os óleos de origem salina foram gerados a partir de rochas depositadas em ambiente lacustre salino (MELLO et al., 1995) da antiga Formação Guaratiba, definida por Pereira e Feijó (1994), atualmente elevada à categoria de Grupo Guaratiba (formações Piçarras e Itapema) por Moreira et al. (2007). Essa salinização ocorreu durante o Aptiano, no estágio final da Fase Rifte, quando o sistema de lagos passou a receber influência de águas salinas provindas do sul, somando-se a altas taxas de evaporação relacionadas à aridez no final do Eocretáceo.
Estas rochas geradoras correlacionam-se com as da antiga Formação Lagoa Feia (Bacia de Campos), atualmente elevada à categoria de Grupo Lagoa Feia por Winter et al. (2007), formada por folhelhos negros laminados, intercalados com carbonatos, com espessura variando de 100 a 300 metros. A concentração de Carbono Orgânico Total (TOC) varia de 2 % a 6 % e o Índice de Hidrogênio (HI) situa-se acima de 900 mg de HC/g TOC, indicando tratar-se de querogênio do tipo I. Os óleos se caracterizam por

10. apresentar altos teores de hidrocarbonetos saturados, relativa abundância de n-alcanos de elevado peso molecular, teores médios de enxofre (~0,3%), alta razão V/Ni, presença de β-caroteno e relativa abundância de gamacerano (MELLO et al. 1988).
Do ponto de vista exploratório e dentro da circunscrição proposta neste trabalho do intervalo “Pré-sal” nas bacias da margem Leste Meridional brasileira (Santos, Campos e Espírito Santo), as principais oportunidades exploratórias enquadram-se no Modelo de Acumulação da Fase Rifte, conforme definido por Chang et al. (2008).
Nesse modelo de acumulação proposto por Chang et al. (2008), de maior abrangência geológica, não se restringindo apenas aos reservatórios carbonáticos de origem microbial, como as recentes descobertas nas bacias de Santos (área de Tupi) e Campos (campo de Jubarte), a ocorrência de altos estruturais do embasamento controla a acumulação de hidrocarbonetos em reservatórios carbonáticos, siliciclásticos e até mesmo em rochas vulcânicas fraturadas. A geração destes hidrocarbonetos ocorreria nos baixos estruturais desta mesma Fase Rifte e a migração se daria por camadas carreadoras (carrier-bed) até o ápice das estruturas, as quais apresentam excelente geometria de fechamento.
Desta forma, em termos de objetivos exploratórios3, duas situações geológicas distintas podem ser observadas:
(a) A primeira de idade aptiana (“Aptiano Superior”, segundo DIAS, 2005), depositada em ambiente de quiescência tectônica, no estágio final da Fase Rifte, equivalente ao que presentemente designa-se de estágio ou fase Sag4, referindo-se a
3 Objetivos Exploratórios constituem de reservatórios ou formações geológicas mapeadas como objetivos a serem testados quando da perfuração do prospecto exploratório.
4 A denominação sag (flexura, curva ou dobra, em Inglês) faz alusão a fase (ou estágio) de quiescência tectônica, ainda dentro da evolução da tectônica rifte, na sua parte superior, cujos sedimentos teriam sido

11. reservatórios carbonáticos de origem microbial (microbialitos5). Nessa situação, a distribuição geográfica, bem como o posicionamento estrutural destes reservatórios, constituem elementos críticos de sucesso exploratório.
(b) A segunda situação geológica, já amplamente conhecida desde a década de 1980, como os exemplos das descobertas de campos petrolíferos em águas rasas na bacia de Campos, em regiões sem sobreposição de expressivos evaporitos, refere-se a reservatórios de idade barremiana e aptiana. Nesta situação, reservatórios são coquinas de biválvios e rochas siliciclásticas associadas, depositadas em ambiente lacustre durante a Fase Rifte. Não obstante, em águas profundas, reservatórios dessa natureza também podem ocorrer.
Dentro das perspectivas exploratórias expostas e considerando os elementos do sistema petrolífero, é de se esperar que a ocorrência de grandes acumulações de hidrocarbonetos no intervalo “Pré-sal” se dê sobretudo abaixo das grandes “muralhas de sal”6 da Fase Transicional nas bacias da margem Leste Meridional (PAPATERRA, 2010).
Abaixo das estruturas de sal, todos os sedimentos, independente de suas profundidades ou litologias, são relativamente mais “frios” que as seções sem sal. Além disso, os evaporitos por apresentarem alta condutividade térmica, permitem a transferência de calor do topo dos reservatórios para porções mais rasas (MELLO et al.,
depositados em uma “bacia tipo sag”. Esta fase ou estágio é composta por uma sequência de camadas sub-horizontais, resultado de subsidência termal, flexural, apresentando atividade tectônica rúptil escassa.
5 Segundo Burne &Moore (1987), ‘microbialitos’ consistem em depósitos orgânico-sedimentares formados pela interação entre comunidades microbiais bentônicas e sedimentos detríticos ou químicos, envolvendo processos de trapeamento e ligamentos de sedimentos detríticos, calcificação inorgânica e biogênica.
6 Em bacias evaporíticas, diápiros de sal isolados podem gerar toldos ou plugues, em funçãodo suprimento de sal ao longo do tempo. Feições com geometrias mais alongadas são interpretadas como muralhas de sal (autóctones) ou línguas (alóctones) de sal.

12. 1995), podendo retardar o craqueamento térmico dos hidrocarbonetos em grandes profundidades na bacia.
2.2 O ponto de vista geotectônico
A origem “sin” ou “pós” rifte para deposição dos evaporitos consiste em tema controverso sobre a evolução do Atlântico Sul.
Alguns pesquisadores como Henry et al. (1995) e Davison (2007) defendem que as extensas bacias de sal no Atlântico Sul são de idade pós-ruptura continental (continental breakup) e que a deposição do sal (evaporitos) deu-se desde áreas de crosta continental até proto-oceânica (crosta oceânica).
Por outro lado, Karner e Gamboa (2007) defendem que os evaporitos foram depositados num estágio (ou fase) tardio do Sin-rifte, capeando a fase final de uma Megassequência Regional Regressiva, ampla e geograficamente distribuída num pacote sedimentar denominado de pre-salt sag basin.
O desenvolvimento destas grandes bacias sedimentares salíferas ocorreu tanto na margem Oeste Africana (em direção ao oceano após a zona de charneira do Atlântico Sul), quanto na margem Leste Brasileira.
No caso das recentes descobertas de grandes acumulações de óleo e gás natural no intervalo “Pré-sal” na região de águas ultraprofundas na bacia de Santos, merece destaque, do ponto de vista Geotectônico, a abordagem do estágio (ou fase) Sag defendida por Karner e Gamboa (2007), porém já apontado por Nepomuceno (2005).
Muito embora estudos geotectônicos ocorram de forma sistemática desde a década de 1970 nestas bacias (q.v. ASMUS E PORTO, 1972 e ESTRELLA, 1972, apud

13. BUENO, 2004) constata-se que apenas muito recentemente incluiu-se o estágio (ou fase) Sag no processo evolutivo de formação das bacias do tipo rifte.
O processo de rifteamento, por definição, está associado a fraturamentos rúpteis da crosta, conduzindo à formação de morfologia tipo horstes e grábens. Todavia, graças à melhora no imageamento e processamento sísmico, importantes e novas relações estruturais nas margens tipo rifte vêm sendo observadas, criando um paradoxo da variação de padrões tectônicos versus subsidências termais.
Karner et al. (2003, apud KARNER et al., 2007), baseado em estudos nas margens oeste africana e brasileira, descrevem a presença de uma extensa seção sedimentar na parte superior do Rifte (ou Sin-rifte), regionalmente distribuída e controlada por pequenas falhas normais, sendo observada também, em algumas situações, a ausência de falhas originadas a partir do embasamento.
De acordo com Karner e Gamboa (2007), a deposição destes espessos pacotes sedimentares durante o estágio (ou fase) Sag deu-se num momento de quiescência tectônica da bacia, anterior à deposição evaporítica. Este ciclo ou fase de evolução tectônica da bacia é caracterizado pelo desenvolvimento de uma ampla depressão flexural termal da crosta continental, com características de atividade tectônica escassa, lateralmente contínua e com mergulhos suaves. De acordo com estes autores, a origem das bacias tipo sag estaria relacionada à compensação isostática devido ao estiramento na base da crosta.
As figuras 3 e 4 ilustram, através de seção sísmica regional ao longo da bacia de Santos, as relações estruturais e padrões tectônicos característicos, tanto das camadas depositadas num ambiente tectônico do “tipo rifte”, propriamente dito, quanto daquelas depositadas na sua fase final, caracterizada por uma deposição do “tipo sag”.

14. Figura 3. Seção sísmica regional (E-W) interpretada na região central da bacia de Santos, com mais de 600 Km de comprimento.Pode-se observar as principais feições geotectônicas: crosta continental (Continental Crust), falhas do embasamento (linha preta), base do sal interpretada como o horizonte (linha) em amarelo, crosta oceânica (Oceanic Crust), intervalo “Sag”. (fonte: HENRY, 2009).
Fig. 5.7

15. Figura 4. Detalhe da seção sísmica regional da Figura 5.6, escala vertical exagerada. O horizonte (linha) em amarelo representa a base do sal, tendo como topo do sal o horizonte (linha) em verde. O intervalo interpretado como Sag encontra-se entre o horizonte base do sal(linha amarela) e o topo do horizonte Sin-Rifte (linha azul claro).Chama atenção que as falhas interpretadas na seção sísmica (linhas em preto) possuem padrão de terminação na base do horizonte Sag. As linhas verticais com rótulos Tupi e Júpiter, representam a projeção dos poços exploratórios pioneiros neste prospectos, respectivamente localizados nos blocos BM-S-11 e BM-S-24 (fonte: HENRY, 2009).
Na seção sísmica da Figura 4 pode-se identificar:
(a) as fases Pré-rifte e Rifte (ou Sin-rifte), caracterizadas por sedimentos dispostos em meio-grábens, com espessuras que podem ultrapassar 3 km;
(b) subdivisão da parte superior do Rifte (ou Sin-rifte), denominada de Sag, marcada por camadas sub-horizontais que repousam em discordância sobre o topo da sequência Sin-Rifte e abaixo dos evaporitos, com espessura variando entre 200 e 300 m;
(c) espesso pacote evaporítico da Fase Transional e;
(d) Fase de Margem Passiva, incluindo toda a coluna de sedimentos “pós-sal”, podendo atingir espessuras de até 10 km.
2,5
5,0
7,5
Prof. (Km)

16. Segundo Karner e Gamboa (2008), os limites geotectônicos desta grande bacia Sag, pré-evaporítica, se estendem desde a bacia de Santos até a bacia de Camamu- Almada (Figura 5).
Figura 5. Mapa de anomalia gravimétrica residual Bouguer com a localização das principais feições tectônicas das bacias da margem continental brasileira. (fonte: KARNER e GAMBOA, 2007).
Conforme pode-se observar, esta extensa bacia Sag limita-se a Oeste, pela zona de charneira offshore (Western Hinge Zone, linha em vermelho), e a Leste, pelo limite aproximado da crosta continental (Edge of pre-salt sag basin, linha azul), caracterizada no mapa por forte contraste de gradientes gravimétricos positivos/negativos anômalos.
No caso das recentes descobertas brasileiras de grandes acumulações de óleo leve e gás natural no intervalo “Pré-sal”, a representação geográfica dos reservatórios (Figura

17. 6), segundo Estrella (2008) e Formigli (2008), estaria restrita do litoral do Estado do Espírito Santo até Santa Catarina, ao longo de mais de 800 km de extensão por até 200 km de largura, em lâmina d’água que varia de 1.500 a 3.000 m e soterramento entre 3.000 e 4.000 m.
Figura 6. Mapa ilustrativo da província “Pré-Sal” segundo Estrela (2008) e Formigli (2008). A linha em preto representa a charneira Cretácea, a linha em azul o “Limite Oeste do SAG Carbonático”, e a linha em vermelho, o “Limite Leste do Sal”. Os polígonos em azul, verde e amarelo, representam respectivamente os reservatórios do “pré-sal”, os blocos exploratórios sob concessão, e os campos de desenvolvimento ou produção sob concessão.
Na Figura 6 chama atenção a linha “limite Oeste do Sag”, denominado de “SAG Carbonático”, e a delimitação de uma área mais reduzida, denominada de “Reservatórios Pré-sal”, que não se ajustam perfeitamente na bacia de Santos. A leste observa-se o denominado “Limite Este do Sal”.
Comparando-se a ilustração da Figura 6 com a Figura 5, que apresenta as principais feições tectônicas da margem leste brasileira, observamos que o limite leste do sal, respeitando-se a escala de trabalho, assemelha-se de certa forma ao limite crosta continental/oceânica apresentado por Karner e Gamboa (2007).

18. Já o limite a Oeste desta extensão bacia Sag, na figura 6, apresenta relativa semelhança com o limite denominado de linha de Chaneira, na figura 7.
Depreende-se então que na avaliação regional realizada pela Petrobras sobre o potencial petrolífero do “Pré-sal”, os limites propostos para a ocorrência desses reservatórios, constituídos principalmente por carbonatos de origem microbial (microbialitos), estariam associados a uma situação evolutiva das bacias da margem Leste Meridional. Observa-se ainda que os limites propostos para estes reservatórios estariam restritos ao estágio (ou fase) Sag nas bacias de Santos e Campos, com predominância de sedimentação carbonática (PAPATERRA, 2010).
Tal afirmação é corroborada quando observamos que, aproximadamente no limite geológico entre as bacias de Santos e Campos, há uma aproximação do limite Oeste, definido pela Petrobras como “Sag Carbonático”, com a ocorrência destes “Reservatórios pré-Sal” propriamente ditos.
Já na bacia de Santos, não se configura semelhança do “Limite Oeste Sag Carbonático” com os “Reservatórios pré-Sal”. Tal situação pode ser explicada, levando em consideração que estes “reservatórios”, conforme discutido na seção sobre o ponto de vista exploratório, estariam associados a uma configuração subsal, sotopostos nesta região a extensas e contínuas muralhas de sal. Nesta situação, os evaporitos agiriam como selo para estes reservatórios. Vale a pena destacar que o limite do sal (“Limite Este do Sal” sensu ESTRELLA, 2008) está deslocado para sudeste em relação ao limite NW da bacia sag de acordo com Karner e Gamboa (2007).
Numa configuração diferente das anteriores, a Lei N.º 12351/2010, que trata da introdução do novo modelo de exploração desta nova fronteira exploratória, apresenta um novo polígono delimitando a “área do pré-sal” (Figura 7).

19. Figura 7. Mapa integrado do limite da “área do Pré-sal”, representado pelo polígono marrom, segundo coordenadas do Anexo da Lei 12351/201, versus o limite dos ”reservatórios pré-sal” (linha pontilhada em azul), segundo Estrela (2008) e Formigli (2008). Os polígonos em verde e amarelo, representam, respectivamente, blocos exploratórios e campos em concessão, as linhas finas pretas pontilhadas representam a batimetria, a linha em vermelho o “Limite Leste do Sal”, a linha contínua preta “Charneira”, a linha azul claro o “Limite Oeste do SAG Carbonático”, e as linhas pretas escuras pontilhadas os limites geotectônicos das bacias sedimentares. (PAPATERRA, 2010).

20. Nesta nova configuração adotada na lei 12.351/2010 observa-se que a “área do pré-sal”, definida geograficamente, difere da apresentada inicialmente pela Petrobras, não apresentando conotação geológica, do ponto de vista geotectônico, com as principais feições tectônicas já mapeadas e interpretadas nas bacias da margem Leste Meridional Brasileira.
Desta forma, em termos geotectônicos, o limite do “Pré-sal” fica indefinido por não estar se tratando de um critério geológico único. Ora se reconhece, de fato, limites estruturais (charneira cretácica e anomalias gravimétricas), ora a distribuição do reservatório dentro do Sag e ora a própria ocorrência do sal, numa configuração subsal (PAPATERRA, 2010).
2.3 O ponto de vista estratigráfico
Do ponto de vista estratigráfico, o intervalo “Pré-sal” das bacias da margem Leste brasileira é representado por todos os estratos depositados temporalmente antes do pacote evaporítico, do final do Aptiano (PAPATERRA, 2010).
Dentro do modelo evolutivo tectonossedimentar das bacias sedimentares do Atlântico Sul, em sua margem Leste, as sequências sedimentares anteriores à deposição do sal consistem nos seguintes registros:
(a) seção sedimentar da Fase Pré-Rifte (cf. PONTE e ASMUS,1968) ou Sin-rifte I (cf. CHANG et al., 1992), neojurássico-eocretáceo, bem caracterizados nas bacias do Recôncavo, Tucano, Jatobá e Sergipe-Alagoas e, em direção ao sul, até a bacia de Cumuruxatiba;
(b) seção sedimentar da Fase Rifte (cf. PONTE e ASMUS, 1968) ou Sin-rifte II e III (cf. CHANG et al., 1992);

21. (c) pacote sedimentar correspondente ao estágio (ou fase) Sag”, depositado em ambiente de quiescência tectônica.
De uma maneira geral, o pacote Pré-rifte (ou Sin-rifte I) é representado por rochas em geral avermelhadas, de contextos deposicionais fluvial, eólico e lacustre muito raso (MILANI et al., 2007).
Já a seção da Fase Rifte, caracteriza-se por rochas siliciclásticas depositadas em contexto paleoambiental de leque aluvial, deltaico-lacustre e lacustre, onde ocorrem folhelhos escuros geradores, coquinas e, ocasionalmente, rochas vulcâncias.
Por fim, a sequência sedimentar do estágio (ou fase) Sag, depositada em um momento de subsidência térmica, flexural, da bacia sedimentar, é constituída por sedimentos terrígeno-carbonáticos, cujo contexto deposicional, ainda incerto, aponta para ambientes marinhos restritos. Sobreposto a esta sequência, ocorre espesso pacote evaporítico (PAPATERRA, 2010).
Quanto ao pacote evaporítico do final do Aptiano, estende-se desde a parte Norte da bacia de Pelotas (cf. BUENO et al., 2007) até a bacia de Sergipe-Alagoas. Milani et al. (2007) aventam a presença destes horizontes até a bacia de Pernambuco-Paraíba.
Segundo Dias (2008), a expressiva deposição evaporítica na margem leste brasileira só foi possível em função da existência de uma barreira física, na parte sul, no final do Aptiano, a qual, ao impedir a livre circulação das águas marinhas, ocorrendo clima árido/semi-árido, criou condições para o aumento da salmoura até o nível de precipitação dos minerais evaporíticos. Esta barreira, de direção E-W, consistiu em cadeia vulcânica submarina, denominada Dorsal de São Paulo, que, em conjunto com o Alto de Florianópolis, formou a principal barreira à circulação oceânica durante o Aptiano.

22. Geralmente estes evaporitos são compostos predominamente por halita e anidrita (MOREIRA et al., 2007). Entretanto, nas três bacias estudadas registra-se a presença de sais mais solúveis, tais como taquidrita, carnalita e, localmente, silvinita.
Dias (1998) estima que o tempo de deposição dessa sequência evaporítica foi de 0,7 a 1 m.a. Já Freitas (2006) prevê que o tempo para a deposição foi entre 400 e 600 ka.
No caso da bacia de Santos, essa espessa sequência evaporitíca corresponde à Formação Ariri; na bacia de Campos, à Formação Retiro, do Grupo Lagoa Feia; na bacia do Espírito Santo, ao Membro Itaúnas da Formação Mariricu.
Já os registros sedimentares do principal reservatório do “Pré-sal” (cf. ESTRELLA, 2008; FORMIGLI, 2008 ; FORMIGLI et al., 2009) são constituídos predominantemente por carbonatos de origem microbial, já apontados por Dias (1988; 2005) em descrição de testemunhos de poços exploratórios perfurados em águas rasas da bacia de Campos (Figura 8).

23. Figura 8. Perfil-tipo de uma sequência de terceira ordem definida para o Aptiano Superior na bacia de Campos, ressaltando a associação de fácies intermaré superior amostrada pelo testemunho: (A) estromatólito dendrítico/foliforme; (B) estromatólito dendrítico e (C) estromatólito foliforme.(fonte: DIAS, 2005).
Esta configuração de carbonatos microbiais ou microbialitos, até o momento, ocorre apenas nas bacias de Santos e Campos.
Conforme recente revisão da Petrobras nos diagramas estratigráficos das bacias sedimentares brasileiras, estes reservatórios ocorreriam na Formação Barra Velha do Grupo Guaratiba, na bacia de Santos; enquanto que, na bacia de Campos, estariam representados na Formação Macabu do Grupo Lagoa Feia (Quadro 1).

24. Quadro 1. Descrição dos principais reservatórios carbonáticos, de origem microbial, seção “sag” nas bacias da margem Leste Meridional (PAPATERRA, 2010 - fonte: MOREIRA et al., 2007 e WINTER et al., 2007).

25. Tanto Moreira et al. (2007) quanto Winter et al. (2007) interpretam o paleoambiente deposicional destas sequências, nas bacias de Santos e Campos, respectivamente, como transicional (parálico). Tal interpretação é corroborada por Dias (2004), que apresenta o Andar “Aptiano Superior” (genericamente correspondente ao andar “Alagoas Superior”) caracterizado por uma sedimentação marinha que ocorreu em ambiente de quiescência tectônica com falhamentos localizados.
Neste período, anterior à deposição dos evaporitos, pode-se interpretar a existência de um mar epicontinental com extensas regiões proximais muito rasas, com grande influência continental, e com um litoral recortado, eventualmente seccionado por vales (qv. DIAS, 2005). Nos embaiamentos, onde as águas se tornaram hipersalinas a ponto de impedir a existência de predadores, proliferaram as comunidades microbiais formadoras dos microbialitos.
Para Formigli (2009), a separação contínua entre os continentes africano e sul americano, bem como o conseqüente preenchimento do espaço por incursões marinhas, criou um ambiente de elevada salinidade e baixa energia, estressante para muitos organismos pastadores de algas (p. ex. gastrópodes), o que permitiu o desenvolvimento de esteiras microbianas que induziram a precipitação de CaCO3 na forma de estromatólitos, também referidos como microbialitos.
Estrella (2008) e Formigli (2008) apontam a relevância exploratória dessas ocorrências e ilustram esses reservatórios, comparando-os a análogos recentes na região de Lagoa Salgada, Norte do Estado do Rio de Janeiro (Figura 9). Por vezes, esses carbonatos encontram-se parcial ou totalmente dolomitizados. Observam-se também, em testemunhos e perfis, feições características de exposição subárea. (WINTER et al., 2007).

26. Figura 9. Exemplo de amostra de testemunho de sondagem do poço 3-RJS-646 (bloco BM-S-11), reservatório “Pré-sal“ na região de águas ultraprofundas na bacia de Santos e seu análogo, estromatólito recente na região da Lagoa Salgada, litoral Norte do estado do Rio de Janeiro. (fonte: ESTRELLA, 2008).
Corrobora com esta afirmação, trabalho recente de Terra et al. (2010) sobre a classificação de rochas carbonáticas aplicável às bacias sedimentares brasileiras, onde se ilustra, com destaque, algumas variações de estromatólitos de origem microbial observados na Formação Barra Velha na bacia de Santos (Figura 10). No caso específico, o autor agrupa este conjunto de rochas segundo elementos ligados durante a formação ou in situ.

27. Figura 10. Exemplos de amostras de testemunho de sondagem de estromatólitos na Formação Barra Velha na bacia de Santos. A- Estromatólito Arborescente; B - Estromatólito Arbustiforme e C - Estromatólito Dendriforme. (fonte: TERRA et al., 2010).
Por fim, ainda numa configuração subsal, Formigli (2008) e Fomigli et al. (2009), ao abordar os reservatórios “Pré-sal” na área denominada de Tupi (bloco BM-S-11), citam a ocorrência de reservatórios carbonáticos secundários (coquinas) na sequência Rifte da bacia de Santos. Tal reservatório secundário é correlato à segunda situação geológica apresentada anteriormente na abordagem exploratória desse trabalho.
A
C

28. De uma maneira geral, estes sedimentos (coquinas) foram depositados no estágio final da formação dos meio-grábens, diminuiu a atividade tectônica na bacia até cessá-la quase completamente.
Durante a deposição destas supersequências Rifte, predominou um paleoambiente lacustre, em cujas bordas geradas por falhamentos desenvolveram-se sistemas de leque aluvial e fluvial e, eventualmente, nos altos estruturais submersos, formaram-se coquinas e fácies associadas.
Esses tipos de depósitos estão presentes nas três bacias sedimentares discutidas neste trabalho, sendo representados pela Formação Itapema do Grupo Guaratiba, na bacia de Santos; na Formação Coqueiros do Grupo Lagoa Feia, na bacia de Campos; e pelo Membro Sernambi, Formação Cricaré, do Grupo Nativo, na bacia do Espírito Santo (Quadro 2).

29. Quadro .2. Descrição dos principais reservatórios carbonáticos da seção Rifte nas bacias da margem Leste Meridional (PAPATERRA, 2010 - fonte: MOREIRA et al., 2007, WINTER et al., 2007 e FRANÇA et al,. 2007).

30. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Este trabalho buscou circunscrever, à luz de informações e dados e públicos, o conceito geológico do termo “Pré-sal”, amplamente propalado na mídia nacional e internacional, vis-à-vis as recentes descobertas de grandes acumulações de hidrocarbonetos na seção Rifte, principalmente em águas ultraprofundas na bacia de Santos.
Face ao apresentado neste trabalho pode-se entender que o intervalo “Pré-sal”, sob os pontos de vistas:
(1) Exploratório – compreende o modelo de acumulação da Fase Rifte, onde a ocorrência de altos estruturais do embasamento controla a acumulação de hidrocarbonetos em reservatórios carbonáticos, siliciclásticos e até mesmo em rochas vulcânicas fraturadas. Neste modelo, as descobertas de grandes acumulações de hidrocarbonetos confirmam o potencial na Fase Rifte das bacias da margem Leste Meridional, ainda isolado e selado por extensa cobertura de evaporitos do Aptiano. Além disso, os evaporitos, por apresentarem alta condutividade térmica, permitiram a transferência de calor do topo dos reservatórios para porções mais rasas, impedindo uma elevada maturação térmica dos hidrocarbonetos armazenados no intervalo “Pré-sal”. Daí, a qualidade (leve, maior grau API) do óleo acumulado em reservatórios aptianos subsal, quando comparados aos óleos oriundos da mesma rocha fonte, porém trapeados em reservatórios pós-sal, os quais apresentam-se mais pesados e viscosos;

31. (2) Geotectônico – apesar de indefinido, por não estar se tratando de um critério geológico único, compreende, principalmente, os reservatórios carbonáticos de origem microbial (microbialitos) depositados em ambiente de quiescência tectônica, ao final da Fase Rifte (“Fase Sag”) e, a seção sedimentar representada por coquinas da Fase Rifte. Ressalta-se que a inclusão das coquinas extrapola e amplia geograficamente e estratigraficamente o conceito inicial do “play Pré-sal”;
(3) Estratigráfico – representado pelos seguintes estratos, depositados temporalmente antes (“pré-”) do pacote evaporítico, ao final do Aptiano:
(a) rochas carbonáticas de origem microbial (microbialitos) da Formação Barra Velha, Grupo Guaratiba, na bacia de Santos, e da Formação Macabu, Grupo Lagoa Feia, na bacia de Campos, cujo contexto deposicional, ainda incerto, aponta para ‘ambientes marinhos restritos’. Tais rochas foram depositadas em um momento de subsidência térmica, flexural, da bacia sedimentar, correspondente “Fase Sag”; e
(b) rochas siliciclásticas depositadas em contexto paleoambiental de leque aluvial, deltaico-lacustre e lacustre, e ainda coquinas e, ocasionalmente, rochas vulcâncias associadas, todas integrantes da Fase Rifte;
Entendemos por fim, que a grande problemática do delineamento destes reservatórios “Pré-sal”, proposta inicialmente pela Petrobras, e posteriormente pelo Executivo Federal, no projeto de Lei de 31 de agosto de 2009 ao Legislativo, sobre novo marco regulatório para estas áreas, advêm justamente da falta de um único ponto

32. de vista geológico para sua definição.
Esta dificuldade é intrínseca ao novo modelo geológico, por isso, demandará maior tempo e dados de poços para uma melhor definição. Todavia, a delimitação proposta pelo Projeto Lei encaminhada ao Legislativo para “área do pré-sal”, em face ao avanço significativo para águas mais rasas, pode levar a situações inusitadas de áreas onde os objetivos exploratórios principais são “pós-sal”. Além desta questão exploratória, também poderão ocorrer reflexos nas atividades regulatórias, como por exemplo, coexistência de dois sistemas de participações governamentais para um mesmo contrato e, a possibilidade de individualizações de produção de horizontes geológicos do pós-sal, todavia com regramento advindo de contrato de partilha para o pré-sal.
O presente trabalho visa, portanto, contribuir e tentar servir de referência para aqueles que possuem interesse em se aprofundar no tema tanto do ponto de vista geológico, como regulatório.

33. Agradecimentos: O autor agradece á ANP, por proporcionar oportunidade de qualificação profissional; e em especial, ao meu orientador de mestrado, professor Leonardo Borghi, pelo grande incentivo, amizade, dedicação e disponibilidade na orientação da dissertação de mestrado.

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