O Campo de São João está localizado na Bacia de Barreirinhas e foi descoberto em 1966. Os reservatórios são arenitos das formações Tutóia e Bom Gosto, com acumulações a mais de 1500m de profundidade. As estimativas iniciais de Petrobras são de 562 mil m3 de óleo e 51,5 milhões de m3 de gás, enquanto as produções acumuladas são de 12 mil m3 de óleo e 894 mil m3 de gás.

1. Bacia do Recôncavo - Campo de Bela Vista
O Campo de Bela Vista está situado na Bacia do Recôncavo, a 190 km
nordeste da cidade de Salvador, no município de Esplanada, Bahia. Foi
descoberto em 24/06/1984 pelo poço 1-BLV-1-BA, colocado em produção em
31/07/1984 e fechado em 1996.
As produções acumuladas de óleo e gás são de 27 mil m³ (170 mil barris) e
2,37 milhões de m³, respectivamente. O fluido principal é óleo leve de 34
°API.
A área do bloco devolvido é de 2,1 km², onde foram realizados 14,1 km de
linhas sísmicas 2D e perfurados 6 poços. Os reservatórios portadores de
hidrocarboneto são os arenitos do Membro Gomo da Formação Candeias e
das formações Água Grande, Itaparica e Sergi. As acumulações ocorrem a
profundidades superiores a 1.250 m. Os volumes originais in situ de óleo e
gás, estimados pela Petrobras, são da ordem de 1,54 milhão de m³ (9,7
milhões de barris) e 63,4 milhões de m³, respectivamente.

2. Bacia do Recôncavo - Campo de Fazenda Gameleira
O campo de Fazenda Gameleira foi descoberto em 1993 através do poço
pioneiro 1-FGA-1-BA. Na área de concessão, que abrange 3,75km2 e no seu
entorno, estão disponíveis 182 km de sísmica 2D, além de 285 km2 de sísmica
3D. Além do poço descobridor, a área contém o poço 6-BRSA-286D-BA e o poço
seco 1-PS-1-BA.
As zona produtoras de gás não associado deste campo estão localizadas na
Formação Pojuca, no Arenito Imbé, a cerca de 600m de profundidade, e no
Arenito Cambuqui, a cerca de 700m de profundidade. O volume in place do
campo, informado pela Petrobras no Boletim Anual de Reservas de 2006, é de
197,239 milhões de m3 de gás, sendo 62,389 milhões no Arenito Cambuqui e
134,85 no Imbé.
A produção acumulada do campo foi de 80,304 milhões de m3 de gás. O campo
localiza-se no município de Mata de São João, a leste do campo de Miranga,
operado pela Petrobras, e a cerca de 85km da cidade de Salvador. Os volumes
produzidos eram escoados para a Estação de Gás Não Associado de Miranga e
depois para a UPGN de Santiago.

3. O campo de Miranga Leste foi descoberto em 1970 através do poço pioneiro 4-
MGL-1-BA. Na área de concessão, que abrange 0,9km2 e no seu entorno, estão
disponíveis 91km de sísmica 2D, além de 286 km2 de sísmica 3D.
As principais zonas de interesse têm como fluido principal o óleo, todas na
Formação Pojuca, nos Arenitos Azevedo, a cerca de 1340m de profundidade
(poço 4-MGL-1-BA), Cambuqui, a cerca de 1490m, e Santiago, a cerca de 1750m
de profundidade (poço 3-MGL-2-BA).
O volume in place do campo, estimado pela Petrobras, é de 478 mil barris de
óleo, sendo 201 mil no Arenito Azevedo, 208 mil no Arenito Cambuqui e 69 mil
no Arenito Santiago. A produção acumulada da área foi de 50 mil barris de óleo,
entre 1979 e 1985 e entre 1988 e 1996. O campo localiza-se no município de
Itanagara, a leste do campo de Miranga, operado pela Petrobras, e a cerca de
90km da cidade de Salvador.
Bacia do Recôncavo - Campo de Miranga Leste

4. O campo de Paramirim do Vencimento foi descoberto em 1950 através do poço
pioneiro 1-PV-1-BA. Na área, que abrange 3,42 km2, estão disponíveis 193Km de
levantamento sísmico 2D. A principal zona de interesse tem como fluido principal
o óleo, bastante parafínico, na Formação Sergi, a profundidades médias de
1000m.
O volume in place do campo, estimado pela Petrobras, é de 353 mil m3 (2,22
milhões de barris) de óleo e 5,22 milhões de m3 de gás. A produção acumulada
da área foi de 82,6 mil m3 (520 mil barris) de óleo e 3,12 milhões de m3 de gás,
entre 1951 e 2000. Estão contidos nos limites da área a ser licitada 10 poços,
sendo todos secos exceto os poços 1-PV-1-BA e 7-PV-6-BA. Considera-se a
intervenção nos demais poços da área inviável.
O campo localiza-se no município de São Francisco do Conde, a leste dos campos
de Dom João e Dom João Mar e oeste dos campos de São Domingos e Socorro,
todos operados pela Petrobras, a cerca de 60 km da cidade de Salvador.
Bacia do Recôncavo - Campo de Paramirim do
Vencimento

5. O Campo de Conceição da Barra foi descoberto em 1987 através do poço especial
9-PSG-1-ES. Na área, que abrange 2,4km2, e no seu entorno, estão disponíveis
172 km de sísmica 2D, além de e 13 poços perfurados dentro do ring fense.
Os reservatórios são arenitos e conglomerados da Formação Mariricu, Membro
Mucuri, os quais contém óleo pesado. O volume in place do campo, estimado
pela Petrobras, é de 502 mil m³ (3,16 milhões de barris) de óleo e 6,73 milhões de
m³ de gás.
A produção acumulada do campo foi de, aproximadamente, 75 mil m³ de o óleo e
924 mil m³ de gás. O campo localiza-se no município de Conceição da Barra, a sul
do Campo de Rio Itaúnas e a norte de São Mateus e a cerca de 3km a oeste da
cidade de Conceição da Barra.
Bacia do Espírito Santo - Campo de Conceição
da Barra

6. O Campo de Ilha da Caçumba localiza-se na Bacia do Espírito Santo, no município
de Caravelas(BA), a 6 km sul da cidade de Caravelas. Foi descoberto em 20/04/88.
Os limites do bloco delimitam uma área de 2,54km2, onde existem no área e no
seu entorno 126km de sísmica 2D, 22km2 de sísmica 3D e 10 poços perfurados.
O campo localiza-se em uma bacia do tipo Costeira Produtora. Os reservatórios
são arenitos da Formação Mariricu/Membro Mucuri, depositados em ambiente
flúvio-deltaico, sendo as trapas do tipo estrutural.
Os volumes originais in place são de 9,020 milhões de barris de óleo e de 36,424
milhões m3 de gás. O mecanismo de produção primário é o de gás em solução,
sendo o campo produtor de óleo leve com 29º API. As produções acumuladas
totalizam 1,497 milhão de barris de óleo e 5,673 milhões m3 de gás.
Bacia do Espírito Santo - Campo de Ilha da
Caçumba

7. O campo Lagoa do Doutor, situado na Bacia do Espírito Santo, foi descoberto em
05/07/1984 pelo poço 1-LD-001-ES. Na área de concessão, que abrange 3,2km2 e
no seu entorno, estão disponíveis 476km de sísmica 2D. Além disso, 8 poços
foram perfurados neste campo.
Os reservatórios portadores de hidrocarbonetos são os calcarenitos da Sequência
Comboios da Formação Regência. Os volumes originais in situ de óleo e gás,
estimados pela Petrobras, são da ordem de 383 mil m3 (2,41 milhões de barris) e
26,8 milhões de m3, respectivamente.
As produções acumuladas de óleo e gás são de 31 mil m3 (195 mil barris) e 4,43
milhões de m3, respectivamente, e as acumulações ocorrem em profundidades
superiores a 1.820m.
Bacia do Espírito Santo - Campo de Lagoa do
Doutor

8. Bacia do Paraná - Campo de Barra Bonita
O Campo de Barra Bonita foi descoberto em 1996 através do poço pioneiro 1-
BB-1-PR e está localizado no centro-oeste do Estado do Paraná. Sua área total é
de 14.590 km².
O Campo de Barra Bonita possui apenas linhas 2D (285 km). Na área de Mato
Rico, localizada a oeste do campo, a aquisição de uma sísmica 3D (151 km2)
melhorou interpretação da área, bastante difícil em grande parte da Bacia, pois
a qualidade do sinal sísmico é afetada por uma espessa cobertura basáltica. A
principal zona de interesse, a Fm. Campo Mourão, única zona de produção, tem
como fluido principal o gás natural. O Campo de Barra Bonita constitui a
primeira acumulação comercial de gás da Bacia do Paraná.
Os reservatórios produtores da Fm. Campo Mourão foram divididos em 3
corpos arenosos, denominados de Corpo A, Corpo B e Corpo C. Os volumes
originais in situ do campo de Barra Bonita foram definidos para dois corpos de
areia (A e B) e correspondem a um total aproximado de 2,7 Mm³ de
condensado e 1.335,5 MM m³ de gás não associado. Não houve nenhuma
produção até o momento no Campo de Barra Bonita.

9. O Campo gaseífero de Iraí foi descoberto em 1963, através do poço pioneiro 1-EI-1-
BA. Localizado na porção meridional da Bacia do Tucano Sul, entre os municípios de
Ouriçangas e Iraí, dista 110 Km ao norte da cidade de Salvador, e cerca de 13 Km a
oeste do Campo de Conceição, abrangendo uma área de aproximadamente 13 Km².
O campo está localizado em área de fácil acesso, atendido por uma boa malha
rodoviária, apresentando uma topografia relativamente plana.
Destaca-se a Formação Água Grande como principal reservatório portador de gás,
situado à profundidades variando entre 400 e 800 metros, com, segundo
informações da Petrobras, VGIP de 93,677 milhões de m³. Secundariamente,
aparece a Formação Sergi, situada a uma profundidade média de 210 m, com VGIP
de 37,371 milhões m³.
Desse modo, as principais zonas de interesse, tendo o gás como fluido principal,
situam-se nos arenitos da Formação Água Grande e Sergi e, secundariamente, nos
arenitos do Grupo Ilhas e da Fm. Candeias.
Na área, que abrange 12,267km² e no seu entorno, estão disponíveis 350km
de sísmica 2D e, no campo foram perfurados um total de 18 poços, sendo 3
pioneiros, 5 de extensão, 4 pioneiros adjacentes e 6 de desenvolvimento.
Bacia de Tucano Sul - Campo de Iraí

10. O campo São João, situado na Bacia de Barreirinhas, foi descoberto em
01/08/1966 pelo poço pioneiro 1-SJ-001-MA. Na área, que abrange 8,5km2,
foram realizados 38,7km de linhas sísmicas 2D e perfurados 11 poços.
Os reservatórios portadores de hidrocarbonetos são os arenitos das formações
Tutóia e Bom Gosto. As acumulações ocorrem a profundidades superiores a
1500m.
s volumes originais in place de óleo e gás, estimados pela Petrobras, são de 562
mil m3 (3,535 milhões de barris) e 51,549 milhões de m3, respectivamente. As
produções acumuladas de óleo e gás são de 12 mil m3 (75,5 mil barris) e 894 mil
m3, respectivamente.
Bacia de Barreirinha - Campo de São João