Gabriel Vasconcelos, da Agência iNFRA
A Petrobras ainda está longe de estimar o total de petróleo acumulado em reservatório do bloco FZA-M-59, onde faz perfuração na Bacia da Foz do Amazonas, na costa do Amapá. Mas seus executivos já sabem o que é preciso encontrar para justificar, financeiramente, a epopeia de procurar e produzir a matéria-prima em condições consideradas “desafiadoras”.
A diretora de Exploração e Produção da estatal, Sylvia Anjos, diz que o ideal seria encontrar volumes como os de alguns campos relevantes da Bacia de Campos, como Marlim, Marlim Sul ou Barracuda-Caratinga, e descarta a expectativa por um supergigante do pré-sal.
Ou seja, a Petrobras gostaria de um VOIP (volume de óleo “in place”) entre 6 bilhões e 8 bilhões de barris de petróleo. O parâmetro considera todo o óleo existente antes da produção, mas a quantidade de fato produzida é, em geral, significativamente inferior.
Esse seria um volume, segundo Sylvia, capaz de fazer frente ao dispêndio financeiro ligado à demora no licenciamento ambiental; à falta de infraestrutura prévia na região para a atividade; à necessidade de superar seções de terreno com “pressões altíssimas”, chamadas de “anormais”, na perfuração; a um poço com extensão poucas vezes vista – Morpho, o 1º dessa campanha exploratória, é o quinto maior da história da companhia, e terá até 7,25 mil metros, o que o deixaria atrás somente de quatro investidas já feitas na Bacia de Santos.
“Tudo isso vai ter que ser levado em conta. E como é que a gente leva isso em conta? Pelo volume. Só quando tiver o volume é que eu vou poder fazer uma estimativa [da economicidade]”, disse Sylvia a jornalistas durante a ROG 2026 (Rio Oil & Gás 2026), que acontece esta semana no Rio de Janeiro.
Segundo a executiva, todos os riscos relativos à existência ou não de um “sistema petrolífero” já foram superados e só resta saber o volume de petróleo no bloco, o que levantamentos sísmicos já disponíveis indicaram ser relevante. A Petrobras integra um grupo de empresas – junto à Exxon Mobil e Chevron, por exemplo – que comprou uma nova sísmica 3D capaz de elevar o grau de precisão da investigação.
“A gente nunca pensou que fosse achar um Tupi ou Búzios. Eu quero encontrar os campos da Bacia de Campos, por exemplo. Pode ser um Marlim, Marlim Sul, um Barracuda-Caratinga”, emendou Sylvia.
Os dois primeiros campos citados, Tupi e Búzios, são os chamados “supergigantes” do pré-sal da Bacia de Santos, com VOIP estimado em até 19,7 bilhões e 30 bilhões de barris, respectivamente. Para uma comparação precisa, números de 2025 da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) indicam um VOIP de 6,76 bilhões de barris para Marlim; 7,58 bilhões para Marlim Sul; e 6,12 bilhões para o conjunto Barracuda-Caratinga.
Boa qualidade ajuda
Sem revelar o grau API (indicador de densidade) do óleo já encontrado durante a perfuração, Sylvia foi enfática ao dizer que a vantagem, no caso da Foz do Amazonas, é que a qualidade do óleo é muito melhor que o da Bacia de Campos.
“[É óleo] mais leve. Por ele ser mais leve, já facilita o escoamento. Torna mais econômico. Porque, assim, quando você tem um óleo pesado, para você subir com esse óleo, tem que botar mais investimento”, diz em referência aos equipamentos, que precisam de mais potência para extrair e bombear um petróleo pesado.
“Um óleo leve é uma maravilha. Tudo que você quer da vida é um óleo leve. Porque ele flui naturalmente, fica menos preso nos buraquinhos da rocha. O pesado gruda, escorre. Então [na Foz do Amazonas] é um óleo muito bom e isso já dá uma vantagem para a gente [Petrobras]. Se o reservatório for bom e o óleo for bom, tem que ver só o volume”, continua a executiva.
A viabilidade econômica, explica, vai depender da estimativa de volume e do custo de extração. “Ao juntar os dois, vemos se o VPL (Valor Presente Líquido) é positivo ou não”. Por todas as dificuldades listadas, espera-se um custo de extração relevante. Já a estimativa do VOIP deverá ser feita após a conclusão dos quatro poços previstos – o atual e mais três para os quais a Petrobras aguarda licenciamento do Ibama.
Sistema petrolífero identificado
Com relação à descoberta, Sylvia explicou que o “grande feito” do poço em execução, e que deverá ser concluído até a semana que vem, é a existência de um “sistema petrolífero atuante”, o que por vezes só é encontrado em momento posterior de uma campanha.
“Graças a Deus, no primeiro poço, a gente verificou que tem sistema petrolífero atuante. Tem rocha reservatório, rocha geradora, migração [do óleo] para reservatório, e o reservatório teve um selo [estrutura geológica] que segura o óleo. Nós testamos o sistema petrolífero”, resume.
O risco agora, diz Sylvia, passa a ser ter tudo isso, mas, ainda assim, não ser grande o suficiente para justificar o esforço de produção. “Se antes havia todas as dúvidas [sobre a existência do sistema petrolífero], agora só resta conhecer o volume”, ponto sobre o qual os técnicos da companhia estão otimistas.
E ela lembra que, se a Petrobras já encontrou óleo em um intervalo do terreno percorrido, ainda pode encontrar mais, em um intervalo mais profundo da coluna perfurada.
A Petrobras iniciou os trabalhos de perfuração do poço de Morpho em 20 de outubro de 2025, mas teve de interrompê-los por dois meses após um vazamento de um fluido e, depois, seguiu com interrupções pontuais na perfuração para cimentar partes do percurso a fim de conviver com altas pressões. Se, de fato, o poço for concluído na próxima semana, o trabalho terá durado pouco mais de 11 meses.
