artigo de opinião escrito por Liv Gabrielle Mengue Salerno Ferreira
No primeiro artigo desta série, discutimos por que o Brasil precisará incorporar novos recursos ao seu portfólio exploratório para sustentar a produção de petróleo e gás além de 2032. Neste segundo artigo, o foco recai sobre o potencial geológico da Margem Equatorial Brasileira (MEB) e sobre o que a experiência da Guiana e de outras margens equatoriais pode ensinar sobre como transformar uma fronteira promissora em reservas comprovadas.
A geologia e a geografia da MEB
A Margem Equatorial Brasileira estende-se por mais de 2.200 km ao longo da costa norte e nordeste do país, desde o extremo norte do Amapá até o litoral do Rio Grande do Norte, abrangendo cinco bacias sedimentares offshore: Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará e Potiguar (Petrobras, 2024; SINDIPETRO, 2024). Em fevereiro de 2025, a ANP lançou a 5ª Rodada da Oferta Permanente no Regime de Concessão, com 64 blocos exploratórios na região, totalizando mais de 58.000 km², em lâminas d’água entre 200 e 3.000 metros (Reuber, Zalan e Houllevigue, 2025). O portfólio atual da Petrobras conta com 51 blocos, dos quais 28 se localizam na Foz do Amazonas, 9 em Barreirinhas, 9 no Potiguar e 5 no Pará-Maranhão (Petrobras, 2026). Em junho de 2026, 22 blocos encontravam-se com atividades suspensas em decorrência de atrasos no licenciamento ambiental (ANP, 2026a).
Figura 1. Mapa dos blocos exploratórios da Margem Equatorial Brasileira, distribuídos pelas bacias da Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará e Potiguar, com identificação dos operadores. Fonte: Petrobras (2026).
A região foi formada pela abertura do Oceano Atlântico Equatorial no Aptiano-Albiano, ao longo de uma série de bacias pull-apart entre a América do Sul e a África, entre aproximadamente 145 e 66 milhões de anos atrás (ANP, 2021; Reuber, Zalan e Houllevigue, 2025). Os processos de rifteamento e subsidência resultaram na deposição de espessas camadas sedimentares de origem fluvial e marinha, criando condições favoráveis à geração e ao acúmulo de hidrocarbonetos (ANP, 2021). A presença de reservatórios de boa qualidade, camadas selantes efetivas e trapas estruturais e estratigráficas contribui para o elevado potencial exploratório da área (ANP, 2021; Barbosa, 2010).
Os sistemas petrolíferos e os plays exploratórios
A MEB insere-se no contexto da margem atlântica passiva da América do Sul. Ela compartilha com as margens da Guiana Francesa e da Guiana rochas geradoras do Cretáceo Inferior e reservatórios turbidíticos de águas profundas do Cretáceo Superior, organizados em sistemas de canais e lobos deposicionais de elevada qualidade porosa e permoporosa (ANP, 2026a). Esse paralelismo constitui o principal argumento técnico para o potencial de classe mundial da MEB. A ANP estima o volume total de recursos em cerca de 30 bilhões de barris de óleo equivalente (ANP apud IBP, 2022), com destaque para a bacia da Foz do Amazonas, cujos estudos indicam até 6,2 bilhões de barris de óleo equivalente recuperáveis apenas na porção noroeste (EPE, 2024).
Nas bacias da Foz do Amazonas e do Pará-Maranhão, dados sísmicos 3D processados por decomposição espectral revelam leques e complexos de canais-diques do Cretáceo Médio-Superior. Esses sistemas se formaram mais de 80 milhões de anos antes da drenagem amazônica atual, alimentados pelo antigo sistema fluvial do Rio Oiapoque (Reuber, Zalan e Houllevigue, 2025). Já a deposição miocênica do Rio Amazonas estruturou espessos depósitos deltaicos em um cinturão de dobras e empurrões, gerando plays adicionais. Anomalias de amplitude sísmica, comuns nos blocos ofertados, evidenciam a presença de elementos do sistema petrolífero necessários à geração de hidrocarbonetos (Reuber, Zalan e Houllevigue, 2025).
Os poços PAS-11, Pirapema, APS-51A, Harpia, MAS-05 e BP-02 encontraram óleo e ou gás em reservatórios clásticos e carbonáticos do Cretáceo Superior ao Mioceno. Isso comprova ao menos dois sistemas petrolíferos funcionando em subsuperfície: um relacionado ao rifte e outro à fase de deriva (Reuber, Zalan e Houllevigue, 2025).
Figura 2. Seção sísmica migrada em profundidade com os principais elementos do sistema petrolífero na MEB: embasamento pré-cambriano rifteado, preenchimento sin-rifte, sistemas deltaicos do Cretáceo Inferior, complexos de canais-diques do Cretáceo Médio-Superior e complexos de transporte de massa terciários. Marcações indicam rochas geradoras (S) e reservatórios (R). Fonte: Kyle Reuber, Pedro Zalan, Henri Houllevigue, TGS/Viridien, 2025.
Figura 3. Atributos sísmicos do volume Amazonas Vision 3D sobre os blocos da Rodada OPC 2025, destacando canais prospectivos e indicadores diretos de hidrocarbonetos (DHIs). As setas brancas indicam anomalias de amplitude empilhadas em estrutura com resposta positiva de atributo. Fonte: Kyle Reuber, Pedro Zalan, Henri Houllevigue, TGS/Viridien, 2025.
Nas bacias do Potiguar e do Ceará, os blocos ofertados situam-se alinhados e a jusante das descobertas de Tango e Anhangá, com corredores deposicionais do Cretáceo Médio-Superior abrangendo as fases sin-rifte e pós-rifte (Reuber, Zalan e Houllevigue, 2025). A descoberta de Anhangá, em 2024, foi o primeiro poço bem-sucedido em águas ultraprofundas na região do Potiguar, marco para a fronteira exploratória da MEB (Reuber, Zalan e Houllevigue, 2025).
Figura 4. Seção sísmica do volume Aquiraz 3D, a 34 km da descoberta de Tango, destacando turbiditos do Cretáceo Inferior, sistemas de canais e anomalias de amplitude em onlap estratigráfico. Fonte: Kyle Reuber, Pedro Zalan, Henri Houllevigue, TGS/Viridien, 2025.
Figura 5. Descobertas, prospectos e evidências de hidrocarbonetos na Bacia da Guiana, evidenciando tendência regional associada a sistemas turbidíticos de águas profundas. Fonte: Adaptado de Tullow Oil (2019), apud ANP (2023).
Figura 6. Seção geológica com os principais elementos do sistema petrolífero, incluindo rochas geradoras, reservatórios turbidíticos e resultados exploratórios dos poços perfurados na região. Fonte: Adaptado de Tullow Oil (2019), apud ANP (2023).
Estudos geoquímicos com base em 286 óleos das margens da África Ocidental e da América do Sul indicam que a abertura assimétrica do Atlântico Equatorial favoreceu a localização de rochas geradoras lacustrinas do Cretáceo Inferior na margem nordeste do Brasil. Já nas margens africanas predomina a geração por folhelhos marinhos anóxicos do Cenomaniano-Turoniano (Dickson et al., 2015). Esse sistema petrolífero de fase de deriva é o mesmo responsável pelas grandes descobertas recentes no Oceano Atlântico Equatorial, incluindo Guiana, Suriname, Gana, Costa do Marfim e Namíbia (Reuber, Zalan e Houllevigue, 2025).
A qualidade do óleo e a lição da Guiana
O óleo esperado na MEB é classificado como leve. Com base nas características do campo de Liza, na Guiana, referência para a região, o petróleo apresenta grau API de 32,0, baixa densidade (0,865 g/cm³), teor de enxofre de 0,58% e baixa acidez (TAN de 0,24 mgKOH/g) (ExxonMobil, 2024). Petróleo leve é mais fácil e barato de refinar e mais valorizado no mercado internacional. A ANP indica que o óleo da MEB pode ter características semelhantes ao petróleo leve da Guiana (ANP, 2021), o que representa vantagem econômica especialmente para as refinarias das regiões Norte e Nordeste.
A trajetória da Guiana como província petrolífera vai além da analogia geológica e oferece uma lição metodológica. A partir de 2015, comprometimento de capital, avanço do imageamento sísmico, reinterpretação geológica regional e disposição para testar múltiplos plays transformaram potencial em reservas comprovadas, com Liza-1 como marco inicial (ANP, 2026a). As reservas recuperáveis 2P saltaram de 1,52 bilhão para 11,14 bilhões de barris em 2024, crescimento superior a 630% em nove anos (S&P Global Energy/CERA Upstream Solutions, 2026). Guiana e Suriname juntos já identificaram reservas superiores a 13 bilhões de barris recuperáveis (SGB, 2024), saindo de zero produção em 2019 para cerca de 360 mil barris por dia em 2023, com projeções superiores a 1 milhão de barris por dia até 2027 (EPE, 2024).
O histórico exploratório e o déficit de perfurações
A história exploratória da MEB compreende três ciclos: o primeiro, entre 1970 e 1990, com pico de 36 poços em 1982; o segundo, entre 1990 e 2005, com atividade relevante; e o terceiro, de 2006 a 2025, com apenas quatro poços exploratórios em toda a margem (ANP, 2026a). No total, 453 poços foram perfurados: 218 no Potiguar, 117 no Ceará, 70 na Foz do Amazonas, 30 no Pará-Maranhão e 18 em Barreirinhas, indicando que as bacias mais a oeste permanecem relativamente menos exploradas (ANP, 2026a). Os últimos poços por bacia datam de 2010 na Foz do Amazonas, 2011 no Pará-Maranhão, em Barreirinhas e no Ceará, e 2015 no Potiguar (ANP apud IBP, 2022). A maior parte das perfurações ocorreu em águas rasas. A movimentação dos alvos para águas profundas e ultraprofundas tende a resultar em maior taxa de sucesso comercial, como demonstrado em outras bacias de fronteira (Reuber, Zalan e Houllevigue, 2025). Na Foz do Amazonas, o poço Morpho (FZA-M-59) está atualmente em perfuração pela Petrobras, direcionado ao play turbidítico do Cretáceo Superior (Petrobras, 2026).
Figura 7. Comparativo de poços exploratórios perfurados por ano entre a MEB e a Guiana (2015-2026): 103 poços na Guiana contra quatro na MEB. Fonte: ANP (2026a); S&P Global Energy/CERA Upstream Solutions (2026).
A semelhança geológica entre as duas margens torna a comparação tecnicamente robusta. A própria história brasileira reforça a necessidade de persistência: a Bacia de Campos exigiu oito poços antes da primeira descoberta comercial significativa, Garoupa, em 1974. Grandes descobertas requerem múltiplas campanhas de perfuração, aprendizado iterativo e redução sistemática das incertezas do subsolo. Os desafios regulatórios e ambientais que condicionam esse avanço, incluindo evidências científicas recentes sobre risco de derramamento na região, são o tema do terceiro artigo desta série.
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Referências
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. (2021). Oferta Permanente: Foz do Amazonas. Disponível em https://www.gov.br/anp/pt-br/rodadas-anp/oferta-permanente/opc/arquivos/sg/foz-amazonas.pdf.
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. (2023, 13 de julho). Margem Equatorial Brasileira: atividade petrolífera [apresentação]. I Simpósio Estadual de Geografia, Macapá. Disponível em https://www.gov.br/anp/pt-br/centrais-de-conteudo/apresentacoes-palestras/2023/arquivos/2023-07-13-simeg-marina-abelha.pdf.
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. (2026a). Dados de poços exploratórios no Brasil [base de dados]. Sistema de Gerenciamento de Poços (SIGEP). Disponível em https://www.gov.br/anp.
Barbosa, L. (2010). Modelagem geológica e geofísica [Trabalho de Conclusão de Curso]. Universidade Federal do Pará. Disponível em https://bdm.ufpa.br/bitstream/prefix/1731/1/TCC_ModelagemGeologicaGeofisica.pdf.
CNN Brasil. (2024). Estudo da Petrobras indica que bloco na Foz do Amazonas possa conter 5,6 bilhões barris de petróleo, diz ministro. Disponível em https://www.cnnbrasil.com.br/economia/macroeconomia/estudo-da-petrobras-indica-que-bloco-na-foz-do-amazonas-possa-conter-56-b-barris-de-petroleo-diz-ministro/.
Dickson, W., Schiefelbein, C., Odegard, M., e Zumberge, J. (2015). Petroleum Systems Asymmetry Across the South Atlantic Equatorial Margins. Disponível em https://doi.org/10.5724/gcs.15.34.0554.
Empresa de Pesquisa Energética. (2024). AP-EPE-DPG-SPG_16-2024, Volumetria da Foz do Amazonas [nota técnica pública]. Ministério de Minas e Energia. Disponível em https://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-846/AP-EPE-DPG-SPG_16-2024-Volumetria%20da%20FZA_publica%201.pdf.
ExxonMobil. (2024). Crude Summary Report: Liza. Disponível em https://corporate.exxonmobil.com/-/media/global/files/crude-oils/pdf/2024/liza.pdf.
Instituto Brasileiro de Petróleo. (2022). Margem Equatorial: o novo pré-sal brasileiro? [Nota 21-A]. Disponível em https://www.ibp.org.br/media/21a-margem-equatorial.pdf.
Petrobras. (2024). Saiba mais sobre a Margem Equatorial, importante fronteira offshore do Brasil. Disponível em https://petrobras.com.br/fatos-e-dados/saiba-mais-sobre-a-margem-equatorial-importante-fronteira-offshore-do-brasil.htm.
Petrobras. (2026). Margem Equatorial: novas fronteiras de exploração. Disponível em https://petrobras.com.br/quem-somos/novas-fronteiras.
Reuber, K., Zalan, P., e Houllevigue, H. (2025, 29 de abril). The Equatorial Margin of Brazil is open for business. GeoExpro. Disponível em https://geoexpro.com/the-equatorial-margin-of-brazil-is-open-for-business/.
Serviço Geológico do Brasil. (2024). Margem equatorial do Brasil terá mapeamento de alta resolução e novas pesquisas realizadas pelo Serviço Geológico do Brasil. Disponível em https://www.sgb.gov.br/w/margem-equatorial-do-brasil-tera-mapeamento-de-alta-resolucao-e-novas-pesquisas-realizadas-pelo-servico-geologico-do-brasil.
SINDIPETRO. (2024). Petrobras descobre petróleo em águas ultraprofundas da Bacia Potiguar na Margem Equatorial Brasileira. Disponível em https://www.sindipetrolp.org.br/noticias/30612/petrobrs-descobre-petrleo-em-guas-ultraprofundas-da-bacia-potiguar-na-margem-equatorial-brasileira.
S&P Global Energy/CERA Upstream Solutions. (2026). Guyana’s Oil Boom [base de dados compilada em 12 de maio de 2026].
Tullow Oil. (2019). Guyana exploration: Jethro-1 well result [Company report]. Disponível em https://www.tullowoil.com/application/files/2515/7960/2834/tullow-oil-plc_jethro-1-well-result-presentation.pdf.
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