Projetos realizados

A Bacia do Acre/Madre de Deus está localizada na Região Amazônica, no extremo oeste do Brasil. A área tem aproximadamente 150 mil km2 e é preenchida por sedimentos paleozoicos a cenozoicos com diversas discordâncias de caráter regional.

Embora a bacia ainda não possua campos comerciais de petróleo ou gás natural, apresenta indicativos da presença de um sistema petrolífero ativo. Além disso, a Bacia de Ucayali, correlata localizada no Peru, possui campos produtores de gás natural. Em razão dos indícios e do promissor potencial, a Bacia do Acre/Madre de Deus foi contemplada na primeira fase do Plano Plurianual da ANP (2007-2014).

Foram investidos cerca de R$ 77 milhões na execução de levantamento aerogeofísico, levantamento geoquímico de superfície, levantamento sísmico 2D e no processamento de linhas sísmicas antigas. Os dados do aerolevantamento gravimétrico e magnetométrico permitiram investigar a extensão dos sedimentos e estruturas profundas relacionadas ao embasamento da bacia.

O levantamento geoquímico indicou ocorrência de microexsudações de origem termogênica, apontando a ocorrência de sistema petrolífero ativo, com propensão para geração de gás natural. Os dados adquiridos no levantamento sísmico apresentaram elevada qualidade e permitiram identificar e rastrear as principais sequências sedimentares da bacia. Também possibilitou o descobrimento de importantes feições estruturais de grande extensão, incluindo regiões nunca antes imageadas.

Esse levantamento confirmou que o maior potencial exploratório se concentra em sua porção oeste, que apresenta anticlinal relacionado à frente de empurrão gerada por esforços compressionais entre as placas Sul-americana e Andina, e que configura a região mais profunda da bacia. No projeto de processamento sísmico todas as linhas adquiridas anteriormente à criação da ANP foram contempladas. Os resultados obtidos foram de excelente qualidade.
Confira a tabela abaixo para mais detalhes sobre os contratos referentes à Bacia do Acre/Madre de Deus:

A Bacia do Amazonas está localizada na Região Norte do Brasil, abrangendo os estados do Amazonas e Pará, além de pequena parte dos estados de Rondônia e Amapá. Totaliza área de 606.234 km2. O preenchimento sedimentar magmático pode alcançar até 5 mil metros de espessura. Possui muitos indícios de hidrocarbonetos, além dos campos de gás de Japiim e Azulão. No entanto, grande parte da bacia é inexplorada e muito pouco conhecida.

Nesse sentido, a Bacia do Amazonas foi contemplada no Plano Plurianual da ANP. Os investimentos realizados ultrapassam R$ 88 milhões. No âmbito do PPA 2007-2014 foram executados dois levantamentos aerogeofísicos, dois projetos processamentos de dados sísmicos antigos (pré-1998) e um levantamento sísmico bidimensional.

Os aerolevantamentos gravimétricos e magnetométricos abrangeram praticamente a totalidade da área sedimentar da bacia, além de se estenderem até a Bacia de São Luís. Foram coletados cerca de 200 mil km lineares de dados gravimétricos e magnetométricos, que auxiliaram no mapeamento e refinamento do arcabouço estrutural da bacia e na definição da profundidade e espessura de sedimentos.

O levantamento sísmico bidimensional foi realizado nas regiões dos municípios de Prainha e Santarém. Foi concluído em 2014 com êxito, resultando em dados que permitiram identificar com clareza dobramentos e diversas falhas, além de intrusões ígneas conhecidas na bacia.

Nos projetos de processamento de dados sísmicos antigos (dados adquiridos anteriormente à criação da ANP) foram contemplados todos os dados passíveis de processamento. As informações, por vezes muito antigas e adquiridas com parametrizações bastante simplistas, foram reprocessadas com softwares robustos e técnicas mais eficientes, resultando assim em dados de maior qualidade.

Confira a tabela abaixo para mais detalhes sobre os contratos referentes à Bacia do Amazonas:

A Bacia do Araripe localiza-se nos estados do Ceará, Pernambuco e Piauí. Possui um sistema petrolífero especulativo que engloba os folhelhos lacustres do grupo Santana como rocha fonte e os arenitos da base da formação Romualdo como reservatórios. Os folhelhos desta mesma formação também funcionam como selantes e com todo o sistema estruturado em grabens e horsts.

A bacia apresenta baixíssima densidade de dados, compostos por esparsas linhas sísmicas, dados de métodos potenciais e apenas dois poços perfurados.

Nesta bacia foi realizado um levantamento geoquímico de superfície. Foram coletadas 2 milamostras de sedimentos nos quais foram identificados baixos valores de concentração de hidrocarbonetos leves. A interpretação dos resultados indica baixo grau de maturação da matéria orgânica na bacia, sugerindo que esta  não deve ter sofrido soterramento suficiente para a geração de grandes volumes de petróleo.

Confira a tabela abaixo para mais detalhes sobre o contrato referente à Bacia do Araripe:

A Bacia do Ceará é localizada na Região Nordeste brasileira, especificamente na margem equatorial. Ela está limitada a sudeste com a Bacia Potiguar pelo alto de Fortaleza, a oeste com a Bacia de Barreirinhas pelo alto de Tutóia, a sul com a faixa de afloramento do embasamento e a norte pela falha transformante Ceará, associada à zona de fraturas Romanche. Considerando a cota batimétrica de 3 mil metros, a bacia abrange área de aproximadamente 63 mil km², dos quais cerca de 52 mil encontram-se submersos.

A bacia, apesar de produtora de óleo e gás natural em águas rasas, é classificada como bacia de nova fronteira, pois a porção de águas profundas e ultraprofundas ainda é pouco conhecida e inexplorada. A primeira descoberta em águas profundas ocorreu em 2012, com a perfuração do poço 1-BRSA-1080-CES (Pecém).

Nesta bacia foi realizado um levantamento geoquímico marítimo do tipo piston core, que permitiu caracterizar diferentes anomalias nos sedimentos marinhos, indicativas da ocorrência de gás termogênico misturado com um gás bacteriano superficial. Com a análise de biomarcadores identificou-se que a matéria orgânica tem origem marinha. Além disso, também foi possível delimitar áreas da bacia mais favoráveis à acumulação de petróleo e/ou gás natural.

As regiões delimitadas no levantamento encontram-se principalmente na área próxima ao lineamento Sobral - Pedro II e ao prolongamento do alto Atlântico, em direção ao alto do Ceará.

Confira a tabela abaixo para mais detalhes sobre o contrato referente à Bacia do Ceará:

A Bacia de Cumuruxatiba está localizada na margem leste brasileira, no extremo sul do estado da Bahia. Possui área aproximada de 70 mil km², sendo cerca de 60 mil km² na porção submersa (até a distância de 200 milhas náuticas da costa). Limita-se a norte pelos bancos vulcânicos de Royal Charlotte; Abrolhos a sul e de Sulfur Minerva a leste.

Sua exploração de petróleo teve início na década de 1960, quando ocorreram os primeiros registros sísmicos e a perfuração de um poço estratigráfico no município de Prado. Até o momento não ocorreram descobertas comerciais de hidrocarbonetos na bacia.

A Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) realizou um estudo, concluído em 2008, por meio da Fundação Coppetec, que identificou dois sistemas petrolíferos e permitiu a compreensão da evolução da bacia, auxiliando na busca de possíveis oportunidades exploratórias.

Confira a tabela abaixo para mais detalhes sobre o contrato referente à Bacia do Cumuruxatiba:

A Bacia da Foz do Amazonas localiza-se no extremo oeste da margem continental brasileira, possuindo uma parte emersa e outra submersa. Distribui-se ao longo de toda a costa do estado do Amapá e parte do litoral noroeste do estado do Pará. Considerando a Zona Econômica Exclusiva (ZEE), determinada pela distância de 200 milhas náuticas (370 km) da costa, a bacia abrange área marítima de 250 mil km², incluindo a plataforma continental, talude e região de águas profundas. Em terra se estende por 30 mil km².

A Bacia da Foz do Amazonas é classificada como de nova fronteira, mas possui vários indicativos de sistemas petrolíferos atuantes, entre os quais as descobertas de gás natural em Pirapema e na área do poço 1-APS-0051A-AP; poços com indícios de hidrocarbonetos e presença de manchas de óleo na superfície da água do mar.

Em razão do promissor potencial da Bacia da Foz do Amazonas, a ANP realizou um levantamento geoquímico marítimo, que incluiu pequena parte da Bacia do Pará-Maranhão. Os investimentos da Agência somam cerca de R$ 13 milhões.

O levantamento foi predominantemente concentrado na Bacia da Foz do Amazonas e consistiu na coleta de 813 testemunhos de sedimentos do fundo oceânico. Houve dificuldade de amostragem em águas rasas em razão da presença de plataforma carbonática e de bancos de areia, substratos resistentes nos quais o equipamento de coleta dos testemunhos tem dificuldade de penetração.

Do total de amostras coletadas e analisadas, apenas seis apresentaram resultados que indicam a presença de compostos termogênicos, isto é, de origem associada à ocorrência de petróleo. No entanto, a distribuição dessas amostras foi muito dispersa na área do levantamento, não sendo possível delimitar áreas de maior interesse exploratório.

Confira a tabela abaixo para mais detalhes sobre o contrato referente à Bacia da Foz do Amazonas:

A Bacia de Jacuípe está posicionada na margem leste brasileira, no litoral setentrional (com baixo volume de precipitações) do estado da Bahia. Limita-se a sul com a Bacia de Camamu-Almada pelo sistema de falhas de Itapuã e a oeste com a Bacia do Recôncavo pela falha da Barra. Não possui limite geológico com a Bacia de Sergipe-Alagoas (norte), apenas geográfico. A bacia é estritamente marítima e se estende por aproximadamente 28 mil km². A espessura sedimentar pode superar 7 mil metros.

Nesta bacia foram coletadas e analisadas amostras de mil testemunhos de sedimentos do fundo oceânico em um levantamento geoquímico marítimo do tipo piston core. O estudo concluiu pela presença de sistema petrolífero ativo na bacia.

Confira a tabela abaixo para mais detalhes sobre o contrato referente à Bacia do Jacuípe:

 As bacias de Jatobá, Tucano e Recôncavo constituem um sistema de fossas de abatimento tectônico, ou riftes, interligadas e encravadas nas rochas pré-cambrianas do Escudo Nordestino.

A Bacia do Marajó compreende área de aproximadamente 53 mil km² e está localizada no estado do Pará, na confluência dos rios Amazonas e Tocantins. Limita-se a oeste com a Bacia do Amazonas, a sudeste com a Bacia do Parnaíba e a norte com a Bacia da Foz do Amazonas.

Nos primeiros anos do PPA, foi realizado um levantamento aerogeofísico nesta bacia. Em 2014 foi finalizado o processamento de linhas sísmicas bidimensionais integrantes do acervo de dados brutos do Banco de Dados de Exploração e Produção da ANP (BDEP). Esses dados, adquiridos antes da criação da ANP, necessitavam de processamento sísmico para utilização nos estudos geológicos da bacia. Foram processadas 25 linhas sísmicas bidimensionais.

O levantamento geoquímico na Bacia do Parnaíba compreendeu uma pequena área da Bacia do Marajó: a sub-bacia de Cametá. As amostras dessa sub-bacia não apresentaram anomalias de gases e, consequentemente, nenhum valor de razão isotópica de carbono pôde ser medido.

Vale ressaltar que, por ter sido adquirido no contexto do levantamento da Bacia do Parnaíba, o conjunto de amostras coletadas na sub-bacia de Cametá é diminuto e, portanto, a interpretação das análises geoquímicas de solo para essa bacia pode não ser conclusiva.

Confira a tabela abaixo para mais detalhes sobre os contratos referentes à Bacia do Marajó:

A Bacia dos Parecis é uma bacia intracratônica (que se localizam em regiões de placas tectônicas estáveis) de idade neoproterozoica, localizada na porção sudeste do cráton Amazônico. Suas bordas são classicamente definidas pela área de ocorrência dos afloramentos paleozoicos, compreendendo mais de 355 mil km² distribuídos pelos estados de Mato Grosso e Rondônia.

O estágio exploratório é ainda incipiente e recebeu grandes investimentos da ANP por intermédio do Plano Plurianual de Estudos de Geologia e Geofísica (PPA). Até 2014, primeira fase do PPA, os investimentos na bacia superam R$171milhões e representam a maior soma de investimentos do programa.

Foram realizados levantamentos sísmicos, geoquímico, magnetotelúrico e perfurado o primeiro poço estratigráfico da ANP (2-ANP-0004-MT). O levantamento geoquímico consistiu na coleta e análises laboratoriais em amostras de sedimentos de 2.019 pontos que confirmaram a presença de sistema petrolífero ativo e comprovaram gás natural de origem termogênica.

O primeiro levantamento sísmico 2D, localizado na sub-bacia de Juruena, teve por objetivo investigar os grabens paleozoicos do Colorado e de Pimenta Bueno, bem como os grabens proterozoicos do Campo Novo e Salto Magessi, a partir da coleta de 1,5 km lineares de dados. Os resultados permitiram visualizar grande área ainda não investigada da Bacia dos Parecis, confirmando a ocorrência dos grabens proterozoicos.

Por outro lado, não foram verificadas estruturas grabenformes (estruturas facilitadoras de armazenamento de água) associadas a eventos paleozoicos. Os dados apontam para diversas oportunidades exploratórias na região investigada, relacionadas a eventos tectônicos compressivos que permitiram a formação de estruturas que podem atuar como trapas para possíveis acumulações de gás. O levantamento magnetotelúrico (MT) e transiente eletromagnético (TEM) na Bacia dos Parecis compreendeu a aquisição, o processamento e a interpretação de 385 registros MT e TEM, contemplando aproximadamente 887 km lineares de dados.

Os dados adquiridos foram analisados, modelados e interpretados e, dentre os resultados obtidos, destacam-se o mapeamento de estruturas de resistividade, possivelmente correlacionadas à presença de soleiras, e a definição da profundidade do embasamento, que apresenta correlação com as informações dos poços estratigráficos disponíveis.

Apenas 30% do segundo levantamento sísmico bidimensional, locado na porção leste da sub-bacia de Juruena e na sub-bacia do Alto Xingu, foi concluído com êxito. O projeto foi interrompido em razão da rescisão do contrato motivada por inúmeros descumprimentos contratuais e legais. Os dados representam a inclusão de cerca de 700 km de dados sísmicos em área nunca imageada que, após processamento e interpretação, irão auxiliar na construção do arcabouço tectonoestratigráfico da bacia.

Em 2014, a ANP perfurou o primeiro poço estratigráfico na Bacia dos Parecis, denominado 2-ANP-0004-MT. Neste poço estava prevista a perfuração até a profundidade de 4,85 mil metros que amostraria toda a seção sedimentar proterozoica da bacia até o embasamento cristalino. Nas seções sísmicas, foi interpretada a presença de duas plataformas carbonáticas de idade proterozoica assim como uma possível sequência rifte.

Contudo, durante a perfuração não foi constatada a ocorrência das sequências carbonáticas. O poço amostrou apenas as sequências do cretáceo e paleozoico, além das formações Diamantino, Sepotuba, Raizama, Serra Azul, Mirassol d'Oeste e Puga de idade proterozoica e o embasamento.

As duas plataformas carbonáticas foram interpretadas com base em fortes anomalias de amplitude identificadas nas linhas sísmicas disponíveis, associadas a aumentos abruptos de velocidade, com base na correlação realizada por meio dos dados disponíveis no poço 1-SM-0001-MT. Uma destas plataformas carbonáticas, denominada litoestratigraficamente de Grupo Araras, é interpretada como um dos principais potenciais reservatórios da bacia, inclusive com indícios de óleo no poço Santa Rita do Trivelato, recentemente perfurado pela Petrobras.

A outra plataforma carbonática é mais antiga, litoestratigraficamente é denominada pela ANP como Sequência Carbonática Inferior, e igualmente se configura como possível reservatório. Contudo, essas unidades carbonáticas não foram registradas no poço 2-ANP-0004-MT, como esperado. Além disso, os metassedimentos do Grupo Cuiabá, interpretados como tendo sido depositados em rifte precursor da bacia, também não foram identificados nesse poço como previsto no Quadro de previsões geológicas.

Em resumo, o poço 2-ANP-0004-MT perfurou aproximadamente 3,2 mil metros de rochas sedimentares e metassedimentares, até atingir o embasamento cristalino, aproximadamente 1,65mil metros mais raso do que o esperado pela interpretação sísmica. Em razão da ausência das sequências carbonáticas no poço 2-ANP-0004-MT e da ocorrência dessas nos poços Salto Magessi e Santa Rita do Trivelato, o arcabouço tectonoestratigráfico da Bacia dos Parecis ainda permanece incompreendido e provoca novas questões geológicas sobre a interrupção dessas unidades na direção noroeste da bacia.

Desta forma, em 2015 a ANP procedeu à locação de seu segundo poço estratigráfico nesta bacia, denominado 2-ANP-0006-MT, que está contemplado na segunda etapa do Plano Plurianual (2015-2018).

Os levantamentos do PPA na Bacia dos Parecis foram tão inovadores que possibilitaram incrementar significativamente seu conhecimento, permitindo, inclusive, a proposição de um novo diagrama estratigráfico para a porção central da bacia, sub-bacia de Juruena, considerando deposição majoritariamente proterozoica para a seção com interesse exploratório.

Confira a tabela abaixo para mais detalhes sobre os contratos referentes à Bacia do Parecis:

 A Bacia do Parnaíba está localizada na região nordeste ocidental do território brasileiro. Totaliza área de aproximadamente 670 mil km², distribuídos pelos estados do Piauí, Maranhão, Pará, Bahia, Tocantins e Ceará.

 Intensamente estudada no âmbito do PPA 2007-2014, a Bacia do Parnaíba foi estudada via aerolevantamento gravimétrico e magnetométrico, levantamento geoquímico de superfície, dois levantamentos sísmicos bidimensionais, além do processamento de linhas sísmicas antigas (pré-1998). Esses investimentos ultrapassaram R$ 124 milhões.

 O aerolevantamento gravimétrico e magnetométrico, realizado em 2006, abrangeu a totalidade da bacia sedimentar e de seu entorno. Consistiu em um levantamento de caráter regional com 6 km de distância entre as linhas de voo. Os dados obtidos nesse levantamento resultaram em perfis e mapas da profundidade do embasamento, mapas de ocorrências de rochas ígneas e também das estruturas mais importantes da bacia.

 O primeiro levantamento sísmico bidimensional, contratado em 2007 e locado no estado do Piauí, tinha por objetivo investigar o lineamento transbrasiliano e feições estruturais associadas. As linhas de caráter regional permitiram a interpretação da seção pré-siluriana, que também podem abrigar rochas sedimentares com potencial exploratório ainda desconhecido.

 O levantamento geoquímico, realizado em 2010, comprovou a presença de sistema petrolífero ativo na bacia, bem como, permitiu a delimitação de áreas favoráveis para exploração caracterizadas por anomalias de gases e pelos valores das razões isotópicas do carbono no metano. O segundo levantamento sísmico, realizado em 2011 e locado predominantemente no estado do Maranhão, tinha por objetivo investigar o depocentro da bacia e possíveis feições grabenformes indicadas pela interpretação dos dados gravimétricos, que foram confirmadas nos resultados obtidos.

 Os investimentos realizados no âmbito do PPA auxiliaram na definição dos blocos exploratórios que seriam ofertados nas rodadas 9, 11, 12 e 13 da ANP. Atualmente, a Bacia do Parnaíba é a segunda maior bacia terrestre produtora de gás.

 Confira a tabela abaixo para mais detalhes sobre os contratos referentes à Bacia do Parnaíba:

A Bacia de Pelotas está no extremo sul da margem continental brasileira e sua porção submersa ocupa área de 346.873 km², até o limite territorial de 200 milhas náuticas. A parte emersa da bacia ocupa aproximadamente 40 mil km² dos estados do Rio Grande do Sul e de Santa Catarina. Limita-se ao norte com a bacia de Santos, pelo Alto de Florianópolis e se estende ao sul até a fronteira geográfica com o Uruguai. No país vizinho, a bacia prossegue até o Alto de Polônio, que a separa geologicamente da bacia de Punta Del Este. A espessura sedimentar na Bacia de Pelotas atinge mais de 9 mil metros.

Na Bacia de Pelotas foram realizados estudo de sistema petrolífero e levantamento geoquímico marítimo do tipo piston core. O estudo denominado Reavaliação dos Sistemas Petrolíferos da Bacia de Pelotas (Bapel) foi executado pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS) e concluído em 2008. O estudo foi estruturado em quatro frentes: análise estratigráfica, sísmica, organo-petrológica e gravimétrica-magnetométrica. A integração de dados geológicos e geofísicos existentes na bacia possibilitou a proposição de seis principais sistemas petrolíferos especulativos para a Bacia de Pelotas.

No levantamento geoquímico foram coletados 1 mil testemunhos de sedimentos do fundo oceânico e realizadas análises laboratoriais nas amostras coletadas para quantificar hidrocarbonetos gasosos e líquidos.

Os resultados comprovam a presença de sistema petrolífero ativo na bacia de Pelotas, com propensão à geração de gás na porção sul e de hidrocarbonetos líquidos ao norte da área estudada.

Confira a tabela abaixo para mais detalhes sobre os contratos referentes à Bacia de Pelotas:

A Bacia de Pernambuco-Paraíba limita-se a norte com a Bacia Potiguar pela plataforma de Touros e a sul com a Bacia de Sergipe-Alagoas pelo alto de Maragogi. É constituída pela sub-bacia da Paraíba ao norte e pela sub-bacia de Pernambuco ao sul, limitadas pelo Lineamento Pernambuco. Em sua porção emersa corresponde a uma faixa estreita de cerca de 9 mil km² ao longo do litoral, estendendo-se por 24 mil km² pela plataforma continental.

Em 2006, a Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN) realizou o estudo de transição entre as bacias sedimentares de Sergipe-Alagoas e Pernambuco-Paraíba.

Diante da semelhança entre feições geológicas das bacias de Sergipe-Alagoas e Pernambuco-Paraíba, alguns autores sugeriram que Pernambuco (sub-bacia do Cabo) e Jacuípe seriam sub-bacias de uma Bacia de Sergipe-Alagoas mais ampla do que a definição tradicional. Essa hipótese foi investigada e o estudo concluiu que existem argumentos suficientes para manter a noção dominante na literatura.

Confira a tabela abaixo para mais detalhes sobre o contrato referente à Bacia de Pernambuco/Parnaíba:

A Bacia de Santos está localizada na porção sudeste da margem continental brasileira em frente aos estados de Santa Catarina, Paraná, São Paulo e Rio de Janeiro. Limita-se ao sul com a Bacia de Pelotas pelo ato de Florianópolis, e ao norte com a Bacia de Campos pelo alto de Cabo Frio. Perfaz área de aproximadamente 350 mil km².

A Bacia de Santos é a segunda produtora nacional de petróleo e suas reservas provadas de óleo totalizam cerca de 5,6 bilhões de barris.

A bacia foi incluída na primeira fase do Plano Plurianual da ANP (2007-2014) para promover a avaliação geológica das áreas para contratação sob o regime de partilha da produção. Nessa fase do programa foi prevista a realização de levantamento sísmico tridimensional no limite entre as bacias de Campos e Santos para investigar o alto de Cabo Frio e o potencial petrolífero dessas bacias nessa região.

O projeto foi realizado pela iniciativa privada e classificado como ação não orçamentária. A Empresa de Aquisição de Dados (EAD) CGG realizou o projeto em caráter não exclusivo. Os dados são confidenciais, conforme Resolução ANP nº 11/2011.

A aquisição de dados foi iniciada em janeiro e concluída em junho de 2012. O projeto foi finalizado em dezembro de 2013. Ao todo foram coletados 14 mil km² de dados sísmicos 3D, que ampliaram significativamente o volume de dados sísmicos tridimensionais no pré-sal da Bacia de Santos, especialmente focados na região do alto de Cabo Frio, área de fronteira exploratória com relação ao play pré-sal. A coleta de dados foi igualmente fundamental para a compreensão da evolução geológica das bacias de Santos e Campos. A interpretação dos dados sísmicos poderá indicar novas oportunidades exploratórias na região investigada.

Confira a tabela abaixo para mais detalhes sobre o contrato referente à Bacia de Santos:

A Bacia do São Francisco possui cerca de 355 mil km², distribuídos pelos estados de Minas Gerais, Bahia, Goiás, Tocantins e no Distrito Federal. A bacia está implantada no cráton do São Francisco, entre as faixas de dobramentos Brasília a oeste e Araçuaí a leste. Ao norte é limitada pelo arco de São Francisco e ao sul pelo arco do Alto Parnaíba. É preenchida por sedimentos terrígenos e carbonáticos proterozoicos, cobertos por sedimentos clásticos cretáceos.

Contemplada no PPA 2007-2014, a Bacia do São Francisco recebeu investimentos superiores a R$ 130 milhões. Os projetos incluíram estudo de sistema petrolífero, aerolevantamento gravimétrico e magnetométrico, levantamento geoquímico de superfície, levantamento sísmico bidimensional e perfuração de um poço estratigráfico.

O aerolevantamento gravimétrico e magnetométrico, concluído em 2010, abrangeu a porção norte da Bacia do São Francisco e pequena parte da porção sul. Esse levantamento resultou na coleta de 54 mil km lineares de dados gravimétricos e magnetométricos.

O estudo do sistema petrolífero foi realizado pela UFBA (Universidade Federal da Bahia) e consistiu na avaliação e integração dos dados existentes na porção norte da bacia, avaliando as possíveis implicações para sistemas petrolíferos.

Em 2012 foi realizado levantamento geoquímico de superfície que, após análise, indicou potencial para a ocorrência de hidrocarbonetos provenientes de processos de geração de petróleo e gás na região norte da bacia.

O levantamento sísmico de caráter regional realizado em 2010 e locado na inexplorada região norte da bacia apontou, inicialmente, para a possibilidade de ocorrência de baixos estruturais profundos, com preenchimento estruturado.

No entanto, em 2013, posteriormente à perfuração do poço estratigráfico 2-ANP-0003-BA, constatou-se que a espessura de sedimentos na região era muito inferior ao esperado, com o poço resultando em profundidade final de 855 metros. Além disso, esses sedimentos são recentes e sem potencial exploratório para petróleo.

Confira a tabela abaixo para mais detalhes sobre os contratos referentes à Bacia do São Francisco: 

A Bacia de São Luís está localizada no Nordeste brasileiro, compreendendo parte dos estados do Maranhão e Pará, perfazendo área aproximada de 20 mil km². É caracterizada por rifte intracontinental, preenchido por sedimentos mesocenozoicos, que pode alcançar até 4 mil metros de espessura no depocentro.

Esta ainda não possui descobertas comerciais de petróleo ou gás natural, mas um dos poços perfurados (1-RL-0001-MA) é classificado como produtor subcomercial de petróleo, sugerindo um potencial para descobertas comerciais. Portanto, a bacia foi incluída no Plano Plurianual da ANP, e foram investidos aproximadamente R$ 79 milhões na execução de aerolevantamento gravimétrico e magnetométrico; levantamento geoquímico de superfície; processamento de dados sísmicos antigos e na perfuração do poço estratigráfico 2-ANP-0005-MA.

O levantamento geoquímico foi concluído em 2008 e comprovou sistema petrolífero ativo, com geração de hidrocarbonetos líquidos e gasosos nos seus principais depocentros e migração desses hidrocarbonetos, através de falhas, até a superfície. O aerolevantamento gravimétrico e magnetométrico contribuiu para o refinamento do arcabouço estrutural da Bacia de São Luís, bem como definição da profundidade do embasamento e espessura de sedimentos.

O processamento de dados sísmicos antigos (pré-1998) permitiu a utilização de dados sísmicos que não detinham qualquer tipo de processamento para o estudo da bacia. Foram processados 22.519 km lineares de dados sísmicos.

Em 2014 foi perfurado o poço estratigráfico 2-ANP-0005-MA com o intuito de investigar as condições de maturação da seção geradora aptiana, o potencial gerador da seção paleozoica e a estratigrafia da bacia, especialmente do gráben de Maracaçumé.

A perfuração do poço foi concluída em fevereiro de 2015, alcançando profundidade final de 2,9 mil metros. Foram obtidos 11 testemunhos da perfuração do poço, com amostras das formações Itaperucu, Codó e Grajaú. Em testemunho retirado da formação Codó foi identificada exsudação de óleo castanho escuro.

Confira a tabela abaixo para mais detalhes sobre os contratos referentes à Bacia de São Luís/ Bragança-Vizeu:

A Bacia do Solimões está inteiramente localizada no estado do Amazonas, na região norte do território brasileiro. Sua seção paleozoica ocupa área de aproximadamente 440 mil km², coberta pelos sedimentos cretáceos das formações Alter do Chão e Solimões.

Atualmente, é a terceira maior produtora nacional de gás natural. A reserva provada de petróleo é de 57,75 milhões de barris e de 46,66 bilhões de metros cúbicos de gás natural. No âmbito do Plano Plurianual, a ANP investiu aproximadamente R$ 7 milhões de aerolevantamento gravimétrico e magnetométrico e no processamento sísmico de dados antigos (pré-1998).

Os levantamentos aerogravimétrico e aeromagnetométrico permitiram estimar a profundidade do embasamento, além de possibilitar análises de elementos estruturais da bacia.

O mapa gravimétrico de anomalia Bouguer ressalta as principais feições geológicas, entre eles o Arco de Carauari, que separa as sub-bacias de Juruá e Jandiatuba, e uma intrusão ígnea de grande magnitude no bloco oeste. Outros destaques foram os grabens de Manaus, Coari e Manicoré; o Arco de Purus; a falha de Manicoré e o lineamento Manacapuru-Rio Negro no bloco leste.

Os resultados obtidos nesses levantamentos contribuíram para um melhor entendimento da geologia regional e da tectônica da área para prospecção de hidrocarbonetos.

O projeto de processamento sísmico bidimensional disponibilizou para estudo mais de 10,5 mil km lineares de linhas sísmicas na bacia do Solimões, em sua maioria em regiões de difícil acesso e com carência de informação. O processamento desses dados resultou em linhas sísmicas com qualidade, possibilitando o estudo e a identificação de condições geológicas favoráveis à ocorrência de hidrocarbonetos.

Confira a tabela abaixo para mais detalhes sobre os contratos referentes à Bacia de Solimões: 

A Bacia do Tacutu é do tipo rifte abortado que se desenvolveu na porção central do escudo das Guianas, abrangendo o Brasil e a Guiana. Possui uma área total de 15 mil km². Do ponto de vista exploratório, é classificada como bacia de nova fronteira, com baixa densidade de dados e apenas dois poços perfurados na porção brasileira (1-ST-0001-RR e 1-TU-0001-RR), ambos secos e sem indícios de hidrocarbonetos.

Os resultados do levantamento geoquímico de superfície mostraram indícios de hidrocarbonetos em concentrações muito abaixo daquelas identificadas nas bacias do Amazonas e do Solimões. A interpretação dos resultados de geoquímica, de microbiologia  e dos dados geofísicos e geológicos aponta potencial para a ocorrência de hidrocarbonetos termogênicos no extremo nordeste da área de estudo, região da Serra do Tucano. Essa região encontra-se próxima à fronteira do Brasil com a Guiana. Cabe destacar que a Bacia do Tacutu se estende geologicamente para aquele país, no qual o poço Karanambo 1 (1982) resultou na descoberta de óleo.

Confira a tabela abaixo para mais detalhes sobre os contratos referentes à Bacia do Tacutu:

A Bacia do Irecê é classificada como de nova fronteira, pouco se conhece sobre seu potencial para exploração de petróleo e gás natural. Trata-se de uma bacia neoproterozoica do Cráton do São Francisco, localizada na porção centro-norte do estado da Bahia, a nordeste da Bacia de São Francisco, totalizando área de 31.545 km².

O estudo na Bacia do Irecê/Lençóis foi realizado pela própria ANP em 2012 a partir de levantamento bibliográfico e análise dos dados disponíveis à época, constituindo ação não orçamentária do PPA.

No estudo concluiu-se que, embora geologicamente similar à  Bacia de São Francisco e sugerindo eventual potencial para gás, não foi identificado qualquer indício de hidrocarbonetos que sustentasse tal analogia. Os dados disponíveis, apesar de poucos, sugerem que a Bacia do Irecê/Lençóis possui baixo potencial petrolífero por se tratar de uma bacia rasa.

A Bacia do Pantanal está localizada no Centro-Oeste do Brasil, estendendo-se por uma área de cerca de 170 mil km² nos estados de Mato Grosso e Mato Grosso do Sul. É ainda muito pouco conhecida geologicamente, com poucos estudos realizados e esparsos dados disponíveis. Não há registros de dados de métodos potenciais adquiridos com fins de exploração de petróleo na região nem outros dados geológicos e geofísicos.

Em 2010, o corpo técnico da ANP realizou análise interna, complementada em 2015, com objetivo de definir se a bacia seria alvo de levantamentos de dados pela Agência. A avaliação concluiu que a Bacia do Pantanal tem história sedimentar muito recente, não apresentando os elementos e processos necessários para o estabelecimento de um sistema petrolífero ativo.

Contudo, não se exclui a possibilidade de potencial petrolífero das bacias que a sobrepõem e a circundam:Alto Paraguai e Corumbá-Jacadigo. Essas bacias devem ser investigadas porque, a exemplo de sucessos exploratórios no mundo, podem ter sofrido processos e conter elementos necessários para o estabelecimento de um sistema petrolífero, especialmente com relação a gás natural.

A Bacia do Paraná é a maior bacia sedimentar da América do Sul, tendo seus 1,5 milhão km² distribuídos pelos territórios do Uruguai, Paraguai, Argentina e Brasil. No Brasil, perfaz 1,1 milhão km² pelos estados do Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Paraná, São Paulo, Minas Gerais, Mato Grosso do Sul, Mato Grosso e Goiás. Localiza-se em região extremamente privilegiada do ponto de vista geopolítico, pois além de abranger oito estados brasileiros da federação, situa-se na região mais industrializada da América do Sul e, portanto, forte demandante de recursos energéticos.

Apesar de diversos indícios de óleo e gás identificados na região, a Bacia do Paraná possui geologia complexa, com particularidades que dificultam o imageamento das camadas rochosas em subsuperfície.

Em razão do potencial petrolífero bastante promissor, a ANP vem realizando inúmeros levantamentos geológicos e geofísicos para aumentar o conhecimento dessa bacia sedimentar. Os investimentos realizados superam R$ 170 milhões. Os projetos executados incluem dois levantamentos sísmicos, um aerolevantamento gravimétrico e magnetométrico, um levantamento magnetotelúrico e o processamento de linhas sísmicas antigas (pré-1998).

Inicialmente, foi realizado o aerolevantamento para aquisição de dados gravimétricos e magnetométricos, que abrangeu aproximadamente 160 mil km². Os mapas produzidos a partir dos dados obtidos permitiram a visualização de importantes feições estruturais da bacia, assim como suas partes possivelmente mais profundas. O entendimento dessas características é fundamental para o planejamento da exploração de petróleo.

Na sequência, em 2011, foi realizado o primeiro levantamento sísmico na Bacia do Paraná, com cerca de 2 mil km de linhas sísmicas regionais. Esse levantamento trouxe imagens do subsolo, permitindo a identificação dos principais horizontes estratigráficos e sua variação em diferentes compartimentos da bacia.

A ANP prosseguiu adquirindo dados com o segundo levantamento sísmico. Dessa vez, foram utilizados caminhões vibradores como fonte de energia, em alternativa ao uso de explosivos utilizados na sísmica tradicional. Essa tecnologia, além de não gerar impactos ambientais, agrega  maior controle dos parâmetros aplicados na aquisição. Isso é especialmente importante na Bacia do Paraná, onde as espessas camadas de basalto podem prejudicar a definição das imagens.

Nesse segundo levantamento foram contratados 5 mil km lineares de dados sísmicos bidimensionais, concentrados na região noroeste da bacia, no estado do Mato Grosso do Sul. O levantamento magnetotelúrico (MT) e transiente eletromagnético (TEM) permitiu mapear as principais características da cobertura sedimentar da região investigada na bacia, identificando as soleiras de diabásio e demarcando o topo do embasamento.

Além dos projetos já executados no PPA 2007-2014, a Bacia do Paraná continua sendo objeto de investimentos da Agência. Em 2015 foi firmado o contrato relativo ao terceiro levantamento sísmico 2D. Os investimentos serão de aproximadamente R$ 60 milhões e serão coletados 5 mil km lineares de dados sísmicos com o objetivo de se imagear outras porções praticamente inexploradas da bacia.