A. Muricy. Superintendência de Definição de Blocos SDB

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1 DÉCIMA RODADA DE LICITAÇÕES BACIA DO RECÔNCAVO A. Muricy Superintendência de Definição de Blocos SDB

2 Sumário Localização, Infra-estrutura e Operacionalidade Dados Genéricos e Histórico Exploratório Geologia Áreas Ofertadas Recursos e Perspectivas Petrolíferas Aspectos Contratuais Considerações Finais

3 Mapa de Localização Área Total km²

4 Operacionalidade e Infra-estrutura Rodovias Complexo Industrial Baía de Todos os Santos

5 Área Ofertada SREC T3 e T4 REC-T3 municípios de Terra Nova e S.Sebastião(40 a 70 km de Salvador) e REC- T4 nos municípios de Simões Filho e Camaçari(30 a 60 km de Salvador).

6 Infra-estrutura de Movimentação de Óleo e Gás

7 Dados Genéricos e Esforço Exploratório PRIMEIRA BACIA PRODUTORA DO BRASIL MARCO HISTÓRICO Poço 1-L-3-BA (Lobato), Janeiro 1939 PRIMEIRO CAMPO COMERCIAL Candeias, 1941 ESFORÇO EXPLORATÓRIO INICIAL Mapeamento de Superfície Levantamentos Gravimétricos Eventuais Linhas Sísmicas Analógicas, Refração/Reflexão.

8 Esforço Exploratório Continuado Levant. Sísmica de Reflexão existente no BDEP nos setores ofertados 2D pré-stack Km pós-stack Km 3D pré-stack Km² pós-stack Km² Poços perfurados na Bacia Pioneiros 501 Pioneiros Adjacentes 130 Demais Exploratórios 482 Desenvolvimento e Especiais Total 6.025

9 Volumes Apropriados e Produzidos, Reservas VOOIP MM m³ 6,30bilhões barris VOGIP (A) 81,236 Bi m³ (2,87 TCF) 0,52 bilhões BOE VOGIP (NA) 39,647 Bi m³ (1,40 TCF) 0,25 bilhões BOE ÓLEO + GÁS TOTAL - 7,07 bilhões BOE VOLUME DE ÓLEO RECUPERÁVEL (28%) 1,76 bilhões de barris VOLUME DE ÓLEO PRODUZIDO 1,46 bilhões de barris RESERVA ATUAL (dez. 2006) 0,30 bilhões de barris

10 Fluido Predominante Óleo leve (média 34 º API) de base parafínica. Números Estatísticos Vol. apropriados barris de óleo in situ por Km² ou barris de óleo recuperável por Km² Números ligeiramente inferiores às bacias do Delta do Níger, California e algumas do Golfo Pérsico. Produção Atual da Bacia bbl/dia de óleo - 3,5 MM m³/dia de gás (julho/2008)

11 Sumário Exploratório Pioneiros Perfurados x Campos Descobertos 30 GEOL. SUPERFÍCIE SISM. ANAL. E DIG. 2D SÍSMICA DIGITAL 2D SÍSMICA 2D E 3D ANP Campos Poços (16 anos) (11 anos) (4 anos) (8 anos) Anos 35 Pioneiros 243 Pioneiros 56 Pioneiros 23 Pioneiros 11 Campos 45 Campos 17 Campos 8 Campos 2,0 bi bbl (32%) 3,2bi bbl (52%) 0,5bi bbl (8%) 0,08bi bbl-estim. VOOIP

12 GEOLOGIA

13 Mapa Geológico de Superfície (generalizado) Grandes campos como Dom João, Água Grande e Candeias(!) Foram indicados e descobertos pela geologia de superfície. Phoenix

14 Bifurcação do Rifte Sul Atlântico em dois ramos Mapa Geológico- Geotectônico Área do Rifte Recôncavo-Tucano-Jatobá Norte-Sul (RTJ) Nordeste Ramo N-S abortado no Eoaptiano Ramo NE separação continental Faixa Sergipana de Dobramento Cinturão Granulítico Atlântico Mod.Milani, 1987

15 Separação Continental A sedimentação rifte mais antiga dentre todas as bacias brasileiras deu-se no Recôncavo e SE/AL ( Berriasiano) Abertura progressiva de Sul para Norte A partir de Pelotas ( Neoaptiano) Recôncavo abortado No Eoaptiano

16 Bacia do Recôncavo Arcabouço Estrutural Falha de Salvador Alto de Aporá Falha da Barra F. de Mata Caráter transferente Inversão bloco baixo Charneira Gomo Campos alinhados Fonte: M. Aragão

17 ALTO D.JOÃO APORÁ Expressivo Alto Regional congregando D.João-Bôa União- Aporá Parte meridional abriga o maior oil in place da bacia - Campo de D.João - cerca de 700 milhões de bbl, estando os blocos ofertados no seu prolongamento norte.

18 Carta Estratigráfica

19 Seção Geológica Regional

20 PRINCIPAIS ÁREAS GERADORAS DA BACIA REFERIDAS AO MEMBRO GOMO Autor: DPC & associados

21 Dados Geoquímicos Membro Gomo COT médio: 1-2% Alto Grau Maturação Térmica Alta Convertibilidade Mat.Org. Querogênio: tipo I (óleo) Início Geração: Neobarremiano Ausência de biodegradação, mesmo em horizontes bem rasos Geração/Prof. : início 2400m, pico 3000m,senil 4500m (DPC). Mello et al., 1989

22 Modelo Generalizado de Acumulações Trapeamento e Migração Braga et al., 1989

23 Principais Campos de Petróleo Pré-Rift (Sergi-Água Grande) Alinhamento Mata-Catú Dom João Araçás Recôncavo Nordeste Ilhas Miranga Taquipe Candeias Candeias Cexis Araçás F. Bálsamo 107 Descobertas 84 Campos em atividade Distribuição HC por reservatório Sistema Sergi Água Grande 58% Grupo Ilhas 26% Fms. Candeias/Maracangalha 16%

24 APRESENTAÇÃO DA ÁREA OFERTADA

25 Divisão da Bacia em Setores Áreas Ofertadas

26 Poços Pioneiros Perfurados Blocos SREC - T3 e T4 REC- T3 16 poços em 355 Km² (1 Poço x 22 Km²) (0,045 Poço x Km²) REC-T4 6 poços em 253,44 Km² (1 poço x 42,24 Km²) (0,024 poços x Km²)

27 Densidade de Poços Blocos SREC - T3 e T4 Observar a baixa densidade de poços nos blocos sob oferta

28 Visão dos blocos ofertados relativamente aos campos existentes na área

29 Apresentação e Discussão Setor REC-T4 Objetivos Exploratórios Primordiais Corpos turbidíticos da parte inferior do Mb.Gomo (leques profundos); Camadas Caruaçú, à exemplo da jazida de gás não-associado do Campo de Miranga; Horizontes rasos da Fm.Pojuca, à exemplo Campo de Camaçari; Eventuais acumulações associadas à diápiros de folhelho, à exemplo de dezenas de acumulações no Baixo de Miranga e da área de Cinzento;

30 Blocos do SREC-T4

31 Mapa Isópaco Formação Maracangalha (I.C. em metros) A. Figueiredo

32 Mapa Isópaco Camadas Caruaçú (I.C. em metros) Observar situação privilegiada de grande parte dos blocos do SREC-T4 A. Figueiredo

33 Mapa Isópaco Membro Gomo MAPA ISÓPACO MEMBRO GOMO Gerador principal da bacia Fonte: A.Figueiredo (modificado)

34 Mapa Isólito de Arenitos do Terço Basal do Membro Gomo I.C. em metros Inúmeras acumulações da bacia coincidem com estes lobos turbidíticos aqui mapeados, e.g., RCB,FBL,FI etc. O maior deles, Brejo Preto-Dias D Ávila(ainda não avaliado), tem sua parte meridional repousando nos blocos sob oferta. A.S.T.Netto et al.

35 Mapa Isólito de Arenitos do Terço Basal do Membro Gomo Visão detalhada da figura anterior Destaque para o Lobo Brejo Preto-Dias D Ávila adentrando nos blocos sob oferta do REC-T4 I.C. em metros A.S.T.Netto et. al.

36 Linha Sísmica padrão REC-T B B Intra-Ilhas B B Tauá Sergi Embasamento

37 Locação dos poços que lograram alcançar 4000m de profundidade

38 Mapa Isólito da Fácies Conglomerática da Formação Salvador A presença destes corpos não compromete a prospectividade da área, haja vista o exemplo de vários campos do NE da bacia. Adicionalmente,os campos de Aratú e Mapele produzem de lentes descontínuas destes corpos. (I.C. em km)

39 Campo Riacho da Barra Seção Geológica

40 Apresentação e Discussão Setor REC-T3 Alvos Exploratórios Primordiais O grande alicerce para a prospectividade da área é a inserção da mesma no importante trend Dom João-Aporá, palco potencial de situações favoráveis, não só no alto propriamente mas também nos seus flancos. Objetivos Principais Arenito Água Grande, independente de estruturação clássica,visando trapas estratigráficas; Fm. Sergi e Mb. Boipeba em trapas estruturais. L.P. Magnavita, 1992

41 Blocos do SREC-T3

42 Linha Sísmica padrão REC-T / /0776 FZI-01 FZC-1 Calha oeste- UFBA Dom João A (Proj.) (Proj.) (proj. norte) A Tauá Sergi Permiano Embasamento A A

43 Modelo Teórico de Migração Geradores Gomo e Tauá( REC-T3) Espessuras computadas para a área (poços 1-CS-1,1-PDO-1 etc) 80m 90m 240m Gomo (KCg) Tauá (KCt) Sergi (JS) Água Grande (KAg) 20m KCg Falhas com rejeito de100 a 200m requerido para Sergi e 400 a 500m para Boipeba 70m 130m 200m 100m Boipeba (JAb) Cazumba (PAc) KCt KI JS KCt KI Arenito Boipeba muito mal avaliado e até mesmo negligenciado na bacia JAc JAb JS JAc PAc JAb PAp PAc PAp

44 Mapa Isópaco Formação Sergi (I.C. em metros) Definido como um dos objetivos principais no SREC-T3 Profundidade final obrigatória para os poços aí propostos para perfuração A. Figueiredo

45 Poços que atingiram o Membro Boipeba Setor REC-T3 e adjacências

46 Mapa Isópaco Formação Afligidos Depocentro instalado no SREC-T3, constituindo-se aí num objetivo a ser considerado CS 1 (I.C. em metros) UFBA, mod. G. Aguiar

47 Mapa Isópaca do Membro Gomo MAPA ISÓPACO I.C. em metros MEMBRO GOMO Gerador principal da bacia Observar baixo a oeste dos blocos ofertados, aonde foi perfurado o 1-SLO-1 Fonte: A.Figueiredo (modificado)

48 Perfil Composto 1 SLO 1 BA Destaque para a espessura do Mb. Gomo Início na Fm. MARACANGALHA Topo do Mb. GOMO 332 m Espessura GOMO: 511 m TAUÁ 843 m Kag Ki Js

49 Objetivo Primordial SREC-T3 ARENITO ÁGUA GRANDE UMA UNIDADE DE REFERÊNCIA NA EXPLORAÇÃO DA BACIA

50 Mapa Isópaco Formação Água Grande Posição estratigráfica peculiar e privilegiada Detentora do maior número de jazidas descobertas na bacia Boas a excelentes permo-poros, e.g., BA φ=25% K=800mD Descobertas da década aí maciçamente concentradas Grande potencial remanescente mesmo em áreas densamente perfuradas Aragão et al., 1998

51 Trapas Estratigráficas Arenito Água Grande Exemplos de acunhamento: - Campo de Buracica, bloco sul - Parte leste do Campo de Água Grande - Área de Pitanga no REC-T4 - Área vizinha a Dom João - Recôncavo Nordeste Importância do Perfil de Mergulho(Dipmeter) Importância do monitoramento de indícios Sísmica 3D Gerador Tauá A.Grande Itaparica Postula-se que muitas acumulações de pequeno porte, descobertas e a descobrir, possam estar associadas com acunhamentos da unidade.

52 Campo de Buracica Bloco Sul Trapa mista por acunhamento estratigráfico do Arenito Água Grande Contorno Sergi Contorno A.Grande Mod. G. Andrade, 1970

53 Campo de Uirapurú Água Grande com óleo e Sergi com água 1-MPE-1-BA

54 Mapa Estrutural do Campo de Rio Pojuca Topo Arenito A.Grande Acumulação Bloco Baixo M. Aurélio, 1996

55 Campo de Rio Pojuca Acumulação em Bloco Baixo VOOIP = 39 MMbbl VOGIP = 524 MMm 3 (Associado)

56 Contorno Isópaco Formação Água Grande SREC T4 Contorno derivado de poços pioneiros e pioneiros adjacentes I.C. = 10 m Corpo inferior fluvial, superior meandrante com retrabalhamento eólico LEGENDA Espesso > 30m Fino 0 m 0 < F < 10 Poços de Amarração da seção A-A I.C. = 10m

57 Seção Estratigráfica A A

58 Paradigma de Acumulação do Arenito Água Grande em Campo dos E.U.A Mapa Isópaco do Muddy Sandstone Espessuras máximas de 30 pés Associação íntima com o gerador sobreposto Reservas 200 MM/bbl Drilling rather than other exploration methods... (A.A.McGregor/AAPG Bul.)

59 Corte Geológico mostrando Acunhamentos Muddy Sandstone Campo Bell Creek Rocky Mountains Montana- E.U.A

60 Recursos Petrolíferos Cenários e Perspectivas Cenário I Considerando todos os campos existentes na área sob oferta do SREC-T4 Cenário II Últimas descobertas em toda a bacia ( ) Cenário III Descobertas em lobos turbidíticos (REC-T4)

61 Cenário I Campos na área sob oferta do REC-T4 Média dos Campos: 9,6 mm boe Mapele Aratú Camaçari Dias D'Ávila (Ks) (Ks) Kis Kis Gás Condensado Óleo Milhões de BOE (bbl de óleo equivalente)

62 Poços 8 Descobertas com VOOIP 80 MM bbl Cenário II Últimas descobertas em toda a bacia ( ) Menor Campo - 4,2 MM bbl Valor Médio 9,6 MM bbl Curió Uirapurú Cardeal -Canário-Jandaia Tangará Cexis descobertas (sem cubagem) Maritaca e Tico-Tico 4 poços portadores de petróleo ainda indefinidos Guanambi 07 Campos Poços

63 Expectativa de Volumes Recuperáveis REC-T3 VOR 22 MM bbl 1 poço a cada 22 km² Área Ofertada 9,6 MM Área bbl in situ FR 20% 2 MM bbl por descoberta Exercício Virtual 1 poço a cada 5 km² 355 Km² Perfurar 54 poços VISÃO ANP 11 descobertas Risco 1 : 5

64 Expectativa de Volumes Recuperáveis REC-T4 (Horizontes médios a rasos) VOR 18 MM bbl 1 poço a cada 42 km² 1 poço a cada 5 km² Exercício Virtual VISÃO ANP 9,6 MM bbl in situ FR 20% 2 MM bbl por descoberta Área Ofertada 253 Km² Perfurar 44 poços 9 descobertas Risco 1 : 5

65 Cenário III Apenas SREC-T4 (Caso turbiditos Gomo) Alguns campos selecionados e volumes constatados (Óleo in situ) Expectativa a considerar: média dos três últimos - 37MMbbl por possível descoberta efetuada (Gás não considerado) Obs.: Jazida Caruaçú Campo Miranga 16 bilhões OGIP

66 Linhas Sísmicas e Poços Disponibilizados nos Setores REC-T3 e T4 REC-T Km de Sísmica 2D Km de Sísmica 3D 25 poços REC-T Km de Sísmica 2D Km de Sísmica 3D 22 poços

67 Aspectos Contratuais Nome do Setor SREC-T3 Classificação da Bacia Madura Número de Blocos 12 Área em Oferta 354,98 Km² Fase de Exploração 5 Período Exploratório 3+2 Qualificação Técnica do Operador C Bônus Mínimo R$ ,00 a R$ ,00 Profundidade Mínima (Objetivo Principal) Fm. Sergi (Jurássico)

68 Aspectos Contratuais Nome do Setor SREC-T4 Classificação da Bacia Madura Número de Blocos 9 Área em Oferta 253,44 Km² Fase de Exploração 5 Período Exploratório 3+2 Qualificação Técnica do Operador C Bônus Mínimo R$ ,00 a R$ ,00 Profundidade Mínima (Objetivo Principal) Mb. Gomo da Fm. Candeias (Neocomiano)

69 Considerações Finais Áreas ofertadas em diferentes setores da bacia propiciando oportunidades tanto para pequenas quanto para média-grandes empresas. Os blocos do setor REC-T3 são especialmente recomendados para pequenas empresas e são tecnicamente bem suportados haja vista as características amplamente favoráveis que amparam o objetivo primordial, formação Água Grande, detentora da maior fatia de descobertas da década na bacia. Aos médios e grandes investidores se oferecem oportunidades exploratórias reais de grandes prêmios no Baixo Regional de Camaçari em blocos do setor REC-T4.

70 Considerações Finais Neste caso, se projetam acumulações significativas de gás a grandes profundidades, amparadas, dentre outras coisas, por um mapa regional de leques turbidíticos que mostrou consistência em outros campos da bacia. Nesta área também pode se contar com horizontes mais rasos, como demonstrado pelo Campo de Camaçari e algumas acumulações marginais presentes. O potencial projetado para pequenas descobertas da ordem de dois milhões de barris de óleo leve é de fato um fator encorajador para pequenos investidores. Áreas ofertadas com adequada infraestrutura, fácil acesso e operacionalidade, prontas para coletar, movimentar e distribuir quaisquer produtos oriundos de novas descobertas.

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