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1 Tradução Livre RELATÓRIO em acerca dos RECURSOS POTENCIAIS atribuíveis a CERTOS PROSPECTOS pertencentes à OGX PETRÓLEO e GÁS PARTICIPAÇÕES S.A. em vários BLOCOS LICENCIADOS BRASIL

2 2 ÍNDICE Página PREFÁCIO... 4 Escopo da Investigação... 4 Autoridade... 5 Fonte de informações... 5 GEOLOGIA... 6 Bacia de Campos... 6 C C C C C C C C C C C C C C C C C C C C C C C C Bacia do Espírito Santo ES ES ES ES Bacia de Santos S S S S S S S S S S S S S S

3 3 S Bacia do Pará-Maranhão PAMA PAMA PAMA PAMA PAMA Bacia do Parnaíba P P P P DEFINIÇÃO de RECURSOS POTENCIAIS ESTIMATIVA de RECURSOS Estimativa e Aplicação da Pg Planos de Desenvolvimento RESUMO e CONCLUSÕES QUALIFICAÇÕES PROFISSIONAIS TABELAS Tabela P1 Sumário do Portfólio de Prospecto Tabela 1 Estimativa dos Recursos Potenciais Totais de óleo Tabela 2 Estimativa dos Recursos Potenciais Totais de gás Tabela 3 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - ES Project I Oil and Gas Tabela 4 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - ES Project II Oil and Gas Tabela 5 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - ES Project IV Oil and Gas Tabela 6 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - ES Project III Oil and Gas Tabela 7 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - PAMA Project III Oil Tabela 8 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - PAMA Project IV Oil Tabela 9 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - PAMA Project II Oil Tabela 10 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - PAMA Project I Oil Tabela 11 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - CAMPOS Project X Oil Tabela 12 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - CAMPOS Project XI Oil Tabela 13 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - CAMPOS Project I Oil Tabela 14 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - CAMPOS Project II Oil Tabela 15 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - CAMPOS Project III Oil Tabela 16 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - CAMPOS Project IV Oil Tabela 17 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - CAMPOS Project V Oil Tabela 18 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - CAMPOS Project VI Oil Tabela 19 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - CAMPOS Project VII Oil Tabela 20 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - CAMPOS ProjectVIII Oil Tabela 21 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - CAMPOS Project IX Oil Tabela 22 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - SANTOS Project XI Oil Tabela 23 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - SANTOS Project VIII Oil Tabela 24 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - SANTOS Project IX Oil Tabela 25 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - SANTOS Project VII Oil Tabela 26 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - SANTOS Project X Oil Tabela 27 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - SANTOS Project VI Oil + Gas Tabela 28 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - SANTOS Project IV Gas Tabela 29 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - SANTOS Project I Gas Tabela 30 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - SANTOS Project V Gas Tabela 31 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - SANTOS Project II - Gas Tabela 32 Quantidades Potenciais Médias Totais, Despesas e Investimentos - SANTOS Project III - Gas Tabela 33 Sumário das Premissas do Plano de Desenvolvimento Conceitual

4 Tradução Livre 4 RELATÓRIO em acerca dos RECURSOS POTENCIAIS atribuíveis a CERTOS PROSPECTOS pertencentes à OGX PETRÓLEO e GÁS PARTICIPAÇÕES S.A. em vários BLOCOS LICENCIADOS BRASIL PREFÁCIO Escopo da Investigação Este estudo apresenta estimativas, com data base em 30 de Setembro de 2009, dos recursos potenciais de petróleo de 52 prospectos localizados em 22 blocos licenciados, em 5 bacias (Santos, Campos, Espírito Santo, Pará-Maranhão e Parnaíba) do Brasil. Este estudo está sendo elaborado em nome de OGX Petróleo e Gás Participações S.A (OGX). A OGX detém 99,9 por cento do capital social da OGX Petróleo e Gás Ltda. (em conjunto com OGX Petróleo e Gás Participações S.A., doravante denominada OGX), que atualmente possui diferentes participações nesses prospectos de acordo com os respectivos contratos de concessão. A OGX também possui licença para exploração de 7 blocos adicionais, que atualmente não possuem nenhum prospecto perfurável dentro dos limites dos blocos. A OGX declarou que na conclusão do prazo primário de qualquer fase de exploração atual de seus contratos de concessão, os quais duram de 3 a 6 anos a partir da data do contrato de concessão, pretende garantir uma prorrogação da licença para a fase de desenvolvimento e produção, que pode durar até 27 anos (com prorrogação permitida mediante aprovação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustível (ANP)). A OGX pretende dar continuidade ao desenvolvimento e operação de qualquer prospecto descoberto, sempre que comercialmente viável. Baseado nessas declarações, incluímos como recursos certas quantidades que podem vir a ser produzidas após o vencimento da licença primária atual. As estimativas de recursos potenciais apresentadas neste estudo foram elaboradas de acordo com o Sistema de Gerenciamento de Recursos de Petróleo (PRMS) aprovado em março de 2007, pela Sociedade de Engenheiros de Petróleo, pelo Conselho Mundial de Petróleo, pela Associação Americana de Geólogos de Petróleo e pela Sociedade de Engenheiros de Avaliação de Petróleo. Essas definições de recursos potenciais são detalhadamente discutidas na seção Definição de Recursos Potenciais deste estudo. As quantidades de recursos potenciais neste estudo são expressas como recursos potenciais totais. Os recursos potenciais totais são definidos como o petróleo total estimado que seja potencialmente recuperável após 30 de Setembro de Os prospectos estão localizados em 22 blocos licenciados em 5 bacias (Santos, Campos, Espírito Santo, Pará-Maranhão e Parnaíba). Os recursos potenciais aqui estimados são aquelas quantidades de petróleo potencialmente recuperáveis a partir de acumulações ainda a serem descobertas. Devido à incerteza de

5 5 comercialidade e a falta de perfuração exploratória suficiente, os recursos potenciais aqui estimados não podem ser classificados como recursos contingentes ou reservas. Os recursos potenciais estimados neste estudo não são fornecidos como um meio de comparação com recursos contingentes ou reservas. As tabelas de 1 a 33 e a Tabela P1 resumem os recursos potenciais estimados para 52 prospectos, com data base em 30 de Setembro de As estimativas de recursos potenciais devem ser consideradas somente como estimativas que podem modificar-se à medida que informações adicionais são disponibilizadas. Não apenas tais estimativas de recursos potenciais são baseadas naquelas informações atualmente disponíveis, mas tais estimativas também estão sujeitas às incertezas inerentes à aplicação de fatores de julgamento na interpretação de tais informações. As estimativas das quantidades de recursos potenciais não devem ser confundidas com aquelas quantidades associadas a recursos contingentes ou reservas devido aos riscos adicionais envolvidos. As quantidades que poderiam ser de fato recuperadas, caso sejam descobertas e desenvolvidas, podem ser significativamente diferentes das estimativas aqui apresentadas. Autoridade Este estudo foi autorizado por Marcelo Torres, Diretor Financeiro, OGX. Fonte de informações Na elaboração deste estudo, confiamos, sem verificação independente, em informações fornecidas por ou em nome da OGX com relação aos interesses proprietários a serem avaliados, dados de sub-superfície na medida em que sejam pertinentes aos objetivos e prospectos alvo, e várias outras informações e dados técnicos que foram aceitos conforme declarados. Este estudo foi baseado em dados disponíveis em 30 de Setembro de 2009.

6 6 GEOLOGIA Bacia de Campos A Bacia de Campos é a bacia mais prolífica de óleo e gás do Brasil. A Bacia de Campos é responsável por mais de 75% da produção atual do país. O primeiro campo de hidrocarbonetos foi descoberto em Mais de 75 campos de óleo e de gás foram descobertos em muitos reservatórios diferentes de idades variáveis (de Mesozóica a Cenozóica), incluindo: reservatórios subsal, coquinas, arenitos marinhos de água rasa, basaltos fraturados, calcáreos albianos, dolomitos e arenitos turbidíticos do Albo- Cenomaniano, Cretáceo Superior e Terciário. O petróleo descoberto na Bacia de Campos está relacionado ao potencial gerador de hidrocarbonetos das rochas geradoras do pré-sal, de idade aptiana, as quais podem ter carbono orgânico total (COT) de até 9 por cento. Considera-se que vários reservatórios são da fase rifte da evolução da bacia: calcáreos lacustres, ao passo que algumas acumulações são encontradas em clásticos em trapas estratigráficas das seqüências do Cretáceo e do Terciário. As rotas de migração na Bacia de Campos são interpretadas como provenientes das rochas geradoras da Formação Lagoa Feia, de idade aptiano, para os reservatórios através de falhas lístricas normais, superfícies de discordância, flancos de paleocânions, descontinuidades e rotas associadas com sal (diápiros de sal e janelas de sal). Todos os prospectos descritos abaixo estão localizados no sistema petrolifero da Bacia de Campos, onde descobertas em campos análogos são usadas como um modelo exploratório: Polvo (Albiano), Peregrino (Terciário e Cretáceo), Maromba (Terciário, Aptiano, e Cretáceo Superior), Enchova e o Complexo Marlim (Terciário), Espadarte e Jubarte (Cretáceo Superior), Pampo (Albiano), Bicudo (Albiano), Linguado e Tupi (subsal Aptiano-Barremiano), e Papa- Terra (Cretáceo Superior). A fonte dos hidrocarbonetos está nos folhelhos e margas lacustres subsal da Formação Lagoa Feia, de idade aptiana, que podem ter valores de carbono orgânico total (COT) de até 9 por cento. Os reservatórios do Terciário, Cretáceo Superior, Albiano e Aptiano exibem a seguinte variedade de densidade de óleo: 14-20, 18-23, 18-25, e 28-38, respectivamente. C-01 O prospecto C-01 de óleo é uma trapa estratigráfica próxima ao campo de Polvo. O reservatório objetivo é a Formação Carapebus do Cretáceo Superior. Esses arenitos turbidíticos são selados por siltitos e folhelhos de água profunda. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-02 O prospecto de óleo C-02 K é uma trapa de fechamento estrutural de quatro direções próxima ao campo de Polvo. O reservatório objetivo é a Formação Carapebus, de idade paleocênica. Esses arenitos turbidíticos são selados por siltitos e folhelhos de águas profundas. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal.

7 7 C-03 O prospecto de óleo C-03 é uma trapa estratigráfica. A configuração da trapa são clásticos em onlap no intracanal de um cânion submarino. O reservatório objetivo é a Formação Carapebus, de idade paleocênica. Esses arenitos turbidíticos são selados por siltitos e folhelho de águas profundas. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-04 O prospecto de óleo C-04 é uma trapa estratigráfica próxima ao campo de Polvo, identificado por uma anomalia de amplitude sísmica. O reservatório objetivo é a Formação Carapebus, de idade eocênica. Esses arenitos turbidíticos são selados por folhelhos de águas profundas. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-05 O prospecto de óleo C-05 é uma trapa estrutural próxima ao campo de Polvo. Os reservatórios objetivo são dolomitos, calcarenitos, e calciruditos, de idade albiana, da Formação Macaé. Esses reservatórios são selados por margas, calcilutitos e folhelhos sobrejacentes da Formação Macaé. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-06 O prospecto de óleo C-06 é uma trapa mista, estratigráfica e estrutural. O reservatório objetivo é a Formação Carapebus de idade oligocênica. Esses arenitos turbidíticos são selados por siltitos e folhelhos de águas profundas. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-07 O prospecto de óleo C-07 é uma trapa mista, estratigráfica e estrutural, identificada por uma anomalia de amplitude sísmica. O reservatório objetivo é a Formação Carapebus de idade paleocênica. Esses arenitos turbidíticos são selados por siltitos e folhelhos de águas profundas. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-08 O prospecto de óleo C-08 tem diversos objetivos potenciais. As trapas estratigráficas são formadas por litofácies do Eoceno da variação da Formação Caperebus. Os arenitos são selados por folhelhos de água profunda e siltítos. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana, através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal.

8 8 C-09 O prospecto de óleo C-09 tem cinco potenciais reservatórios objetivo diferentes, desde o Eoceno até o Aptiano. O primeiro é uma trapa estratigráfica associada a uma feição erosiva do Eoceno Superior. Os reservatórios são arenitos turbidíticos da Formação Carapebus, de idade eoceno médio, associados a uma anomalia amplitude. O segundo objetivo é também uma trapa estratigráfica e os reservatórios são arenitos turbidíticos da Formação Carapebus, de idade santoniana. O terceiro objetivo é a seção de idade albiano inferior da Formação Macaé, que é interpretada como sendo como um fechamento em três direções contra falha. Estes calcarenitos spoderiam ser selados por calcilutitos, margas e folhelhos do Membro Outeiro da Formação Macaé. O último objetivo são carbonatos de idade aptiana da Formação Lagoa Feia. Esta trapa estratigráfica poderiam ser seladas por anidritos e calciluditos da Formação Lagoa Feia. A rota de migração para todos os potenciais reservatórios é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-10 O prospecto de óleo C-10 é uma trapa estratigráfica associada a uma feição erosiva do eoceno superior e a edifícios vulcânicos do eoceno inferior. Os reservatórios objetivos são arenitos de idade eoceno da Formação Carapebus, acunhados a oeste contra as vulcânicas e a leste truncadas pelo cânion do eoceno superior. Os arenitos estão selados por folhelhos e siltitos de águas profundas. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-11 O prospecto de óleo C-11 é uma trapa estrutural com fechamento em três direções contra falha. Os reservatórios objetivos são arenitos turbidíticos de idade maastrichtiano da Formação Carapebus, selados por folhelhos e margas de águas profundas. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-12 O prospecto de óleo C-12 tem dois diferentes objetivos. O primeiro é uma trapa estratigráfica relacionada a uma feição erosiva do eoceno superior a qual cria uma anomalia de amplitude. Os reservatórios são arenitos da Formação Carapebus preenchendo o cânion do eoceno superior e selados por folhelhos e siltitos da mesma formação. O segundo objetivo são calcarenitos de idade albiano inferior da Formação Macaé, com fechamento em três direções contra falha e selados por calcilutitos, margas e folhelhos do Membro Outeiro da Formação Macaé. A rota de migração para todos os objetivos é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-13 O prospecto de óleo C-13 é uma trapa estrutural com fechamento em três direções contra falha. Os potenciais reservatórios são calcarenitos de idade albiano inferior da Formação Macaé, selados por calcilutitos, margas e folhelhos do Membro Outeiro da Formação Macaé. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana através

9 9 de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-14 O prospecto de óleo C-14 é uma trapa estratigráfica associada com uma feição erosiva (cânion) do eoceno superior. Os reservatórios objetivo são arenitos turbidíticos de idade eoceno da Formação Carapebus, preenchendo o cânion e selados por folhelhos e siltitos de águas profundas. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade barremiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-15 O prospecto de óleo C-15 é uma trapa estratigráfica associada com uma anomalia de amplitude. Os reservatórios objetivos são arenitos turbidíticos de idade maastrichtiano da Formação Carapebus, selados por folhelhos e margas de águas profundas. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-16 O prospecto de óleo C-16 tem dois objetivos distintos. O primeiro (superior) é uma trapa estratigráfica associada com uma feição erosiva do eoceno superior. Os potenciais reservatórios são arenitos turbidíticos do eoceno médio da Formação Carapebus truncados mergulho acima por cânions do eoceno superior e selados por folhelhos e margas de águas profundas. O segundo objetivo (inferior) é também uma trapa estratigráfica. Os potenciais reservatórios são arenitos turbidíticos de idade santoniano da Formação Carapebus, selados por folhelhos e margas de águas profundas. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-17 O prospecto de óleo C-17 é uma trapa estrutural com fechamento em três direções contra falha. Os potenciais reservatórios são calcarenitos do albiano inferior da Formação Macaé, selados por calcilutitos, margas e folhelhos do Membro Outeiro da Formação Macaé. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-18 O prospecto de óleo C-18 é uma trapa estratigráfica. Os reservatórios objetivos são arenitos turbidíticos de idade santoniano da Formação Carapebus e selados por folhelhos e siltitos de águas profundas. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-19 O prospecto de óleo C-19 é uma trapa estratigráfica. Os reservatórios objetivo são arenitos turbidíticos de idade santoniano da Formação Carapebus, selados por folhelhos e siltitos de

10 10 águas profundas. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-20 O prospecto de óleo C-20 é uma trapa estrutural com fechamento quaquaversal. Os reservatórios são arenitos turbidíticos de idade maastrichtiana da Formação Carapebus, selados por folhelhos e margas de águas profundas. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-21 O prospecto de óleo C-21 é uma trapa estratigráfica que cria uma anomalia de amplitude. Os potenciais reservatórios são arenitos da Formação Carapebus de idade eoceno, que se formam através de um acunhado contra um edifício vulcânico. Estes arenitos são selados por folhelhos e siltitos de águas profundas. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-22 O prospecto de óleo C-22 tem três objetivos diferentes. O primeiro é uma trapa estrutural com fechamento em três direções contra falha. Os potenciais reservatórios são calcarenitos de idade albiano inferior da Formação Macaé selados por calcilutitos, margas e folhelhos do Membro Outeiro da Formação Macaé. Os dois últimos objetivos são carbonatos e coquinas de idade aptiano da Formação Lagoa Feia, em trapas estratigráficas e selados por anidritas e calcilutitos da própria Formação Lagoa Feia. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-23 O prospecto de C-23 é definido por três diferentes objetivos. O primeiro apresenta um fechamento em três direções contra falha e os potenciais reservatórios são arenitos de idade oligoceno inferior da Formação Carapebus selados por folhelhos e siltitos de águas profundas. O segundo objetivo é uma trapa estratigráfica, com reservatórios turbidíticos arenosos de idade santoniana da Formação Carapebus, selados por folhelhos e siltitos de águas profundas. O último objetivo é representado por reservatórios de idade albiano inferior da Formação Macaé, com fechamento estrutural em três direções contra falha. Os potenciais reservatórios são calcarenitos selados por calcilutitos, margas e folhelhos do Membro Outeiro da Formação Macaé. A rota de migração para todos os objetivos é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. C-24 O prospecto de óleo C-24 tem três objetivos. O primeiro é uma trapa estratigráfica que cria uma anomalia de amplitude. Os reservatórios são arenitos do oligoceno inferior da Formação Carapebus depositados sobre uma discordância erosiva do eoceno superior e selados por folhelhos e siltitos de aguas profundas. O segundo objetivo é uma trapa estratigráfica, com

11 11 arenitos de idade eoceno da Formação Carapebus, selados por folhelhos e siltitos de águas profundas. O terceiro e mais baixo objetivo é uma trapa combinada, estrutural e estratigráfica. Os potenciais reservatórios são arenitos turbidíticos de idade maastrichtiana da Formação Carapebus, selados por folhelhos e siltitos assim como por rochas vulcânicas extrusivas. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Lagoa Feia, de idade aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, flancos de cânions, diápiros e janelas de sal. Bacia do Espírito Santo A atividade exploratória em terra na bacia do Espírito Santo começou no final dos anos 50. A exploração offshore começou no final dos anos 60. A exploração em águas profundas na bacia começou em Foram feitas várias descobertas de óleo leve e gás natural. A bacia exibe potencial com um conjunto diversificado de oportunidades e modelos exploratórios. As rochas geradoras são os folhelhos lacustres da seção pré-sal, de idade aptiano, da Formação Mariricu que apresentam valores de COT de até dois por cento. A porção basal da Formação Urucutuca (folhelhos marinhos) pode apresentar valores COT de até quatro por cento. Uma rota de migração primária é interpretada como sendo originada na seção aptiana da Formação Mariricu, através de falhas lístricas normais, falhas de borda de rifte, superfícies de discordância e janelas de sal, e em seguida através da seção senoniana da Formação Urucutuca. Vias adicionais podem incluir uma rota através da seção basal da Formação Urucutuca através de falhas lístricas normais, superfícies de discordância e paredes salinas, até os reservatórios potenciais. Os prospectos Terciários descritos abaixo são análogos aos campos de gás existentes de Peroá e Cangoá. Os prospectos do Cretáceo Superior descritos abaixo são análogos ao campo de petróleo de Golfinho. Todos os prospectos descritos abaixo estão localizados no sistema petrolífero da Bacia do Espírito Santo, onde campos análogos em produção são usados como modelo exploratório: Peroá (Terciário), Cangoá (Terciário) e Golfinho (Cretáceo Superior). As rochas geradoras são folhelhos lacustres do subsal da Formação Maricucu, de idade aptiana, com valores COT de até 2 por cento e/ou a porção basal da Formação Urucutuca com folhelhos marinhos, que podem ter valores COT de até 4 por cento. Os reservatórios do Cretáceo Superior e do Paleoceno tipicamente apresentam uma faixa de densidade de óleo que varia entre 28 e 43 graus API. Os reservatórios depositados depois do Paleoceno são tipicamente portadores de gás. ES-01 O prospecto de óleo ES-01 é uma trapa combinada, com a trapa estratigráfica definindo a área máxima de fechamento e a trapa estrutural (quaquaversal), que define a área mínima de fechamento. Os reservatórios objetivos são os arenitos turbidíticos da Formação Urucutuca, de idade Campaniano, selados por folhelhos e siltitos da própria seção. A rota de migração primária é interpretada como originada na Formação Mariricu de idade aptiano, através de falhas lístricas normais, falhas de borda de rifte, superfícies de discordância e janelas de sal através da seção senoniana da Formação Urucutuca. Vias de migração adicional podem incluir a seção basal da Formação Urucutuca através de falhas lístricas normais, superfícies de discordância e paredes de sal, até a seção turoniana da Formação Urucutuca.

12 12 ES-02 O prospecto de óleo ES-02 tem três diferentes objetivos, em reservatórios do Paleoceno, do Maastrichtiano e do Campaniano. Os dois primeiros são trapas estruturais com fechamento em três direções contra falha. O Campaniano apresenta fechamento quaquaversal. Em todos os objetivos os reservatórios são arenitos turbidíticos da Formação Urucutuca, selados por folhelhos e siltitos da própria formação. A rota de migração primária é interpretada como originada na Formação Mariricu de idade aptiano, através de falhas lístricas normais, falhas de borda de rifte, superfícies de discordância e janelas de sal através da seção senoniana da Formação Urucutuca. Vias de migração adicionais podem incluir a seção basal da Formação Urucutuca através de falhas lístricas normais, superfície de discordância e paredes de sal, até a seção turoniana da Formação Urucutuca. ES-03 O prospecto de óleo ES-03 é uma trapa estrutural com fechamento em três direções contra falha. Os reservatórios objetivos são os arenitos turbidíticos de idade maastrichtiano, da Formação Urucutuca, selados por siltitos e folhelhos de água profunda da própria Formação Urucutuca. A rota de migração primária é interpretada como sendo originada na Formação Mariricu de idade aptiano, através de falhas lístricas normais, falhas de borda de rifte, superfícies de discordância e janelas de sal através da seção senoniana da Formação Urucutuca. Vias de migração adicionais podem incluir a seção basal da Formação Urucutuca através de falhas lístricas normais, superfície de discordância e paredes de sal, até a seção turoniana da Formação Urucutuca. ES-04 O prospecto de óleo ES-04 é uma trapa estrutural com fechamento quaquaversal. Os reservatórios objetivos são os arenitos turbidíticos de idade maastrichtiano da Formação Urucutuca, selados pelos siltitos e folhelhos de água profunda da própria Formação Urucutuca. A rota de migração primária é interpretada como sendo originada na Formação Mariricu de idade aptiano, através de falhas lístricas normais, falhas de borda de rifte, discordâncias e janelas de sal através da seção senoniana da Formação Urucutuca. Vias de migração adicional podem incluir a seção basal da Formação Urucutuca através de falhas lístricas normais, superfície de discordância e paredes de sal, até a seção turoniana da Formação Urucutuca. Bacia de Santos O campo de gás Mexilhão em águas rasas e a descoberta de petróleo do pré-sal Tupi/Carioca são dois sucessos recentes de exploração na Bacia de Santos. Essas descobertas confirmaram dois novos modelos de exploração para a bacia. O sistema petrolífero na bacia é diversificado. A Formação Guaratiba é a principal geradora de hidrocarbonetos, e as rochas marinhas do albo-turoniano representam outra potencial geradora. Os reservatórios carbonáticos, estromatolíticos algálicos carstificados (Guaratiba), recentemente, demonstraram ser um objetivo potencial devido às boas propriedades de reservatório. Os reservatórios clásticos e carbonáticos albianos e os reservatórios clásticos do Cretáceo Superior/Terciário também são objetivos potenciais. Todos os prospectos descritos abaixo estão localizados no sistema petrolífero da Bacia de Santos, onde descobertas em campos análogos são usados como modelos exploratórios: Mexilhão (Cretáceo Superior), Uruguá (Cretáceo Superior), Pirapitanga (Albiano) e Tupi (présal Barremiano-Aptiano). Os reservatórios do pré-sal tipicamente demonstram uma faixa de

13 13 densidade API entre graus. Os reservatórios do Albiano e a maioria dos objetivos do Cretáceo Superior são tipicamente produtores de gás. S-01 O prospecto de óleo S-01 é uma trapa estrutural com fechamento em quatro direções. O reservatório objetivo é a Formação Guaratiba, do pré-sal. O objetivo potencial é um carbonato estromatolítico algálico carstificado. Este reservatório dolomítico é selado pelo sal da Formação Ariri. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Guaratiba aptiana, através de falhas e superfícies de discordância. A fonte dos hidrocarbonetos são os folhelhos e margas lacustres pré-sal da Formação Guaratiba aptiana. S-02 O prospecto de óleo S-02 é uma trapa mista. O reservatório objetivo é a Formação Guaratiba, do pré-sal. O objetivo potencial é um carbonato estromatolítico algálico carstificado. Este reservatório de dolomita é selado pelo sal da Formação Ariri. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Guaratiba aptiana, através de falhas e superfícies de discordância. A fonte dos hidrocarbonetos são os folhelhos e margas lacustres pré-sal da Formação Guaratiba aptiana. S-03 O prospecto de óleo S-03 é uma trapa mista. O reservatório objetivo é a Formação Guaratiba, do pré-sal. O objetivo potencial é um carbonato estromatolítico algálico carstificado. Este reservatório de dolomita é selado pelo sal da Formação Ariri. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Guaratiba aptiana, através de falhas e superfícies de discordância. A fonte dos hidrocarbonetos são os folhelhos e margas lacustres pré-sal da Formação Guaratiba aptiana. S-04 O prospecto de óleo S-04 é uma trapa estrutural. O reservatório objetivo é a Formação Guaratiba, do pré-sal. O objetivo potencial é um carbonato estromatolítico algálico carstificado. Este reservatório de dolomita é selado pelo sal da Formação Ariri. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Guaratiba aptiana, através de falhas e superfícies de discordância. A fonte dos hidrocarbonetos são os folhelhos e margas lacustres pré-sal da Formação Guaratiba aptiana. S-05 O prospecto de óleo S-05 é uma trapa mista. O reservatório objetivo é a Formação Guaratiba, do pré-sal. O objetivo potencial é um carbonato estromatolítico algálico carstificado. Este reservatório de dolomita é selado pelo sal da Formação Ariri. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Guaratiba aptiana, através de falhas e superfícies de discordância. A fonte dos hidrocarbonetos são os folhelhos e margas lacustres pré-sal da Formação Guaratiba aptiana. S-06 O prospecto de óleo S-06 é uma trapa mista. Os reservatórios objetivo são (1) a Formação Guaratiba do pré-sal, (2) os oólitos albianos da Formação Guarujá, e (3) sedimentos clásticos do

14 14 Paleoceno. A rota de migração é interpretada como sendo proveniente de (1) da Formação Guaratiba aptiana, através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, paredes de cânion, diápiros de sal e janelas de sal até a Formação Carapebus do Cretáceo Superior, e (2) Formação Guaratiba aptiana através, de falhas e superfícies de discordância. A fonte dos hidrocarbonetos está nos folhelhos e margas lacustres da formação Guaratiba, de idade aptiana, no pré-sal. S-07 O prospecto de gás S-07 é uma trapa estrutural. Os reservatórios objetivo são arenitos cenomanianos da Formação Itajaí-Açu. Acredita-se que o reservatório potencial seja selado pelos folhelhos do Cenomaniano/Turoniano da Formação Itajaí-Açu. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Guaratiba aptiana, através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, paredes de cânions, diápiros de sal e janelas de sal para o cenomaniano da Formação Itajaí-Açu. A fonte dos hidrocarbonetos está nos folhelhos e margas lacustes pré-sal do Aptiano/Barremiano, equivalente à Formação Lagoa Feia. Os folhelhos albianos podem ser outra potencial rocha geradora. S-08 O prospecto de gás S-08 é uma trapa estrutural. O reservatório objetivo são os arenitos cenomanianos da Formação Itajaí-Açu. O reservatório potencial seria selado pelos folhelhos turonianos da Formação Itajaí-Açu. As rotas de migração são interpretadas como sendo originadas na Formação Lagoa Feia aptiana, através de falhas lístricas normais, superfícies de discordância, paredes de cânions, diápiros de sal e janelas de sal até o Cenomaniano da Formação Itajaí-Açu. A fonte dos hidrocarbonetos está nos folhelhos e margas lacustres pré-sal do Barremiano equivalente à Formação Lagoa Feia. Os folhelhos albianos podem ser outra potencial rocha geradora. S-09 O prospecto de gás S-09 é uma trapa estrutural. Os reservatórios objetivo são arenitos de idade albiana. Estes arenitos são selados por margas e folhelhos da Formação Itanhaem/Guarujá. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Guaratiba aptiana, através de falhas lístricas normais, superfícies de discordância, paredes de cânion, diápiros de sal e janelas de sal até os reservatórios. A fonte dos hidrocarbonetos são os folhelhos e margas lacustres pré-sal da Formação Guaratiba aptiana, equivalente a Formação Lagoa Feia. S-10 O prospecto de gás S-10 é uma trapa estrutural. Os reservatórios objetivo são arenitos de idade albiana, da Formação Guarujá. Estes reservatórios arenosos são selados por margas e folhelhos da Formação Itanhaem/Guarujá. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Guaratiba aptiana, através de falhas lístricas normais, superfícies de discordância, paredes de cânion, diápiros de sal e janelas de sal até os reservatórios. A fonte dos hidrocarbonetos são os folhelhos e margas lacustres pré-sal da Formação Guaratiba aptiana, equivalente a Formação Lagoa Feia. S-11 O prospecto de gás S-11 é uma trapa estrutural. Os reservatórios objetivo são arenitos de idade santoniana da Formação Ilhabela. Estes arenitos turbidíticos são selados por rochas vulcânicas e

15 15 folhelhos santonianos. A rota de migração é interpretada como sendo da Formação Guaratiba aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordância, paredes de cânions, diápiros de sal e janelas de sal. A fonte dos hidrocarbonetos está nos folhelhos e margas lacustres pré-sal do Aptiano, equivalente à Formação Lagoa Feia. S-12 O prospecto de gás S-12 é uma trapa estrutural. Os reservatórios objetivos são arenitos de idade santoniana da Formação Ilhabela. Estes arenitos turbidítico são selados por rochas vulcânicas e folhelhos santonianos. A rota de migração é interpretada como sendo da Formação Guaratiba aptiana através de falhas lístricas normais, superfícies de discordância, paredes de cânions, diápiros de sal e janelas de sal. A fonte dos hidrocarbonetos está nos folhelhos e margas lacustres pré-sal aptiana, equivalente à Formação Lagoa Feia. S-13 O prospecto de gás S-13 é uma trapa estrutural. Os reservatórios objetivo são arenitos de idade albiana. Estes arenitos turbiditícos são selados por margas e folhelhos das Formações Guarujá/Itanhaem. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Guaratiba, de idade aptiana, através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, paredes de cânions, diápiros de sal e janelas de sal. A fonte dos hidrocarbonetos está nos folhelhos e margas lacustres pré-sal do Aptiano, equivalentes à Formação Lagoa Feia. S-14 O prospecto de gás S-14 é uma trapa estrutural. Os reservatórios objetivo são arenitos de idade albiana. Estes arenitos turbiditícos são selados por margas e folhelhos das Formações Guarujá/Itanhaem. A rota de migração é interpretada como sendo originadas na Formação Guaratiba, de idade aptiana, através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, paredes de cânions, diápiros de sal e janelas de sal. A fonte dos hidrocarbonetos está nos folhelhos e margas lacustres pré-sal do Aptiano, equivalentes à Formação Lagoa Feia. S-15 O prospecto de gás S-15 é uma trapa estrutural. Os reservatórios objetivo são os arenitos de idade albiana. Estes arenitos são selados por margas e folhelhos da Formação Itanhaem/Guarujá. A rota de migração é interpretada como sendo originada na Formação Guaratiba aptiana, através de falhas lístricas normais, superfícies de discordâncias, paredes de cânions, diápiros de sal e janelas de sal até os reservatórios. A fonte dos hidrocarbonetos está nos folhelhos e margas lacustres pré-sal do Aptiano, equivalentes à Formação Lagoa Feia. Bacia do Pará-Maranhão Não há descobertas comerciais na Bacia do Pará-Maranhão. Somente poucos poços exploratórios foram perfurados na bacia (com indícios de óleo). O arcabouço geológico é semelhante à região offshore de Gana (África Ocidental), onde muitas descobertas recentes de óleo têm ocorrido, incluindo o campo Jubilee.

16 16 As rochas geradoras interpretadas são folhelhos negros da seqüência rifte do Albiano Inferior até o Aptiano (Grupo Canárias), com valores de COT de até cinco por cento. Outra rocha geradora potencial é o folhelho do Grupo Caju do albiano superior com COT de até cinco por cento. Rotas de migração estão relacionadas à falhas (rifte e lístricas), conectando os folhelhos negros do Grupo Canárias, do Albo-Aptiano, aos potenciais reservatórios. Outra rota de migração em potencial poderia ser a ligação entre as rochas geradoras do Grupo Caju, do Albo-Cenomaniano, aos reservatórios superiores, através de falhas lístricas normais. As rochas geradoras dos hidrocarbonetos são os folhelhos lacustres do Albo/Aptiano, do Grupo Canárias, e potencialmente, folhelhos escuros do Albiano Superior, do Grupo Caju. Todos os prospectos descritos abaixo estão localizados no sistema petrolífero da Bacia do Pará- Maranhão, onde descobertas globais de campos análogos na África Ocidental são utilizadas como modelos exploratórios: a área de poço MAS 5, MAS 10, MAS 11 e MAS 26, e o campo Jubilee, onde a variação de densidade do óleo medida em graus API está entre 30 e 42 graus. PAMA-01 O prospecto de óleo PAMA-01 é uma trapa estrutural. O reservatório objetivo é da Formação Travosas do Cretáceo Superior. Esses arenitos turbiditicos são selados por folhelhos da Formação Travosas. A rota de migração é interpretada como sendo originada no Grupo Canárias, do Albo/Aptiano, através de falhas lístricas associadas com falhas extensionais, até os reservatórios. PAMA-02 O prospecto de óleo PAMA-02 é uma trapa estrutural. O reservatório objetivo é da Formação Travosas do Cretáceo Superior. Estes arenitos turbiditicos são selados por folhelhos da Formação Travosas. A rota de migração é interpretada como sendo originada no Grupo Canárias, do Albo/Aptiano, através de falhas lístricas associadas com falhas extensionais até os reservatórios. PAMA-03 O prospecto de óleo PAMA-03 é uma trapa estrutural. O reservatório objetivo é da Formação Travosas, do Cretáceo Superior. Estes arenitos turbiditicos são selados por folhelhos da Formação Travosas. A rota de migração é interpretada como sendo originada no Grupo Canárias, do Albo/Aptiano, através de falhas lístricas associadas com falhas extensionais até os reservatórios. PAMA-04 O prospecto de óleo PAMA-04 é uma trapa estrutural. Os reservatórios objetivo são do Aptiano atianoecto de óleo PAMA-04 Grupo Canárias, e os turbiditos do Cretáceo Superior da Formação Travosas. Estes arenitos turbiditicos são selados por folhelhos do Grupo Canárias, da Formação Travosas. A rota de migração é interpretada como sendo originada no Grupo Canárias, do Albo/Aptiano, através de falhas lístricas associadas com falhas extensionais até os reservatórios.

17 17 PAMA-05 O prospecto de óleo PAMA-05 é uma trapa estratigráfica. Os reservatórios objetivos são os arenitos, de idade maastrichtiana, da Formação Travosas. Estes arenitos turbiditicos são selados por folhelhos da Formação Travosas. A rota de migração é interpretada como sendo originada no Grupo Canárias, do Albo/Aptiano, através de falhas lístricas associadas com falhas extensionais até os reservatórios. Bacia do Parnaíba A Bacia do Parnaíba é uma extensa bacia sedimentar cratônica, paleozóica, localizada no Nordeste Brasileiro. A bacia se estende por aproximadamente km2 pelos estados do Maranhão, Piauí, Tocantins e Pará. A Bacia do Parnaíba é classificada como uma bacia de nova fronteira, principalmente, devido à pequena quantidade de dados geológicos e geofísicos existentes. Ainda não existe produção comercial de hidrocarbonetos na Bacia do Parnaíba, porém, inúmeras anomalias geoquímicas, seeps de gás, e indícios de óleo e gás já foram identificados em superfície e em poços exploratórios. Os indícios e seeps de oleo e gás estão relacionados a três intervalos geradores nos folhelhos negros marinhos de idade devoniana da Formação Pimenteiras. Excelentes reservatórios ocorrem na Formação Pedra de Fogo (Permiano) e na Formação Cabeças (Devoniano). As trapas são estruturais, consistindo em anticlinais falhados. Rotas de migração na Bacia do Parnaíba são interpretadas como originadas nas rochas geradoras do devoniano até os reservatórios sobrejacentes da Formação Cabeças (Pensilvaniano) por meio de carrier beds e falhas reversas. Quatro prospectos foram identificados na Bacia do Parnaíba. As descrições geológicas dos prospectos estão a seguir. P-01 O prospecto P-01 é uma trapa estrutural com fechamento por mergulho, situada a 70 quilômetros SW do poço 2-CP-1-MA. Os principais objetivos são os arenitos devonianos, os arenitos da Formação Cabeças e os arenitos costeiros permianos da Formação Pedra de Fogo. A geração provém dos folhelhos negros marinhos do frasniano da Formação Pimenteiras, com valores de COT de até 4%. Para os arenitos devonianos as rochas selantes são os folhelhos da Formação Longá, e as zonas permianas são interpretadas como camadas regionais de anidrita. A rota de migração é interpretada como sendo diretamente das rochas geradoras para os reservatórios devonianos e através de falhas até os arenitos permianos. P-02 O prospecto P-02 é uma trapa estrutural com fechamento por mergulho situada a 95 quilômetros SW do poço 2-CP-1-MA. Os principais objetivos são os arenitos devonianos da Formação Cabeças e os arenitos costeiros permianos da Formação Pedra de Fogo. A geração provém dos folhelhos negros marinhos do frasniano da Formação Pimenteiras, com valores de COT de até 4%. Para os arenitos devonianos as rochas selantes são os folhelhos da Formação Longá, e as zonas permianas são interpretadas como camadas regionais de anidrita. A rota de migração é interpretada como sendo diretamente das rochas geradoras para os reservatórios devonianos e através de falhas até os arenitos permianos.

18 18 P-03 O prospecto P-03 é uma trapa estrutural com fechamento por mergulho. Os principais objetivos são os arenitos devonianos da Formação Cabeças. Para os arenitos devonianos as rochas selantes são os folhelhos da Formação Longá. A geração provém dos folhelhos negros marinhos do frasniano da Formação Pimenteiras, com valores de COT de até 4 por cento. A rota de migração é interpretada como sendo diretamente através de falhas das rochas geradoras para os reservatórios devonianos. P-04 O prospecto P-04 é uma trapa estrutural com fechamento por mergulho. Os principais objetivos são os arenitos devonianos da Formação Cabeças. Para os arenitos devonianos as rochas selantes são os folhelhos da Formação Longá. A geração provém dos folhelhos negros marinhos do frasniano da Formação Pimenteiras, com valores de COT de até 4%. A rota de migração é interpretada como sendo diretamente através de falhas das rochas geradoras para os reservatórios devonianos. DEFINIÇÃO de RECURSOS POTENCIAIS Os recursos petrolíferos inclusos neste estudo são classificados como recursos potenciais e foram preparados de acordo com o PRMS, aprovado em Março de 2007 pela Sociedade de Engenheiros de Petróleo, o Conselho Mundial de Petróleo, a Associação Americana de Geólogos de Petróleo, e a Sociedade de Engenheiros de Avaliação do Petróleo. Devido à falta de comercialidade ou de suficiente perfuração de desenvolvimento, os recursos potenciais aqui estimados não podem ser classificados como recursos contingentes ou reservas. Os recursos petrolíferos são classificados a seguir: Recursos potenciais Aquelas quantidades de petróleo que são estimadas, em uma certa data, a serem potencialmente recuperáveis a partir de acumulações não descobertas através de futuros projetos de desenvolvimento. A estimativa de quantidade de recursos para um prospecto está sujeita a incertezas comerciais e técnicas e, geralmente, podem ser cotadas em intervalo de variação. O intervalo de variação de incerteza reflete um limite razoável de volumes potencialmente recuperáveis estimados. Em todos os casos, os intervalos da variação de incerteza dependem da quantidade e qualidade dos dados comerciais e técnicos que estejam disponíveis e podem mudar à medida que mais dados tornam-se disponíveis. Estimativas Baixa, Melhor, Alta e Média Estimativas de recursos petrolíferos neste estudo são expressas mediante a utilização dos termos estimativa baixa, melhor estimativa, estimativa alta e estimativa média para refletir os intervalos da variação de incerteza. Uma explicação detalhada dos termos probabilísticos usados aqui e identificados com um asterisco (*) está incluída no Glossário de Termos Probabilísticos no apêndice deste estudo. Para estimativas probabilísticas de recursos petrolíferos, a estimativa baixa é utilizada como quantidade P 90 * derivada da análise probabilística. Isto significa que há pelo menos uma probabilidade de 90% de que, supondo que o prospecto seja descoberto e desenvolvido, as quantidades realmente recuperadas serão iguais ou superiores à estimativa baixa. A estimativa melhor (mediana) é a quantidade P 50 * derivada da análise probabilística. Isto significa que há pelo menos uma probabilidade de 50% que, supondo que o prospecto seja descoberto e desenvolvido, as quantidades realmente recuperadas serão iguais ou superiores à estimativa

19 19 melhor (mediana). A estimativa alta é a quantidade P 10 * derivada da análise probabilística. Isto significa que há pelo menos uma probabilidade de 10% de que, supondo que o prospecto seja descoberto e desenvolvido, as quantidades realmente recuperadas serão iguais ou superiores à alta estimativa. O valor esperado* (EV), um resultado da análise probabilística, é utilizado para a estimativa média. Incertezas Relativas a Recursos Potenciais O volume de petróleo descoberto através de perfuração exploratória depende do número de prospectos exitosos, assim como do volume que cada prospecto exitoso contém. Previsões confiáveis destes volumes dependem, portanto, de previsões precisas do número de descobertas que provavelmente podem ser feitas se o portfólio completo de prospectos for perfurado. A precisão desta previsão depende do tamanho do portfólio e uma avaliação precisa da probabilidade de sucesso geológico* (P g ). Probabilidade de Sucesso Geológico P g é definida como a probabilidade de descobrir reservatórios que produzem petróleo a uma vazão mensurável. P g é estimada através da quantificação da probabilidade de cada um dos seguintes fatores geológicos individuais: trapa, geração, reservatório e migração. O produto destas quatro probabilidades ou fatores de risco é computado como P g. Neste estudo, estimativas de recursos potenciais são apresentadas antes e depois do ajuste pela P g. As estimativas de recursos potenciais totais baseiam-se na soma probabilística dos volumes para o inventário total de prospectos. A aplicação da P g para estimar os volumes de recursos potenciais ajustados pela P g não iguala recursos potenciais a reservas ou recursos contigentes. Os volumes de recursos potenciais ajustados pela P g não podem ser diretamente comparados ou agregados com as reservas e/ou recursos contingentes. Estimativas da P g são interpretativas e dependem da qualidade e quantidade dos dados atualmente disponíveis. A futura aquisição de dados, tais como perfuração adicional ou aquisição sísmica, pode ter um efeito significativo na estimativa da P g. Estes dados adicionais não estão limitados à área de estudo, mas também incluem dados de arcabouços geológicos similares ou avanços tecnológicos que poderiam afetar a estimativa da P g. Previsibilidade versus Tamanho do Portfólio A precisão das previsões do número de descobertas que são prováveis de serem feitas é restringida pelo número de prospectos no portfólio de exploração. O tamanho do portfólio juntamente com a P g são úteis na medição dos limites de confiabilidade destas previsões. Uma alta P g, que indica uma grande chance de descoberta relevante de petróleo, pode não exigir um portfólio grande para garantir que pelo menos uma descoberta será feita (supondo que a P g não mude durante a perfuração de alguns prospectos). Em contraste, uma P g baixa, que indica pouca chance de descoberta relevante de petróleo, pode exigir um grande número de prospectos para assegurar um alto nível de confiança para se fazer uma única descoberta. A relação entre o tamanho de portfólio, P g e probabilidade de um programa de perfuração totalmente mal-sucedido que resulte em uma série de poços não encontrando volumes relevantes de hidrocarbonetos é aqui mencionada como a relação da previsibilidade versus tamanho do portfólio* (PPS). É crucial estar ciente da PPS, já que um programa de perfuração mal-sucedido, que resulte em uma série de poços que não encontrem volumes relevantes de hidrocarbonetos, pode afetar adversamente qualquer esforço de exploração, resultando em um valor presente negativo. Para um grande portfolio de prospectos, a estimativa média ajustada pela P g do volume de recursos potenciais deverá ser uma estimativa razoável dos volumes de petróleo recuperável encontrados se todos os prospectos forem perfurados. Quando o número de prospectos no portfólio for pequeno e a P g for baixa, o petróleo recuperável realmente encontrado poderá ser consideravelmente menor do que indicaria a melhor estimativa ajustada pela P g. Segue-se que a

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