IBP2099_16 CINCO QUILÔMETROS DE SEDIMENTOS PALEOZÓICOS ABAIXO DO PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS Pedro Victor Zalán. Resumo. Abstract

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1 IBP2099_16 CINCO QUILÔMETROS DE SEDIMENTOS PALEOZÓICOS ABAIXO DO PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS Pedro Victor Zalán Copyright 2016, Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis - IBP Este Trabalho Técnico foi preparado para apresentação na Rio Oil & Gas Expo and Conference 2016, realizado no período de 24 a 27 de outubro de 2016, no Rio de Janeiro. Este Trabalho Técnico foi selecionado para apresentação pelo Comitê Técnico do evento, seguindo as informações contidas no trabalho completo submetido pelo(s) autor(es). Os organizadores não irão traduzir ou corrigir os textos recebidos. O material conforme, apresentado, não necessariamente reflete as opiniões do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis, Sócios e Representantes. É de conhecimento e aprovação do(s) autor(es) que este Trabalho Técnico seja publicado nos Anais da Rio Oil & Gas Expo and Conference Resumo O sistema petrolífero Pré-Sal das Bacias de Santos e Campos no Sudeste do Brasil, de natureza Sin- a Pós-Rifte, é um dos sistemas petrolíferos mais prolíficos do planeta nos dias atuais. Com menos de 10 anos decorridos da primeira descoberta de óleo leve nos incomuns reservatórios microbiolíticos a produção total de hidrocarbonetos já alcançava boepd ao final de E se abaixo deste sistema petrolífero rico e prolífico existisse um outro play exploratório, uma nova fronteira completamente inexplorada? E se este sistema correspondesse a um pedaço de uma bacia intracratônica pretérita que se estendia por cima da atual Bacia de Santos e que teria sido capturada e preservada por colapso associado à fase Rifte da ruptura continental? E se esta sequência Pré-Rifte contivesse a seção praticamente completa da Bacia do Paraná adjacente a Oeste, com espessuras de até 5 km? E se nesta sequência a Formação Irati, um conhecido pacote de folhelhos permianos extremamente ricos em matéria orgânica, tivesse alcançado a maturação térmica para óleo e gás através do processo natural de subsidência tectônica; evolução termal esta não ocorrida na Bacia do Paraná? E se nesta sequência, os arenitos das Formações Botucatu e Pirambóia, em vez de constituirem o Aquífero Guarani, apresentassem seus poros saturados de hidrocarbonetos? Exatamente nas mesmas estruturas de blocos falhados que contivessem os grandes campos do Pré-Sal da Bacia de Santos; obviamente que, em profundidades maiores? Abstract The Early Cretaceous Syn- to Post-Rift Pre-Salt petroleum system of the Santos and Campos Basin in Southeastern Brazil is already one of the most prolific petroleum systems of the world. In only ten years after the first discovery of light oil in the uncommon microbialite reservoirs 11 fields are already producing bopd and 35 MMm 3 /d of gas, for a total of boepd from only 59 wells. What if, beneath this rich and prolific petroleum system in the Santos Basin, a whole new exploratory play(s) existed? What if a large chunk of a previously continuous and enormous Paleozoic Basin remained trapped below the Early Cretaceous rifts as an underlying Pre-Rift Supersequence? What if this Pre-Rift basin contained the entire stratigraphic section known in the nearby Paleozoic onshore Paraná Basin with thicknesses of up to 5 km? What if in this Paleozoic section an extremely rich source rock is known to exist? What if most of the structural traps of the rift section are mirrored in the underlying Pre-Rift section? This work tries to demonstrate that there is a thick and widely distributed Pre-Rift Intracratonic Sequence underlying the Pre-Salt section in the core of the Pre-Salt play in the Santos Basin. This Pre-Rift Sequence is tentatively correlated to the Mesozoic/Paleozoic section of the adjacent onshore Paraná Basin. If this hypothesis is confirmed a whole new exploratory play would open in the ultra-deep realms of the Santos Basin. Excellent reservoirs such as the Triassic Pirambóia, Jurassic Botucatu and Permian Rio Bonito sandstones could be filled with oil and gas sourced from the organic-rich shales of the Permian Irati Formation. The best areas to test this new play are the culminations of footwall blocks associated to large rotational planar normal faults, such as the Lula High. There, the Paraná Basin reservoirs could be reached by wells in the order of m deep, after crossing circa m of the Camboriú lavas. 1 M.Sc., Ph.D., Geólogo ZAG CONSULTORIA EM EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO

2 1. Introdução A Bacia de Santos é uma enorme bacia sedimentar (cerca de km 2 ) exclusivamente offshore, situada na margem passiva pobre-em-magma do Sudeste do Brasil, que também compreende as Bacias de Campos e Espírito Santo, todas circundadas por um cinturão contínuo de manto exumado (Zalán et al., 2011a). Seu preenchimento sedimentar consiste, na base, de uma extensa e espessa seção Rifte de idade hauteriviana-aptiana (andares locais Aratu- Alagoas) de natureza estritamente continental. Litologicamente, compõe-se de sequências mistas carbonáticas/siliciclásticas, intercaladas com derrames e construções vulcânicas. Segue-se uma fantástica seção evaporítica de idade praticamente igual à da passagem Aptiano-Albiano ( Ma), com espessuras aparentemente originais de 2-3 km. Sua característica marcante é apresentar-se fortemente estratificada, quando não estruturada em diápiros e corpos complexos alóctones (canopies, thrust sheets, etc...). Em suas inúmeras camadas estratificadas ocorrem, além do sal, todos os evaporitos conhecidos. Cobrindo toda a bacia encontra-se a seção Drifte, relativamente delgada quando comparada às outras duas seções subjacentes, de idade albiana a recente e litologicamente constituída de carbonatos, folhelhos, arenitos e conglomerados de origens diversas (Moreira et al., 2007). O limite Rifte/Pós-Rifte da Bacia de Santos é claramente diácrono e tende a ser cada vez mais novo em direção às porções orientais da bacia. O embasamento economico da bacia é invariavelmente basáltico (lavas da Fm. Camboriú, Moreira et al., 2007). As perfurações costumam ser interrompidas após algumas dezenas de metros de avanço dentro destas lavas. Nenhum poço, até agora, perfurou rochas de embasamento cristalino típico, granítico ou metamórfico, abaixo da seção Pré-Sal, ou qualquer outra seção sedimentar. Este trabalho trata de uma possível seção sedimentar subjacente às lavas basálticas da Fm. Camboriú. 2. O Sistema Petrolífero Pré-Sal O sistema petrolífero de natureza sin- a pós-rifte de idade barremiana-aptiana denominado de Pré-Sal das Bacias de Santos e Campos na margem continental Sudeste do Brasil constitui um dos sistemas petrolíferos mais prolíficos do mundo na atualidade. Passados apenas 10 anos da primeira descoberta de óleo leve nos até então desconhecidos reservatórios microbialíticos, 11 campos já produzem um total de bopd e 35 MMm3/d de gás, com um total de boepd a partir de apenas 59 poços (Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural, ANP, Março 2016). A produtividade dos reservatórios é impressionante. A média por poço é de bopd. Destes poços produtores, 6 produzem mais de bopd; sendo que alguns poços chegaram a produzir mais de bopd em A produção recorde do Pré-Sal foi obtida em 14/12/2015 com bopd. Cerca de Gbeoip foram descobertos pela Petrobras e extrapolações estatísticas apontam para recursos yet-to-find-oil da ordem de Gbor para todo o sistema petrolífero do Pré-Sal (Jones e Chaves, 2015). Três campos super-gigantes (UR > 5 Gbo) ocorrem na Bacia de Santos: Lula, Buzios e Libra; este primeiro com produção de bopd. Vários outros campos gigantes (0.5<UR<5 Gbo) ocorrem nas duas bacias: Sapinhoá, Lapa, Cernambi, Complexo de Iara, Parque das Baleias (reservatórios Pré-Sal), Carcará, Sagitário e Pão de Açúcar. O sistema petrolífero Pré-Sal na Bacia de Santos consiste de folhelhos lacustrinos ricos em matéria orgânica (rochas geradoras com até 110 metros de espessura) de idade neobarremiana/eoaptiana, depositados invariavelmente na fase rifte, e reservatórios carbonáticos barremianos/neoaptianos. Os reservatórios carbonáticos são compostos principalmente por microbialitos sin-rifte (eoaptianos) e pós-rifte (neo-aptianos) e, secundariamente, por coquinas barremianas intercaladas com os folhelhos geradores. A grande extensão e a enorme espessura dos evaporitos neoaptianos/eoalbianos fornece um dos melhores sistemas selantes conhecidos no mundo. Os reservatórios microbialíticos consistem muitas vezes de duas camadas distintas, uma basal de idade eoaptiana posicionada nos estertores da fase rifte, e outra neo-aptiana já depositada na fase inicial de subsidência termal pós-rifte. Tal é o caso no campo de Lula onde o net pay combinado dos dois reservatórios alcança 100 m (Figura 1). Entretanto, esta distinção entre duas camadas de microbialitos nem sempre é possível; nestes casos, uma única e enorme coluna contínua de reservatórios microbialíticos ocorre (186 m net pay, Sapinhoá). Em outros casos, coquinas podem se juntar com os microbialitos e formar colunas contínuas gigantes, superiores a 300 m de net pay (Búzios e Libra). Este trabalho trata de um sistema petrolífero mais antigo e subjacente a este magnífico sistema Pré-Sal. 2

3 3. Sequência Estratificada Sotoposta ao Pré-Sal na Bacia De Santos Rio Oil & Gas Expo and Conference 2016 Seções sísmicas ultra-profundas da Bacia de Santos mostram uma espessa (vários kms) seção de refletores acamadados, com geometria tabular, por baixo do denominado embasamento economico da bacia, os basaltos da Fm. Camboriú (Moreira et al., 2007). Em particular, ilustramos tal seção refletiva ultra-profunda em uma linha sísmica 3D adquirida e processada pela CGG (2008), com o emprego de processamento RTM (Reverse Time Migration), que corta o campo super-gigante de Tupi (Figura 1). Figure 1 Seção sísmica 3D em profundidade, não-interpretada, adquirida e processada pela CGG (PSDM a partir de Reverse Time Migration) (CGG, 2008). A seção ilustra magnificamente uma seção evaporítica estratificada e fortemente contorcida, abaixo da qual reservatórios microbialíticos do campo de Lula são indicados. Abaixo dos forte refletores vermelhos da seção Pré-Sal pode-se observar uma sutil seção refletiva, mas claramente estratificada (entre as setas); podendo representar tanto rochas sedimentares como derrames de lavas, ou ambos. A natureza tabular regular desta seção sugere uma seção pré-rifte depositada em um ambiente não-tectônico. A grande espessura e sua extensão areal apontam para uma bacia intracratônica pré-existente à bacia marginal de Santos. Escalas verticais e horizontais não estavam disponíveis. O fundo do mar acima de Lula situa-se em torno de 2100 m, a espessura de sal varia entre m enquanto que a base do sal (topo do microbialito sag) encontra-se a cerca de 5000 m. Tais basaltos são reconhecidamente equivalentes às lavas basálticas da Formação Serra Geral, que constituem a sequência superior da adjacente Bacia do Paraná, tanto em idade ( Ma) como em quimismo (Mizusaki et al., 1992; Mizusaki and Thomaz Filho, 2004; Stica et al., 2014). Embora apresente uma refletividade sutil e pálida em relação às sismo-fácies da seção Pré-Sal, a seção acamadada refletiva subjacente ao Pré-Sal apresenta três níveis notadamente refletivos, todos com geometria plana-paralela, tabular, típica de sedimentação não-tectônica, livre da influência de falhamentos sin-deposicionais (Figura 1). Embora fortemente falhadas e rotacionadas por grandes falhas planares normais, seus refletores mantêm-se invariavelmente plano-paralelos. Sua grande espessura e distribuição (exatamente abaixo do Polígono do Pré-Sal), associadas à estas características sismo-faciológicas, apontam para uma seção pré-rifte de natureza intracratônica. É plausível assumir que o nível refletivo mais superior, considerado como embasamento econômico (lavas da Fm. Camboriú) seja equivalente às lavas da Fm. Serra Geral. E, em sendo assim, a seção sedimentar da adjacente Bacia do Paraná desponta como a candidata mais provável para esta Sequência Pré-Rifte Intracratônica. Esses refletores ultra-profundos já haviam sido reconhecidos por outros autores em uma linha sísmica ultraprofunda 2D da ION. Henry et al. (2009a, 2009b) interpretaram parte desta sequência tabular como uma seção sin-rifte de idade valanginiana. Discordamos fortemente desta interpretação. Não há evidências de crescimentos nestes refletores nas proximidades das falhas. Os refletores são invariavelmente plano-paralelos e tabulares, típicos de sedimentação não- 3

4 tectônica. As únicas sequências sedimentares tabulares situadas abaixo das lavas da Fm. Serra Geral, conhecidas no Sul/Sudeste do Brasil são as sequências paleozóicas da adjacente Bacia do Paraná. Como veremos adiante, comparações entre o padrão de refletividade exibido por esta Sequência Pré-Rifte Intracratônica e o padrão sismo-estratigráfico característico das linhas da adjacente Bacia do Paraná, sugerem que as mesmas camadas que preenchem esta bacia paleozóica em terra estão presentes no mar, por baixo da seção Pré-Sal da Bacia de Santos, com espessuras que podem chegar a 5 km. 4. Sismo-Estratigrafia da Bacia do Paraná As seções mesozóicas e paleozóicas da Bacia do Paraná são conhecidas em detalhe há longo tempo (Figura 2). A bacia é preenchida por m de rochas sedimentares e vulcânicas. O registro sedimentar mais antigo é de idade ordoviciana. A seção paleozóica apresenta 3 sequências: Ordoviciano-Siluriano, Devoniano e Neo- Carbonífero/Permiano/Eotriássico. A seção mesozóica apresenta também 3 sequências: Triássico, Jurássico/Eocretácico e Neo-Cretácico. As lavas basálticas da Fm. Serra Geral (eocretácicas) cobrem cerca de km 2 da Bacia do Paraná na América do Sul e lavas correlatas podem ser encontradas no outro lado do Oceano Atlântico Sul na Namíbia (lavas Etendeka). Juntas, constituem o LIP (Large Igneous Province) Paraná-Etendeka. A Bacia de Santos situa-se exatamente entre estas duas margens continentais, originalmente contínuas quando da existência do super-continente Gondwana. Figure 2 Coluna estratigráfica mesozóica/paleozóica da Bacia do Paraná (Zalán, 2004). As melhores rochas geradoras são constituídas pelos folhelhos orgânicos da Fm. Irati. Na Bacia do Paraná esta formação raramente está soterrada em profundidades suficientes para se atingir qualquer maturação térmica de hidrocarbonetos. Os folhelhos menos ricos da Fm. Ponta Grossa atingiram, reconhecidamente, profundidades suficientes para se alcançar maturação térmica por soterramento. Ambas foram afetadas termicamente por intrusões de diabásio. Os melhores reservatórios são os arenitos eólicos jurássicos (Fm. Botucatu) e triássicos (Fm. Pirambóia). Como objetivos secundários, os arenitos deltaicos da Fm. Rio Bonito e os arenitos glaciais do Grupo Itararé são indicados. 4

5 Com o intuito de se determinar a possível coluna estratigráfica paleozóica/mesozóica subjacente à Bacia de Santos, interpretamos e analisamos seções sísmicas típicas da Bacia do Paraná. As Figuras 3 e 4 mostram típicas seções sísmicas 2D, nas quais encontram-se interpretadas camadas-chaves da sismo-estratigrafia da Bacia do Paraná. A seção horizontal refletiva superior corresponde aos basaltos da Fm. Serra Geral. A seção estratificada mais inferior, refletiva e falhada, corresponde à Fm. Ponta Grossa (Devoniano). Sua refletividade deve-se à presença de inúmeras intrusões de soleiras de diabásio. Em um nível intermediário, uma outra seção refletiva e sub-horizontal, mais delgada, pode ser observada, podendo ser amarrada à Fm. Irati (Eopermiano), igualmente intrudida por soleiras de diabásio. Curiosamente, se não fossem as rochas vulcânicas (lavas da Fm. Serra Geral e intrusões de diabásio) a seção sedimentar da Bacia do Paraná seria sismicamente transparente, devido à crônica ausência de fortes contrastes de impedância acústica. As soleiras de diabásio intrudiram-se preferencialmente nos folhelhos laminados das Formações Ponta Grossa e Irati, assim denunciando suas localizações nas seções sísmicas. Figure 3 Seção sísmica 2D típica da Bacia do Paraná (TWT), não-interpretada e interpretada. Três seções são marcadamente refletivas. A seção estratificada superior corresponde aos derrames basálticos da Fm. Serra Geral. Como regra, apresentam-se não falhados. A seção refletiva intermediária indica a localização dos folhelhos da Fm. Irati, fortemente intrudidos por soleiras sub-horizontais de diabásio. A seção refletiva inferior ressalta os folhelhos da Fm. Ponta Grossa, extensamente intrudida por soleiras de diabásio. Se não fosse pela presença de rochas vulcânicas e intrusivas, a seção sedimentar da Bacia do Paraná seria sismicamente transparente. Estruturas-em-flor são comuns na bacia. 5

6 Figure 4 Seção sísmica 2D típica da Bacia do Paraná (TWT), não-interpretada e interpretada. Três seções são marcadamente refletivas. A seção estratificada superior corresponde aos derrames basálticos da Fm. Serra Geral. Como regra, apresentam-se não falhados. A seção refletiva intermediária indica a localização dos folhelhos da Fm. Irati, fortemente intrudidos por soleiras sub-horizontais de diabásio. A seção refletiva inferior ressalta os folhelhos da Fm. Ponta Grossa, extensamente intrudida por soleiras de diabásio. Se não fosse pela presença de rochas vulcânicas e intrusivas, a seção sedimentar da Bacia do Paraná seria sismicamente transparente. Estruturas-em-flor são comuns na bacia. Por analogia com as seções sísmicas típicas da Bacia do Paraná, a seção refletiva superior da Sequência Pré- Rifte aqui estudada seria equivalente às lavas acamadadas da Formação Serra Geral, a seção refletiva inferior seria equivalente às Formações Ponta Grossa e Furnas, fortemente intrudidas por soleiras, e a seção refletiva intermediária, a menor e a mais sutil, poderia representar as soleiras intrudidas dentro da Formação Irati. Como visto, folhelhos são hospedeiros preferenciais das soleiras. A interpretação sísmica completa da possível Sequência Pré-Rifte Intracratônica, equivalente à Bacia do Paraná, está apresentada na Figura O Sistema Petrolífero Pré-Pré-Sal Os folhelhos da Fm. Irati são comprovadamente muito ricos em matéria orgânica (8-13% COT, picos de >20%). Muito embora seu soterramento na Bacia do Paraná não tenha atingido profundidade suficientes para sua maturação termal por subsidência, todos os indícios de óleo da bacia (nas Fms. Rio Bonito/Palermo, Pirambóia e Serra Geral) são correlacionados a estes folhelhos. Interpreta-se que sua maturação local tenha sido atingida pelo efeito do aquecimento das inúmeras intrusões de diabásio. Na Bacia de Santos, indubitavelmente, esta rocha geradora teria atravessado todas as janelas de maturação termal possíveis. Os folhelhos da Fm. Ponta Grossa são mais pobres em matéria orgânica (1-3% COT) mas comprova-se que tenha atingido a maturação térmica (pelo menos para a janela de óleo) por subsidência clássica. Entretanto, as intrusões de diabásio posteriores catapultaram sua maturação térmica para a janela de gás; e assim sendo, todas as ocorrências de gás na bacia (no Gp. Itararé e na Fm. Rio Bonito/Palermo) são correlacionadas a esta rocha geradora. Na Bacia de Santos ela seria geradora exclusivamente de gás. 6

7 Os melhores reservatórios da Bacia do Paraná são os arenitos eólicos das Formações Botucatu (Jurássico) e Pirambóia (Triássico). Ambas constituem em terra o mega-aquífero Guarani. As Formações Rio Bonito/Palermo (Eopermiano, arenitos deltaicos) e o Grupo Itararé (Neo-carbonífero, arenitos glaciais) também apresentam frequentemente ocorrências de hidrocarbonetos. Figure 5 Interpretação completa da seção sísmica apresentada na Figura 1. A Sequência de Margem Passiva da Bacia de Santos é constituída por uma Seção Sin-Rifte, seguida de uma seção tipo sag tabular, capeada por uma espessa seção de evaporitos estratificados. A Seção Drifte sobreposta é extremamente delgada nesta região. A espessa seção refletiva sotoposta à Seção Pré-Sal é aqui tentativamente interpretada como uma seção mesozóica/paleozóica da Bacia do Paraná; utilizando-se os critérios descritos nas Figuras 3 e 4. A localização tentativa da Fm. Irati (melhor rocha geradora) é ressaltada por asteriscos, bem como a da Fm. Ponta Grossa (rocha geradora secundária). A melhor locação para se testar esta hipótese seria um poço exploratório perfurado na parte mais elevada da base do sal, na culminação estrutural do campo de Lula. Os objetivos primários (arenitos Botucatu e Pirambóia) seriam encontrados imediatamente abaixo das lavas da Fm. Camboriú/Serra Geral. A melhor maneira de comprovar a hipótese aqui aventada, da existência de uma seção Pré-Pré-Sal subjacente à Bacia de Santos, e de um sistema petrolífero eficiente, seria através de um poço-teste (pioneiro ou de extensão mais profundo) que poderia ser perfurado na parte mais alta da estrutura do Campo de Lula (ver na Figura 5). Lá, os arenitos Botucatu e Pirambóia poderiam ser alcançados por um poço de aproximadamente 6000 m de profundidade, após atravessar cerca de m de lavas Camboriú/Serra Geral. 6. Conclusões As implicações economicas desta hipótese são significativas. Caso provada verdadeira, um novo e potencialmente rico play petrolífero estaria aberto na Bacia de Santos, abaixo do magnífico play Pré-Sal. Os hidrocarbonetos seriam gerados pela rica Formação Irati. Óleo leve, gás e condensado estariam aprisionados nos arenitos eólicos das Formações Botucatu e Pirambóia, logo abaixo das lavas Camboriú/Serra Geral. As acumulações seriam de natureza estrutural e situadas nas mesmas estruturas falhadas portadoras dos campos do Pré-Sal. Os mesmos 7

8 blocos falhados e rotacionados associados a falhas normais planares que encerram os grandes campos do Pré-Sal poderiam conter reservas adicionais e mais profundas no sistema petrolífero Irati-Botucatu/Pirambóia; condicionado, logicamente, à existência desta seção refletiva acamadada e tabular Pré-Pré-Sal. O fantástico potencial da Bacia de Santos poderia ser ainda mais incrementado com esta exploração super-profunda. 7. Referências CGG, 2008, Reverse Time Migration Enhances Tupi Reservoir, available at: Events/Media-Releases/2008/11/reverse-time-migration-enhances-tupi-reservoir. Henry, S.G., Kumar, N., Venkatraman, S., 2009a, New Pre-Salt Insight, Geo Expro, October, p Henry, S.G., Danforth, A., Kumar, N., Venkatraman, S., 2009b, Paleogeographic mapping of the South Atlantic: Jurassic through Albian Evolution. AAPG Search and Discovery Article # 90100, AAPG ICE, Rio de Janeiro, Brazil, November. Jones, C.M., Chaves, H.A.F., 2015, Assessment of yet-to-find-oil in the Pre-Salt area of Brazil, 14th International Congress of the Brazilian Geophysical Society, Rio de Janeiro, Brazil, August 3-6, 6 p. (Expanded Abstract). Mizusaki, A.M.P., Petrini, R., Bellieni, G., Comin-Chiaramonti, P., Dias, J., De Min, A., Piccirillo, E.M., Basalt magmatism along the passive continental margin of SE Brazil (Campos Basin), 1992, Contributions to Mineralogy and Petrology, Springer-Verlag, 111: Mizusaki, A.M.P., Thomaz Filho, A., 2004, O Magmatismo Pós-Paleozóico no Brasil. In: Mantesso-Neto, V., Bartorelli, A., Carneiro, C.D.R., Brito-Neves, B.B. (Eds.), Geologia do Continente Sul-Americano: Evolução da Obra de Fernando Flávio Marques de Almeida. Beca, São Paulo, pp Moreira, J.L.P., Madeira, C.V., Gil, J.A., Machado, M.A.P., Bacia de Santos. Boletim de Geociências da Petrobras v. 15, n. 2, p , maio/nov. Stica, J.M., Zalán, P.V., Ferrari, L.A., 2014, The evolution of rifting on the volcanic margin of the Pelotas Basin and the contextualization of the Paraná-Etendeka LIP in the separation of Gondwana in the South Atlantic: Marine and Petroleum Geology, vol. 50, p Zalán, P.V., 2004, Evolução Fanerozóica das Bacias Sedimentares Brasileiras, in V. Mantesso-Neto, A. Bartorelli, C. D. R. Carneiro e B. B. B. Neves, eds., Geologia do Continente Sul-Americano Evolução da Obra de Fernando Flávio Marques de Almeida, Beca Produções Culturais Ltda., São Paulo, p Zalán, P.V., Severino, M.C.G., Rigoti, C., Magnavita, L.P., Oliveira, J.A.B., Viana, A.R., 2011a, An entirely new 3Dview of the crustal and mantle structure of a ruptured South Atlantic passive margin Santos, Campos and Espírito Santo Basins, Brazil, AAPG Search and Discovery Article #30177 (Expanded Abstract). Zalán, P.V., Severino, M.C.G., Magnavita, L.P., Rigoti, C., Oliveira, J.A.B., Viana, A.R., 2011b, Crustal architecture and evolution of rift during the breakup of Gondwana in Southeastern Brazil Santos, Campos and Espírito Santo Basins. In: Schmitt, R.S. et al. (eds.) Gondwana 14, Book of Abstracts, Búzios, September 25-30, p