O pré-sal brasileiro

No litoral brasileiro as reservas encontradas na camada pré-sal são consideradas de média a alta qualidade, segundo a escala API. Estão localizadas nas águas territoriais brasileiras e na zona econômica exclusiva. O conjunto de campos petrolíferos do pré-sal se extende entre o litoral dos estados do Espírito Santo até Santa Catarina, com profundidades que variam de 1000 a 2000 metros de lâmina d'água e entre quatro e seis mil metros de profundidade no subsolo, chegando portanto a até 8000m da superfície do mar, incluindo uma camada que varia de 200 a 2000m de sal. Segundo Márcio Rocha Mello, geólogo e ex-funcionário da Petrobrás, a área do pré-sal poderia ser bem maior do que os 800 quilômetros, se estendendo de Santa Catarina até o Ceará
Apenas a descoberta dos três primeiro campos do pré-sal, Tupi, Iara e Parque das Baleias já dobraram as reservas brasileiras comprovadas, que eram de 14 bilhões de barris e agora são de 33 bilhões de barris. Além destas existem reservas possíveis e prováveis de 50 a 100 bilhões de barris.
A descoberta do petróleo nas camadas de rochas localizadas abaixo das camadas de sal só foi possível devido ao desenvolvimento de novas tecnologias como a sísmica 3D e sísmica 4D, de exploração oceanográfica, mas também de técnicas avançadas de perfuração do leito marinho.

Origem
O petróleo do pré-sal está em uma rocha reservatório localizada abaixo de uma camada de sal nas profundesas do leito marinho.
Antigamente a África e a América do Sul formavam um único continente, a Pangea, que a cerca de 200 milhões de anos se subdividiu em Laurásia e Gondwana. A aproximadamente 140 milhões de anos teve inicio o processo de separação entre duas as placas tectônicas sobre as quais estão os continentes que formavam o Gondwana, os atuais continentes da África e América do Sul. No local em que ocorreu o afastamento da África e América do Sul, formou-se o que é hoje o Atlântico Sul.
Nos primórdios, formaram-se vários mares rasos e áreas semi-pantanosas, algumas de água salgada e salobra do tipo mangue, onde proliferaram algas e microorganismos chamados de fitoplâncton e zooplâncton. Estes microorganismos se depositavam continuamente no leito marinho na forma de sedimentos, misturando-se à outros sedimentos, areia e sal, formando camadas de rochas impregnadas de matéria orgânica, que dariam origem às rochas reservatório. Ao longo de milhões de anos e sucessivas Eras glaciais, ocorreram grandes oscilações no nível dos oceanos, ocorrendo inclusive a deposição de grandes quantidades de sal que formaram grandes camadas de sedimento salino, geralmente acumulado pela evaporação da água nestes mares rasos. Estas camadas de sal voltaram a ser soterradas pelo Oceano e por novas camadas de sedimentos quando o gelo das calotas polares voltou a derreter nos períodos inter-glaciais.
Estes microrganismos sedimentados no fundo do oceano, soterrados sob pressão e com oxigenação reduzida, degradaram-se muito lentamente e com o passar do tempo, transformaram-se em petróleo, como o que que hoje é encontrado no litoral do Brasil.
O conjunto de descobertas situado entre o Rio de Janeiro e São Paulo (Bem-te-vi, Carioca, Guará, Parati, Tupi, Iara, Caramba e Azulão ou Ogun) ficou conhecido como “Cluster Pré-Sal”, pois o termo genérico “Pré-Sal” passou a ser utilizado para qualquer descoberta em reservatórios sob as camadas de sal em bacias sedimentares brasileiras. Ocorrências similares, sob o sal podem ser encontradas nas Bacias do Ceará (Aptiano Superior), Sergipe-Alagoas, Camamu, Jequitinhonha, Curumuxatiba e Espírito Santo, mas também já foram identificadas no litoral do continente africano, no [[[Mar Cáspio]] e no [Golfo do México]] Sendo que a grande diferença deste último é que o sal é alóctone enquanto o brasileiro e o africano são autóctones (Mohriak et al., 2004).
Os nomes que se anunciam das áreas do Pré-Sal, possivelmente não poderão ser os mesmos, pois se receberem o status de "campo de produção", os mesmos deverão ser batizados, segundo o artigo 3o da Portaria ANP no 90, com nomes ligados à fauna marinha.



Geologia
De uma maneira simplificada, o Pré-Sal é um conjunto de reservatórios mais antigos que a camada de sal (halita e anidrita) neoapitiniano que se estende nas Bacias de Campos e Santos desde o Alto Vitória até o Alto de Florianópolis respectivamente. A espessura da camada de sal na porção centro-sul da Bacia de Santos é de aproximadamente 2.000 metros, enquanto na porção norte da bacia de Campo está em torno de 200 metros. A área de ocorrência conhecida destes reservatórios, segundo a Petrobras (2008), é de 112.000 km² dos quais 41.000 km² (38%) já foram licitados e 71.000 km² (62%) ainda por licitar.
Este sal foi depositado durante a abertura do oceano Atlântico, após a quebra do Gondwana (Jurássico Superior-Cretáceo) durante a fase de mar raso e de clima semi-árido/árido do Neoapitiniano (1 a 7 M.a.).
A análise de um perfil sísmico da Bacia de Santos nos leva a crer que existem ao menos quatro Plays na região: O primeiro referente à fase Drift (turbiditos Terciários similares aos da Bacia de Campos) acima do sal e mais três, abaixo do sal, referentes Pós-Rift (carbonatos e siliciclastos apitinianos de plataforma rasa) e ao Sin-Rift (leques aluviais de conglomerados). Em todos os casos a rocha-geradora é de toda a costa Leste brasileira, a Formação Lagoa Feia.
Quando se fala do “Cluster Pré-Sal” na Bacia de Santos, as descobertas foram realizadas no Play Pós-Rift em grandes profundidades com lâminas d’água superiores a 2.000 m e profundidades maiores que 5.000 m, dos quais 2.000 de sal. As rochas geradoras são folhelhos lacustres da Formação Guaratiba (do Barremiano/Aptiano e COT de 4%). O selo são pelitos intraformacionais e obviamente o sal. A literatura científica afirma que os reservatórios encontrados são biolititos cuja origem são estromatólitos da fase de plataforma rasa do Barremiano.

A extração de petróleo da camada subsal
A descoberta do pré-sal foi anunciada pelo ex-diretor da ANP e posteriormente confirmada pela Petrobrás em 2007. Em 2008 a Petrobrás confirmou a descoberta de óleo leve na camda subsal .
A Petrobras afirma já possuir tecnologia suficiente para extrair o óleo da camada. O objetivo da empresa é desenvolver novas tecnologias que possibilitem maior rentabilidade, principalmente nas áreas mais profundas.
Em setembro de 2008, a Petrobras começou a explorar petróleo da camada pré-sal em quantidade reduzida. Esta exploração inicial ocorre no Campo de Jubarte (Bacia de Campos), através da plataforma P-34.
Um problema a ser enfrentado pelo país, diz respeito ao ritmo de extração de petróleo e o destino desta riqueza. Se o Brasil extrair todo o petróleo muito rapidamente, este pode se esgotar em uma geração. Se o país se tornar um grande exportador de petróleo bruto, isto pode provocar a sobrevalorização do câmbio, dificultando as exportações e facilitando as importações. Fenômeno conhecido como "mal holandês", que pode resultar no enfraquecimento de outros setores produtivos como a indústria e agricultura.

Entenda o que é a camada pré-sal

A chamada camada pré-sal é uma faixa que se estende ao longo de 800 quilômetros entre os Estados do Espírito Santo e Santa Catarina, abaixo do leito do mar, e engloba três bacias sedimentares (Espírito Santo, Campos e Santos). O petróleo encontrado nesta área está a profundidades que superam os 7 mil metros, abaixo de uma extensa camada de sal que, segundo geólogos, conservam a qualidade do petróleo (veja figura abaixo).

Vários campos e poços de petróleo já foram descobertos no pré-sal, entre eles o de Tupi, o principal. Há também os nomeados Guará, Bem-Te-Vi, Carioca, Júpiter e Iara, entre outros.

Um comunicado, em novembro do ano passado, de que Tupi tem reservas gigantes, fez com que os olhos do mundo se voltassem para o Brasil e ampliassem o debate acerca da camada pré-sal. À época do anúncio, a ministra Dilma Rousseff (Casa Civil) chegou a dizer que o Brasil tem condições de se tornar exportador de petróleo com esse óleo.

Tupi tem uma reserva estimada pela Petrobras entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris de petróleo, sendo considerado uma das maiores descobertas do mundo dos últimos sete anos.
Neste ano, as ações da estatal tiveram forte oscilação depois que a empresa britânica BG Group (parceira do Brasil em Tupi, com 25%) divulgou nota estimando uma capacidade entre 12 bilhões e 30 bilhões de barris de petróleo equivalente em Tupi. A portuguesa Galp (10% do projeto) confirmou o número.
Para termos de comparação, as reservas provadas de petróleo e gás natural da Petrobras no Brasil ficaram em 13,920 bilhões (barris de óleo equivalente) em 2007, segundo o critério adotado pela ANP (Agência Nacional do Petróleo). Ou seja, se a nova estimativa estiver correta, Tupi tem potencial para até dobrar o volume de óleo e gás que poderá ser extraído do subsolo brasileiro.
Estimativas apontam que a camada, no total, pode abrigar algo próximo de 100 bilhões de boe (barris de óleo equivalente) em reservas, o que colocaria o Brasil entre os dez maiores produtores do mundo.

Mais dúvidas
A Petrobras, uma das empresas pioneiras nesse tipo de perfuração profunda, porém, não sabe exatamente o quanto de óleo e gás pode ser extraído de cada campo e quando isso começaria a trazer lucros ao país.
Ainda no rol de perguntas sem respostas, a Petrobras não descarta que toda a camada pré-sal seja interligada, e suas reservas sejam unitizadas, formando uma reserva gigantesca.
Justamente por conta do desconhecimento sobre o potencial da camada pré-sal o governo decidiu que retomará os leilões de concessões de exploração de petróleo no Brasil apenas nas áreas localizadas em terra e em águas rasas. Afinal, se a camada for única, o Brasil ainda não tem regras de como leiloaria sua exploração.
Assim, toda a região em volta do pré-sal não será leiloada até que sejam definidas as novas regras de exploração de petróleo no país (Lei do Petróleo), que voltaram a ser discutidas pelo Planalto --foi criada uma comissão interministerial para debater modelos em vigor em outros países e o destino dos recursos do óleo extraído.
Além disso, o governo considera criar uma nova estatal para administrar os megacampos, que contrataria outras petrolíferas para a exploração --isso porque os custos de exploração e extração são altíssimos. Os motivos alegados no governo para não entregar a região à exploração da Petrobras são a participação de capital privado na empresa e o risco de a empresa tornar-se poderosa demais.