A Bacia de Pelotas não foi plenamente estudada e isso acarreta um risco exploratório grande, explicou Glauce Santos, senior research analyst da Wood Mackenzie, em entrevista ao PetróleoHoje. Segundo Santos, esse risco exploratório pode estar ligado a vários fatores, como a efetividade da rocha geradora (relacionado ao grau de maturidade para que a rocha gere hidrocarbonetos) e a qualidade do reservatório.
“É tudo muito incerto. A sísmica 2D permite o mapeamento do reservatório, dos selos, da rocha geradora, mas é preciso uma sísmica melhor, 3D, para gerar os modelos, fazer os estudos, observar os resultados desses estudos… entender melhor o que está acontecendo. A gente só vai ter certeza depois que perfurar o primeiro poço, mas a sísmica 3D já providencia esse contexto”, detalhou Glauce.
“Sem contar que os dados que foram adquiridos em Pelotas têm por volta de 20 anos. Ou seja, eles foram adquiridos com outro tipo de tecnologia, com outro tipo de sonda… O cenário já mudou bastante”, completou Marcelo De Assis, diretor de Pesquisa – Upstream da Wood Mackenzie. O diretor também destacou que os reservatórios de Pelotas são do tipo turbiditos, que requerem a perfuração de mais poços para um possível desenvolvimento de campo.
“São reservatórios menores, bem diferentes dos volumes gigantescos que vemos no pré-sal, por exemplo. São estruturas mais modestas, com características mais complicadas para declarar comercialidade”, completou De Assis. Em outras palavras, o petróleo pode até existir na área, mas ele pode ser economicamente inviável.
“É possível ter um sucesso exploratório técnico, ter o petróleo formado, ter o modelo validado e não ter uma boa qualidade do reservatório. É uma situação paralela com o que a gente teve na OGX, que você tem um reservatório que vai precisar de muitos poços para ter produtividade, e o custo desses poços acaba não compensando o óleo que vai ser extraído”, explicou o analista. Santos concorda com a visão do diretor, e afirma que esse problema também está sendo visto na Namíbia, região que possui análogos com Pelotas.
Outro risco relacionado à exploração na Bacia de Pelotas é o licenciamento ambiental. Diferente da parte sul da Bacia de Santos – que, apesar de possuir desafios técnicos parecidos com os de Pelotas, já possui empresas como Shell e TotalEnergies operando, além de dados sísmicos 3D – existem dúvidas de como o Ibama vai tratar Pelotas. “Pode ser que tenhamos mais exigência do Ibama, por se tratar de uma área de nova fronteira, mas isso também não está claro”, disse Marcelo.
O 4º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão, previsto para ser realizado em 13 de dezembro, vai ofertar 12 setores na Bacia de Pelotas, além de setores em outras oito bacias. Embora exista esse movimento em torno da bacia – que inclui não só a manifestação de interesse de empresas por esses setores mas, também, as descobertas da Shell e da TotalEnergies na Namíbia, a perfuração do primeiro poço no offshore da Argentina e o arremate de blocos offshore no Uruguai – ainda é cedo para tirar conclusões, segundo Marcelo.
“Vamos esperar para ver os resultados do leilão [OPC]. A partir disso, poderemos ver qual é o grau de interesse nessas regiões, ou se é só mais um ruído que está tendo por causa da Argentina, Uruguai e Namíbia e, talvez, não se materialize. As IOCs estão olhando outras oportunidades além de Brasil e a Petrobras, em princípio, está concentrada na Margem Equatorial.”, afirmou. “Uma coisa é manifestar interesse. Outra coisa é bidar”, completou Santos.