GEOLOGIA DO PETRÓLEO

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Geologia do Petróleo – prcf 2004 
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE 
 
CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA 
 
DEPARTAMENTO DE GEOLOGIA 
 
 
DISCIPLINA GEO-032 
 
G E O L O G I A D O P E T R Ó L E O 
 
Professor: Renato M. Darros de Matos, Ph.D. 
 
 
Professor colaborador: Paulo Roberto Cordeiro de Farias, M.Sc. 
Compilação e edição 
 
Sujeita a revisão 
 
Junho de 2004 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 
Í N D I C E 
 
UNIDADE 1 – INTRODUÇÃO 
 
INTRODUÇÃO..............................................................................................p.4 
1.1 – Características químicas do petróleo ..........................................p.5 
1.2 – Características físicas do petróleo ............................................. p.8 
1.3 – Relação tempo x espaço do petróleo ........................................ p.12 
1.4 – Histórico do petróleo .................................................................p.20 
1.5 – Origem do petróleo ...................................................................p.39 
1.6 – Requisitos para a existência comercial do petróleo...................p.46 
1.7 – Sistema petrolífero ....................................................................p.47 
1.8 – Pré-requisitos para a existência de rochas geradoras de petróleo 
...................................................................................................p.49 
1.9 – Determinação da maturação da matéria orgânica .................... p.57 
1.10 - Querogênio: composição e classificação ..............................p.58 
1.11 – Transformação da matéria orgânica nas bacias sedimentares 
...................................................................................................p.59 
1.12 – Formação do petróleo em relação aos processos geológicos.p.63 
1.13 – Interpretação de dados geoquímicos..................................... p.65 
1.14 – Migração de hidrocarbonetos ................................................p.66 
 
UNIDADE 2 – GEOLOGIA DO PETRÓLEO 
 
2.1 – Introdução: Geologia de superfície e de subsuperfície..............p.73 
2.2 – Operações, equipamentos e equipe de perfuração.....................p.82 
2.3 – Aquisição e análise de dados geológicos de subsuperfície 
(acompanhamento geológico de poços e avaliação 
de formações)............................................................................p.90 
2.4 – Rochas reservatório..................................................................p.133 
2.5 – Parâmetros básicos de reservatórios petrolíferos: 
porosidade, permeabilidade e argilosidade ............................p.138 
 2.6 – Mapas de reservatório .............................................................p.151 
 2.7 – Estudo de fluidos de reservatório ............................................p.155 
 2.8 – Tensão superficial, molhabilidade, capilaridade, 
 saturação e deslocamento de fluidos .....................................p.164 
 2.9 – Mecanismos de produção dos reservatórios............................p.177 
2.10 – Atividades de Geologia de Reservatórios..............................p.184 
2.11 – Reservas: tipos e cálculos......................................................p.193 
2.12 – Recuperação da produção de reservatórios............................p.196 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 3
UNIDADE 2 (continuação) 
 
2.13 – Bacias sedimentares petrolíferas............................................p.198 
 
 
UNIDADE 3 – GEOFÍSICA DO PETRÓLEO 
 
3.1 - Definição..................................................................................p.231 
3.2 – Aplicação dos métodos geofísicos na prospecção do petróleo: 
 gravimetria, magnetometria e sísmica.....................................p.231 
3.3 – Leis da propagação das ondas sísmicas...................................p.236 
3.4 – Principais elementos de uma onda...........................................p.238 
3.5 – Coeficiente de reflexão............................................................p.238 
3.6 – Tipos de ondas elásticas...........................................................p.238 
3.7 – Exploração geofísica: aquisição, processamento e interpretação 
sísmica.....................................................................................p.240 
 
 
UNIDADE 4 – O PETRÓLEO NO MUNDO E NO BRASIL 
 
4.1 – Distribuição mundial de reservas.............................................p.247 
4.2 – Reservas e produção de petróleo no Brasil..............................p.253 
4.3 - Bacias brasileiras produtoras de óleo e gás..............................p. 
4.3 – Processo exploratório – Índices de sucesso exploratório.........p. 
4.4 – Analise de risco exploratório....................................................p. 
4.5 – Economia e política do petróleo no Brasil – o papel da ANP no 
 novo cenário de petróleo no Brasil............................................p. 
 
 
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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UNIDADE 1 – ORIGEM E EVOLUÇÃO DO PETRÓLEO 
 
INTRODUÇÃO 
 
 O que é o petróleo? Este termo engloba todas as formas naturais de 
hidrocarbonetos (gasoso, líquido e sólido – Levorsen, 1967). É um composto 
complexo, formado principalmente por hidrocarbonetos (compostos de 
carbono e hidrogênio) e secundariamente por constituintes heteroatômicos 
(nitrogênio, enxofre e oxigênio). 
 Embora o petróleo já fosse conhecido desde a Antiguidade, somente em 
1859 começou oficialmente a Indústria do Petróleo no mundo, com a 
descoberta de petróleo em Titusville, Pennsylvania, nos Estados Unidos da 
América do Norte, mesmo ano em que foram relatadas exsudações de petróleo 
em Lobato, Bahia, no Brasil. A história da indústria do petróleo é marcada 
pela evolução tecnológica em saltos, sempre quebrando paradigmas e 
vencendo desafios. Também é marcada por guerras, especulações de diversas 
naturezas, acidentes e danos ambientais. 
 A indústria do petróleo compreende basicamente duas grandes áreas 
comerciais, denominadas upstream e downstream. 
 A primeira engloba as atividades da exploração do petróleo, ou seja, 
sua busca na terra e no mar, bem como de explotação, isto é, a retirada do 
petróleo do interior da Terra por intermédio de poços de produção até sua 
estocagem em tanques de armazenamento. Estas atividades são o domínio 
onde o geólogo e o geofísico exercem suas habilidades, desde o momento em 
que imaginam onde o petróleo pode estar escondido, até o final da produção 
de um campo de petróleo. 
 A atividade de downstream envolve o transporte, tratamento (refino e 
petroquímica) e distribuição do petróleo, desde os tanques de armazenamento, 
donde seguirão por dutos até terminais de embarque e daí para navios e / ou 
refinarias, onde o petróleo bruto será submetido a diferentes tratamentos, 
envolvendo diversas temperaturas e pressões, os quais fornecerão 
combustíveis, lubrificantes e insumos para a indústria petroquímica, gerando 
os milhares de usos para os derivados de petróleo consumidos pela 
humanidade. 
 As companhias de petróleo mais fortes e competitivas são as 
organizadas de forma vertical, atuando “do poço ao posto”, cujo melhor 
exemplo no Brasil é a PETROBRÁS, hoje em transformação para uma 
companhia de energia. 
 O trabalho a seguir pretende dar aos estudantes de graduação de 
geologia e a interessados de outras áreas uma visão da área de upstream, por 
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meio da compilação de textos e dados disponíveis de autores nacionais e 
internacionais, incluindo os trabalhos de Alves et al. (1987) e Passos (1998). 
 
 
1.1 – CARACTERÍSTICAS QUÍMICAS DO PETRÓLEO 
 
 A Tabela 1.1 abaixo fornece a análise elementar de um óleo cru típico: 
 
Tabela 1.1 – Fonte: Thomas, 2001: 
 
ELEMENTO VARIAÇÃO PERCENTUAL 
Hidrogênio 11 – 14 
Carbono 83 – 87 
Enxofre 0,06 – 8 
Nitrogênio 0,11 – 1,7 
Oxigênio 0,1 – 2 
Metais Até 0,3% 
 
 Os hidrocarbonetos podem ser divididos em: acíclicos oualifáticos 
(saturados e insaturados) e cíclicos (aromáticos e alicíclicos). 
 
ACÍCLICOS SATURADOS: Também denominados hidrocarbonetos 
parafínicos ou normais ou alcanos, possuem a fórmula geral C2nH2n+2 e cadeias 
abertas, com ligação simples. Os nomes dos alcanos são formados por um 
prefixo (que especifica o número de carbonos) e do sufixo ano. O mais 
simples deles é o metano, constituído por um átomo de carbono ligado a 
quatro átomos de hidrogênio. A figura 1.1 mostra os primeiros componentes 
desta família. 
 
 H H H H H H H H H H 
 | | | | | | | | | | 
H-C-H H – C -C-H H-C-C-C-H H-C-C-C-C-H 
 | | | | | | | | | | 
 H H H H H H H H H H 
CH4 – metano C2H6 – etano C3H8 – propano C4H10 - butano 
 
Figura 1.1 – Exemplo de parafinas normais. 
 
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 Quando os hidrocarbonetos parafínicos apresentam uma ramificação em 
um ou mais átomos de carbono, são denominados isoparafinas ou isoalcanos. 
Têm a mesma fórmula geral dos alcanos normais (figura 1.2). 
 
 
 
Figura 1.2 – Exemplo de parafinas ramificadas. 
 
ACÍCLICOS INSATURADOS: Estes hidrocarbonetos são caracterizados 
por cadeias contendo duplas e triplas ligações carbono-carbono, dos quais os 
mais comuns são os alcenos e alcinos, respectivamente. Os alcenos 
apresentam fórmula geral CnH2n. Assim como para os alcanos, o prefixo 
especifica o número de carbonos, porém o sufixo é eno. Dependendo do 
número de duplas ligações, são conhecidos como diolefinas, triolefinas, etc. 
Quando ocorre uma tripla ligação, os hidrocarbonetos insaturados são 
denominados alcinos e o sufixo é ino. A figura 1.3 apresenta exemplos de 
hidrocarbonetos insaturados. Os hidrocarbonetos insaturados constituem um 
grupo extremamente reativo. Embora sejam biologicamente metabolizados 
em grande quantidade, dificilmente são preservados na natureza. 
 
 
 
Figura 1.3 – Exemplos de hidrocarbonetos insaturados. 
 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 7
CÍCLICOS ALICÍCLICOS: Em muitos hidrocarbonetos, os átomos de 
carbono são dispostos na forma de anéis. Podem apresentar radicais 
parafínicos normais ou ramificados, ligados ao anel ou outro hidrocarboneto 
cíclico. Na indústria do petróleo são conhecidos como naftênicos. A 
nomenclatura utilizada é a mesma dos parafínicos, porém com o prefixo ciclo. 
A figura 1.4 ilustra alguns compostos desta série. 
 
 
 
 
Figura 1.4 – Exemplos de hidrocarbonetos cíclicos alicíclicos. 
 
CÍCLICOS AROMÁTICOS: São constituídos por ligações duplas e simples 
que se alternam em anéis com seis átomos de carbono. O composto mais 
simples é o carbono (figura 1.5). Ao contrário dos compostos insaturados, o 
benzeno tem considerável estabilidade e, devido ao seu pronunciado odor, 
todos os componentes que contêm o anel benzeno são conhecidos como 
hidrocarbonetos aromáticos. Tal como nos naftênicos, pode ocorrer a 
presença de aromáticos formados por mais de um anel benzênico, que podem 
estar isolados, conjugados ou condensados. Podem ocorrer ainda compostos 
mistos, isto é, que apresentam núcleo aromático e radical naftênico, ou núcleo 
naftênico e radical aromático. 
 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 8
 
 
Figura 1.5 – Exemplos de hidrocarbonetos aromáticos. 
 
 
1.2 – CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DO PETRÓLEO (Amaral, 1965) 
 
 Devido à variabilidade na composição química dos diferentes tipos de 
petróleo, as características físicas também variarão conforme esta composição 
química. 
 
 1.2.1 – Estado físico: Considera-se gás natural os hidrocarbonetos 
entre o metano (CH4) e o butano (C4H10). O gás natural não tem odor. 
Denomina-se gás rico ao gás natural quando o somatório de C mais pesados 
que o propano é superior a 7%. Os hidrocarbonetos líquidos ocorrem a 
partir de 6 átomos de carbono na estrutura molecular, iniciados pelo hexano / 
C6H14). Os hidrocarbonetos tornam-se sólidos pela exposição na superfície 
terrestre, perdendo as frações mais voláteis, passando a pastosos e 
solidificando-se, finalmente. 
 
1.2.2 - Densidade: A principal causa da variação na densidade é a 
quantidade de gases dissolvidos. Normalmente, quanto maior a profundidade 
em que é encontrado o petróleo (Tabela 1.2), menor a sua densidade. Esta 
costuma ser expressa em graus API (American Petroleum Institute). Quanto 
mais elevado o grau API, menor a densidade. A densidade 1,00 equivale a 10o 
API e a densidade 0,77 a 50oAPI. O petróleo na maioria das vezes é menos 
denso que a água, variando entre 0,75 a 0,95, arredondando-se os valores. 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 9
Alguns ultrapassam a densidade da água, atingindo 1,02. No Recôncavo 
Baiano, a densidade varia entre 0,80 a 0,89; o valor mais freqüente é 0,83. 
 
Tabela 1.2 – Variação da densidade dos óleos no Golfo do México com a 
profundidade (Amaral, 1965): 
 
Intervalo de profundidades Densidade 
Até 300 metros 0,94 
De 1.500 a 1.800 metros 0,81 
De 3.000 a 3.300 metros 0,78 
 Quanto mais leve o óleo, maior o grau API e mais valioso no mercado, 
em função dos derivados obtidos (Tabela 1.3). Petróleos com grau API abaixo 
de 22 – caso do óleo do campo de Marlim, com grau API entre 17 e 22 – são 
considerados óleos pesados. 
 
Tabela 1.3 – Classificação dos óleos (fonte: Norma ANP) 
 
Grau API Tipo de óleo 
≥ 31 Leve 
≥ 22 e < 31 Médio 
≥ 10 e < 22 Pesado 
< 10 Extra-pesado 
 
 A evolução do grau API dos óleos produzidos e refinados no Brasil 
indica a interdependência das diversas áreas e a importância desta integração 
para a Petrobrás. Ao longo da última década, o grau API médio do petróleo 
produzido pela empresa vem caindo, num reflexo da descoberta e da 
exploração do Campo de Marlim. Ao mesmo tempo, o grau API médio dos 
óleos importados vem aumentando, para contrabalançar o óleo nacional mais 
pesado, passando de 30,4oAPI nos óleos nacionais e 32,6oAPI nos importados, 
em 1991, para 28,3oAPI nos óleos nacionais e 34,6oAPI nos importados, em 
2003 (Revista Petrobrás, no. 96 – janeiro de 2004, p.7) No entanto, o grau API 
médio da mistura dos petróleos que é processada nas refinarias também vem 
diminuindo, aproximando-se do perfil do petróleo nacional. Isto permite a 
redução progressiva da importação dos óleos leves (e mais caros), à medida 
que o país caminha para a auto-suficiência. 
 
 1.2.3 – Volume: Como a quantidade de gás e a profundidade são 
variáveis, o volume do petróleo sofre substancial mudança quando no 
ambiente e no reservatório, onde a pressão pode ser extremamente elevada. O 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 10
aumento da pressão determina um alto grau de dissolução dos gases, bem 
como a compressão do gás emulsionado, o que resulta na diminuição do 
volume. Assim, um metro cúbico de gás sob as condições normais de pressão, 
à superfície, pode corresponder a poucos litros do mesmo gás, dissolvido em 
profundidade sob o efeito da pressão. 
 
 1.2.4 – Viscosidade: O petróleo flui através dos poros onde está contido 
para dentro do poço, de onde sairá pela pressão dos gases ou pelo 
bombeamento, se não houver pressão suficiente. Como a temperatura e o 
conteúdo de gases fazem alterar a viscosidade (quanto maior o conteúdo de 
gás e mais elevada a temperatura, menor a viscosidade), é importante sua 
medida nas condições do reservatório natural do petróleo. Isto é feito 
medindo-se o tempo que uma esfera de aço leva para percorrer a face interna 
de um tubo devidamente inclinado, contendo petróleo sob as condições 
originais, artificialmente produzidas em laboratório, o que é feito sob controle 
elétrico. A unidade da medida da viscosidade é o centipoise, que para aágua 
tem valor 1,0. Petróleos leves em que predominam poucos átomos de carbono 
podem ter viscosidade próxima da água (1,5 centipoise). Os de maior 
viscosidade podem atingir 700 centipoises. 
 
 1.2.5 – Propriedades ópticas: O petróleo tem índice de refração entre 
1,39 e 1,56 cuja variação também acompanha a densidade. Os mais densos 
são os mais refringentes; a água tem índice de refração 1,33 (valor tomado em 
relação ao ar). 
 A fluorescência é uma propriedade óptica importante do petróleo, que 
consiste na transformação de certos comprimentos de onda da luz, que são 
refletidos internamente, dando tonalidades às vezes amareladas, verdes ou 
azuis. Os petróleo mais fluorescentes são os que contêm moléculas 
aromáticas. Graças a esta propriedade, torna-se possível identificar a presença 
de quantidades pequeníssimas de petróleo dissolvidas em solvente (1 para 
100.000 em tetracloreto de carbono, hoje em desuso devido sua toxidade). Há 
uma relação entre a fluorescência e o grau API do óleo (figura 1.6), observada 
no fluoroscópio durante o acompanhamento geológico do poço (figura 1.7). 
 Os petróleos em sua maior parte são opticamente ativos (podem girar o 
plano de polarização da luz), devido à existência de uma substância análoga 
ao colesterol, formada por atividade biológica (animal ou vegetal), 
comprovando assim a origem orgânica do petróleo, o que será discutido 
adiante. 
 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 11
 
 
Figura 1.6 – Relação entre fluorescência e grau API dos hidrocarbonetos (IBP, 
1984). 
 
 
 
Figura 1.7 – Fluoroscópio (IBP, 1984). 
 
1.2.6 – Cor: Esta propriedade também varia com a densidade. Os mais 
densos são pretos e opacos, enquanto que os mais leves são vermelhos ou 
amarelo-pálido, quando observados sob luz transmitida. Sob luz refletida são 
verdes, graças à fluorescência. 
 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 12
1.2.7 – Odor: Alguns petróleos possuem elevado teor de componentes 
leves, que lhes transmite o odor da gasolina. Outros contêm alta percentagem 
de componentes aromáticos, que dão odor característico ao petróleo. Certos 
tipos de petróleo possuem compostos sulfurados, alguns do grupo das 
mercaptanas ou sulfídricos, que dão odor desagradável. O gás natural não tem 
odor; quando industrializado, é adicionado um odorizador para facilitar a 
detecção quando houver vazamento. 
 
1.2.8 – Ponto de névoa: Com o abaixamento da temperatura, 
dependendo da existência de substâncias análogas à parafina que podem estar 
dissolvidas no petróleo, forma-se uma nebulosidade, graças ao início da 
solidificação destas parafinas. Esta temperatura de formação de névoa é 
denominada em inglês cloud point (ponto de névoa). Poucos graus abaixo é 
atingido o ponto de escoamento (pour point), abaixo do qual o petróleo não 
poderá mais fluir. Estes dados são importantes na verificação de parafinas em 
dissolução. O ponto de escoamento varia de –15oC a –30oC, podendo ter 
ocasionalmente valores mais elevados (+ 20oC), como no caso de petróleos do 
Recôncavo, altamente parafínicos. Por este motivo, as tubulações necessitam 
ser aquecidas para facilitar o fluxo do óleo. 
 
1.2.9 – Ponto de fulgor ou ponto de chama (flash point): É a 
temperatura na qual os vapores que se desprendem de um líquido se inflamam, 
quando em contato com uma chama ou faísca de curta duração. O petróleo, 
quanto mais rico em componentes leves, mais voláteis, tanto mais facilmente 
se inflama a temperaturas mais baixas. 
 
 
1.3 – RELAÇÃO TEMPO X ESPAÇO DO PETRÓLEO 
 
Para o entendimento da distribuição do petróleo no mundo e no Brasil, é 
necessário rever brevemente a história geológica da Terra no tempo e no 
espaço. Para isto, será usado o “Ano-Terra” (Teixeira et alii, 2003), no qual a 
história da Terra (4,56 bilhões de anos) está contada como se ela se passasse 
em um ano. Recomenda-se a leitura integral desta “carta de eventos”, 
destacando-se que somente os últimos 14% do tempo geológico são os mais 
importantes para o petróleo. Também foram usadas nesta unidade as notas 
de aula de Geologia do Petróleo do professor Flávio Juarez Feijó (2003), da 
Universidade Corporativa da Petrobrás, o Boletim de Geociências da 
Petrobrás (v. 8, no. 1, 1994), a análise de Ponte et al. (1978) e Figueiredo 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 13
(1985 in Schlumberger, 1985). As bacias petrolíferas estão representadas no 
final da Unidade 2. 
 
1.3.1 - ÉON ARQUEANO (4,56 a 2,5 bilhões de anos – 1º. de 
Janeiro a 14 de Junho): 
 
JANEIRO A MEADOS DE FEVEREIRO: Criação da Terra e 
individualização do núcleo, manto e crosta; formação da atmosfera e 
hidrosfera. Impactos meteoríticos, alguns gigantescos (4.560 a 4.000 M.a.) 
MEADOS DE FEVEREIRO A MEADOS DE JUNHO (4.000 a 2.500 
M.a.): Intensa migração de microplacas tectônicas. No início de março (dia 2, 
à noite), surgem as possíveis mais antigas evidências de vida (material 
grafitoso em metamorfitos da Groenlândia – 3.800 M.a.). No dia 26 da março, 
ocorrem os mais antigos restos incontestes de vida: microfósseis procarióticos 
(bactérias e cianofíceas) e estromatólitos (camadas de sedimentos capturados e 
aglutinados pelas células procarióticas – W da Austrália e África do Sul – 
3.500 M.a.). No dia 14 de junho, dá-se a consolidação final de grandes 
continentes, fechando o Éon Arqueano. 
 
1.3.2 - ÉON PROTEROZÓICO (2,5 bilhões de anos a 590 
milhões de anos – 14 de Junho a 14 de Novembro): 
 
Fósseis (estromatólitos e microfósseis), granitos e rochas carbonáticas 
tornam-se mais comuns. A tectônica global avança, passando de um regime 
de micro para macroplacas. Até o fim do “Ano-Terra”, os continentes 
sofrerão repetidas colisões, rupturas e rearranjos. Num processo que dura até 
hoje, cadeias de montanhas serão erguidas e erodidas enquanto o assoalho 
oceânico se renova, ritmicamente, mais de 10 vezes, em média uma vez a cada 
16 dias (ou 200 milhões de anos). No dia 24 de Julho, em função de 
micróbios fotossintetizadores nos mares, a atmosfera se torna oxidante após 
longo período de transição iniciado antes de 14 de Junho. Formam-se os 
maiores depósitos de ferro conhecidos (incluindo o Quadrilátero Ferrífero e a 
Serra dos Carajás). Surgem os primeiros organismos eucarióticos num mundo 
dominado por procariontes. Em 12 de outubro (~ 1 bilhão de anos), após um 
longo período de domínio dos procariontes, os eucariontes microscópicos 
começam a se diversificar. Formava-se o primeiro supercontinente, Rodínia. 
No final do Éon Proterozóico (dia 14 de Novembro, às 19:12h), surgem 
as mais antigas evidências de animais: impressões de invertebrados simples, 
de “corpo mole”, desprovidos de conchas ou carapaças, conhecidos 
coletivamente como a Fauna de Ediacara. No supercontinente Pannótia (600 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 14
M.a.), as placas Amazônia e América do Sul situavam-se no atual Pólo Sul. 
Os continentes estavam razoavelmente próximos e havia um grande oceano. 
Só havia vida no mar. Os continentes eram terra nua, sem vegetação. 
Na Amazônia, individualiza-se um rifte precursor do Amazonas, ao 
final da Orogenia Brasiliana / Pan-Africana, representando o início do registro 
sedimentar da Bacia do Amazonas numa faixa móvel acrescida a um núcleo 
mais antigo (Cunha et al., 1994). Também na Bacia do Parnaíba 
desenvolvem-se grabens preenchidos por sedimentos fluvio-aluviais. Este 
substrato proterozóico suporta o prisma sedimentar fanerozóico das bacias. 
Na Bacia do Amazonas, depositam-se sedimentos tafrogênicos aluviais-
fluviais-lacustres, erodidos e recobertos por sedimentos de planície de maré. 
Estes últimos sedimentos foram depositados em ambiente de sinéclise 
intracontinental. 
No Proterozóico Superior, a Bacia do São Francisco foi preenchida por 
sedimentos siliciclásticos transicionais na base, passando acima a marinhos / 
glaciais e finalmente marinhos restritos, que equivaliam lateralmente e foram 
recobertos por carbonatos de mar aberto. Esta bacia já foi prospectadapara 
hidrocarbonetos por quatro poços, seguindo informações de exsudação de gás 
natural. O último poço perfurado permitiu concluir que a bacia tem 
condições de armazenamento de gás (Toledo et al., 1998).. 
 
1.3.3 - ÉON FANEROZÓICO (545 M.a ao Recente) 
 
ERA PALEOZÓICA (545 a 248 milhões de anos – 18 de Novembro a 
12 de Dezembro) 
 
No dia 18 de Novembro (545 M.a.), às 09:36h, ocorre uma explosão 
adaptativa de invertebrados com conchas e carapaças, pondo fim ao Éon 
Proterozóico e início, simultaneamente, ao Período Cambriano (545 a 495 
M.a. – 18 a 21/11), à Era Paleozóica e ao Éon Fanerozóico. 
25 de Novembro (450 M.a.) – Durante o Ordoviciano (495 a 443 M.a. – 
21 a 26/11), formam-se os grandes paleocontinentes do Paleozóico 
(Gondwana, situado a sul da atual linha do Equador), Laurência e Báltica 
situadas a norte, etc.). Plantas não vasculares (musgos) aparecem nos 
continentes; os peixes despontam no meio aquático. Sobre as sinéclises do 
Amazonas e Paraná (parte oeste), durante o Neo-Ordoviciano, começa a 
deposição em onlap de sedimentos de uma transgressão marinha 
epicontinental vinda de oeste, através da faixa pericratônica doAcre-Beni-
Chiquitos (Harrington, 1962 apud Ponte et al, 1978). Esta primeira fase de 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 15
sedimentação marinha durará até o Devoniano, com intercalação de episódios 
transgressivos e regressivos. 
28 de Novembro (420 M.a.) – Durante o Siluriano (443 a 417 M.a. – 26 
a 28/11), as plantas vasculares iniciam sua conquista dos continentes. 
Segundo Ponte et al. (op cit.), o principal dos episódios transgressivos e 
regressivos ocorre no Siluriano, quando o mar retirou-se do Escudo Brasileiro. 
Na Bacia de Tucano Norte / Jatobá ocorre espessa sedimentação fluvial 
conglomerática (Caixeta et al. 1994). 
De 1º. a 12 de Dezembro (Períodos Devoniano, Carbonífero e 
Permiano), os continentes paleozóicos colidem, agregando-se, até o fim do 
Paleozóico, num único supercontinente, a Pangea, com placas continentais 
agrupadas a sul (Gondwana) e a norte (Laurásia). Formam-se grandes 
cadeias montanhosas (Apalaches, Urais, Precordilheira Andina). 
Durante o Devoniano (417 a 354 M.a. – 28/11 a 2/12), nos primeiros 
três dias de Dezembro (380 a 350 M.a.), os primeiros vertebrados saem da 
água (anfíbios) durante o Devoniano Médio. No Devoniano Superior, 
aparecem as primeiras florestas de plantas vasculares primitivas e também as 
primeiras plantas com sementes (gimnospermas). 
No Brasil, o mar retornou no Eo-Devoniano em uma extensa 
transgressão que cobriu amplas áreas do escudo, ultrapassando os atuais 
limites das bacias intracratônicas (Almeida, 1967, apud Ponte et al., op.cit.). 
O avanço para o Oeste deste vasto mar epicontinental devoniano estendeu-se 
além dos limites da Bacia do Parnaíba, fato testemunhado pelas relíquias de 
sedimentos devonianos nas bacias do Araripe (sul do CE), Tucano Norte / 
Jatobá (BA, PE). Nestas últimas, continua a sedimentação fluvial 
conglomerática, que passa ao ambiente marinho raso no topo (Caixeta et al. 
1994). Esta sedimentação, que representa a primeira fase de preenchimento 
das bacias intracratônicas brasileiras, foi denominada Seqüência I por 
Ghignone e Northfleet (1972, apud Ponte et al., 1978). Esta seqüência foi 
parcialmente erodida durante o período de soerguimento neo-Devoniano / eo-
Carbonífero que precedeu a sedimentação da próxima seqüência. Na Bacia do 
Paraná, esta superfície de erosão foi gerada por glaciações do 
Permocarbonífero (Ghignone e Northfleet, 1971 apud Ponte et al., op.cit.). 
Esta seqüência é importante para o petróleo no Brasil porque contém 
rochas geradoras devonianas nas bacias do Amazonas (que formaram o 
gás da região do rio Juruá e o óleo de Urucu) e Parnaíba. Na Bacia do 
Paraná, a geradora devoniana está na zona senil na maior parte da bacia, 
sendo considerada como a geradora das ocorrências de gás. 
Durante o Carbonífero (354 a 290 M.a. – 2 a 8/12), no dia 3 de 
Dezembro (350 M.a.), surgem os primeiros répteis. Florestas pantanosas de 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 16
licófitas, esfenófitas e samambaias fornecem material para grandes depósitos 
de carvão. Nas bacias do Amazonas, Parnaíba e Paraná deposita-se a 
Seqüência II de Ghignone e Northfleet (1972, apud Ponte et al., op.cit.), 
correspondente à segunda fase de preenchimento das bacias intracratônicas 
simples e abrange uma variada gama de sedimentos predominando evaporitos 
e calcários na Bacia do Amazonas, sedimentos vermelhos e alguns evaporitos 
na Bacia do Parnaíba e uma seqüência glacial a marinha marginal na Bacia do 
Paraná. Nesta última, alternam-se sedimentos continentais e marinhos até o 
Permiano. Nas bacias de Tucano Norte e Jatobá registra-se expressivo 
registro de sedimentos marinhos rasos (Caixeta et al., 1994). No 
Carbonífero, na Bacia do Amazonas, depositam-se arenitos em ambiente 
flúvio-eólico a nerítico, que são os reservatórios dos campos supracitados. 
Inicia-se no Permiano o longo período de soerguimento crustal, que 
culminará no eo-Cretáceo com a ruptura do supercontinente Gondwana e a 
separação dos continentes africano e sul-americano. No início do Permiano 
registram-se as últimas sedimentações marinhas em bacias intracratônicas 
simples (Amazonas, Parnaíba, Alagoas, Camamu e Paraná). Na Bacia do 
Paraná formam-se rochas geradoras de óleo neste período. O mar retira-se 
definitivamente destas bacias, excetuando-se uma ingressão episódica aptiana 
na região de Codó, na Bacia do Parnaíba, relacionada à abertura doAtlântico 
equatorial (Ponte et al., 1978). Do neo-Permiano ao neo-Jurássico, a 
cobertura sedimentar paleozóica depositada sobre um vasto geanticlinal em 
lenta ascensão é erodida. Seus detritos são depositados para depressões 
periféricas do Parnaíba e Paraná, onde formam depósitos continentais fluviais 
e eólicos, com abundantes rochas básicas intrusivas e extrusivas (Brasil: 
Seqüência III de Ghignone e Northfleet, 1972, apud Ponte et al., op.cit.) e 
Congo (África). Estes corpos intrusivos tiveram papel importantíssimo na 
maturação das rochas geradoras nas bacias do Paraná e Amazonas (Eiras, 
1998). 
Ao final do Permiano (290 a 248 M.a. – 8 a 12/12), na madrugada do 
dia 12/12 (248 M.a.), a Era Paleozóica se encerra com dramáticas extinções. 
 
ERA MESOZÓICA (248 a 65 milhões de anos – 12 a 26 de Dezembro) 
 
O supercontinente Pangea começa a se desagregar, dando origem aos 
continentes modernos (12 a 26 de Dezembro). A Pangea estendia-se da 
Sibéria a Antártida. Entre os dias 20 e 31 de Dezembro, no processo de 
desmantelamento de Pangea, a América do Sul separa-se da África (limite 
Jurássico – Cretáceo – 142 M.a.) e migra para sua posição atual, juntamente 
com os outros continentes. Surgem os oceanos entre as placas continentais; o 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 17
Oceano Atlântico surge, alargando-se na direção Leste-Oeste e desenvolve-se 
na direção Norte-Sul. 
Após um tectonismo tafrogênico que fraturou a crosta de norte a sul no 
início do Cretáceo (Neocomiano), segue-se uma fase de rigorosa degradação 
que perdurou do final do Neocomiano até o Aptiano (Ghignone e Northfleet, 
1971, apud Ponte et al., 1978), produzindo uma extensa superfície erosional 
(Depressão Afro-brasileira – Figueiredo, 1985 in: Schlumberger, 1985) sobre 
a qual depositaram-se os clásticos continentais e delgados evaporitos (estes 
últimos formados transitoriamente no norte do Maranhão por uma extensão do 
golfo proto-Atlântico formado na região equatorial do Brasil, no fim do 
Aptiano) da Seqüência IV nas bacias intracratônicas brasileiras (Paraná, 
Parnaíba e Amazonas) 
As feições estruturais predominantes nas bacias costeiras da área do 
Atlântico entre a América do Sul e a África são falhamentos normais com 
dezenas de quilômetros de extensão e rejeitos variáveis (até mais de 5.000 
metros), formando um arcabouço estrutural de estreitos blocos falhados altos e 
baixos, além de blocos escalonados descendopara dentro das bacias (Asmus e 
Ponte, 1973, apud Ponte et al. 1978). Nas bacias da futura margem 
continental leste brasileira, estes falhamentos principais são dispostos 
paralelamente à costa atual, controlados pelas direções tectônicas do 
embasamento. Na margem equatorial, os falhamentos principais também 
paralelos à costa atual (noroeste – sudeste), cortam quase transversalmente as 
direções tectônicas do embasamento precambriano. As futuras plataformas 
continentais das bacias Paraíba / Pernambuco, Espírito Santo, Campos e 
Santos exibem acresções de rochas ígneas básicas, consideradas como 
resultantes de vulcanismo relacionado com zonas de fraturas oceânicas 
(Asmus, 1978, apud Ponte et al., 1978). 
A coluna estratigráfica típica das bacias sedimentares da margem 
continental brasileira leste (figura 1.8) compreende, quando completa, três 
mega-unidades litoestratigráficas que têm sido descritas como seqüências 
(Ponte et al., 1978): 
(a) Seqüência clástica não marinha na parte inferior da coluna, incluída 
na Seqüência III de Ghignone e Northfleet (1972, apud Ponte et al., 1978). É 
composta de duas subseqüências superpostas: (1) Subseqüência inferior neo-
Jurássica, de origem flúvio-lacustre, depositada em bacia intracratônica; (2) 
Subseqüência superior neocomiana (Cretáceo inferior) deltaico – lacustre, 
depositada em fossas tectônicas intracontinentais (riftes). 
Os geradores desta seção são folhelhos prodeltaicos da Seqüência rift-
valley. Os reservatórios são arenitos fluviais / fluvio-deltaicos . arenitos 
turbidíticos e folhelhos fraturados (Bacias do Recôncavo, Potiguar e 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 18
Sergipe-Alagoas.) Pesquisas em alvos siliciclásticos albo – aptianos 
fechados sem interesse comercial na plataforma Pará – Maranhão 
indicam rochas geradoras profundas (Figueiredo, in: Schlumberger, 
1985). 
b) Seqüência evaporítica na porção média da coluna, de idade aptiana 
(incluída na Seqüência IV de Ghignone e Northfleet (1972, apud Ponte et al., 
1978), ocorre nas bacias da margem leste brasileira, depositada em ambiente 
marinho restrito. Nas bacias da margem equatorial (Bacias do Ceará e 
Potiguar), ocorrem sedimentos lagunares transicionais entre a sedimentação 
continental eo-cretácea e a sedimentação marinha meso-cretácea a terciária 
(estágio final de bacias do tipo rift-valley). 
Os geradores desta seção são folhelhos associados a seção evaporítica 
(margem leste) ou folhelhos da seqüência marinha transgressiva (margem 
equatorial). Os reservatórios são arenitos e conglomerados, além do 
embasamento fraturado (Bacias do Ceará e Potiguar – Ponte et al., 1978; 
bacia do Espírito Santo – Figueiredo, 1985 in: Schlumberger, 1985). 
c) Seqüência de carbonatos e clastos marinhos na parte superior da 
coluna e subdividida em três partes: (1) Subseqüência de carbonatos de 
plataforma, de idade albiana a santoniana; (2) Subseqüência marinha 
transgressiva, de idade neo-cretácea a eo-terciária (Campaniano-
Maastrichtiano a Paleoceno); (3) Subseqüência marinha regressiva, de idade 
terciária-quaternária (Porto e Dauzacker, 1978; Ponte e outros, 1978, apud 
Ponte et al. 1978). 
Os geradores desta seção são folhelhos da Seqüência Marinha 
Transgressiva; os reservatórios são arenitos turbidíticos e calcarenitos 
(Bacias do Espírito Santo, Campos, Santos – Ponte et al., 1978; 
/Figueiredo, 1985, in Schlumberger, 1985). 
 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 19
 
 
Figura 1.8 – Colunas estratigráficas generalizadas da costa leste brasileira 
(Figueiredo, 1985 in Schlumberger, 1985). 
 
No Período Triássico (248 a 206 M.a. – 12 a 15/12), entre a Ásia e a 
África surge o Oceano Thetis, cuja evolução será fundamental para a criação 
dos sistemas petrolíferos do Oriente Médio (Feijó, 2003). No Oceano 
Atlântico, devido ao seu eixo maior N-S, há maior circulação e oxigenação de 
águas; as temperaturas oceânicas variam mais, devido a ampla faixa de 
latitudes que o Atlântico atravessa. Já o Mar Thetis (de direção E-W, sob 
latitudes constantes) não tem grandes correntezas, causando menor 
oxigenação, estratificação das águas e temperatura tropical constantes, criando 
condições ótimas para geração e acumulação de hidrocarbonetos em 
reservatórios carbonáticos (calcarenitos / grainstones). 
A placa da Índia migra durante 30 M.a. até chocar-se com a placa da 
China, elevando a Cordilheira dos Himalaias e fechando o Mar de Thetis, que 
tinha alongamento E-W. Surgem cadeias de montanhas orientadas E-W 
(Pirineus, Alpes, Cárpatos e Himalaias) e N-S (dos Andes às Montanhas 
Rochosas). Estruturação e acumulação de campos gigantes de petróleo no 
Oriente Médio. 
 No dia 13 de Dezembro (230 M.a.), os répteis diversificam-se. Surgem 
os dinossauros de diversos tamanhos e mamíferos, mas serão os répteis que 
dominarão a Terra nas próximas duas semanas. 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 20
 No Cretáceo (142 a 65 M.a. – 20 a 26/12), no dia 22 de Dezembro (120 
M.a.), surgem as plantas com flores (angiospermas), que rapidamente 
dominam as floras continentais. No dia 26 de Dezembro, os dinossauros e 
muitos outros organismos são extintos, devido possivelmente à queda de um 
grande meteoro no Golfo do México. Fim da Era Mesozóica. 
 
ERA CENOZÓICA (26 a 31 de Dezembro – 65 M.a. ao Recente) 
 
Nesta era, predominam os mamíferos, angiospermas e insetos. No 
Período Terciário (65 a 1,8 M.a. – 26/12, das 19:12h ao dia 31/12 às 19:12h), 
na Época Eoceno (65 a 55 M.a.) há alguns remanescentes do Mar Thetis. 
Durante o Período Quaternário (1,8 M.a. até hoje – dia 31/12 às 20:38 
até as 23:59:59h), na Época Pleistoceno (1,8 M.a a 10.000 anos - dia 31/12, 
das 20:38 às 23:58:50h), há 20.000 anos houve uma grande glaciação, 
causando um rebaixamento global do nível do mar na ordem de 120 metros, 
aproveitado pelas populações humanas (surgidas com o gênero Homo na 
África há 2 M.a. – dia 31/12 às 19:12h) para suas migrações. 
Na plataforma Pará-Maranhão ocorrem reservatórios 
subcomerciais em carbonatos fraturados terciários (Figueiredo, in: 
Schlumberger, 1985). Nas bacias do Ceará, Potiguar, Sergipe – Alagoas 
e Campos ocorrem reservatórios em areníticos turbidíticos, afetados por 
halocinese na Bacia de Campos (Figueiredo, 1985 in Schlumberger, 1985). 
 
 
1.4 - HISTÓRICO DO PETRÓLEO 
 
 1.4.1 – Primeiros usos: 
 
O petróleo é conhecido desde 4.000 a.C., segundo estudos 
arqueológicos. Os egípcios usavam o betume no embalsamamento de seus 
mortos e como ligante nos blocos das pirâmides, utilizando material 
importado do Iraque. A Bíblia faz referência a impermeabilização da Arca de 
Noé e da cesta na qual Moisés flutuou nas águas do Nilo e na construção da 
Torre de Babel. Assírios e caldeus empregavam o betume como material 
ligante nas suas construções e impermeabilizante nas embarcações, retirando o 
betume de exsudações no Iraque. O petróleo foi descrito por Plínio em sua 
História Natural e, segundo o historiador Heródoto (Século V a.C.) 
Nabucodonosor usou o betume como ligante na Babilônia na construção dos 
Jardins Suspensos. No Oriente Médio, onde se acham hoje as maiores jazidas 
petrolíferas do mundo, o imperador da Macedônia, Alexandre o Grande, numa 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 21
de suas famosas expedições, observou na zona asiática de Bactriana (atual 
Afeganistão) a presença de chamas surgindo do interior do terreno e de uma 
fonte de combustíveis, que chegava a formar um lago. As emanações de gás 
de “vulcões de lama” (pseudo-vulcões) na região de Baku (Azerbaijão, na 
antiga União Soviética), ao arrastarem areias e lamas, incendiavam-se pela 
fricção e eram adoradas como divindades (“fogos eternos”) pelos povos 
primitivos. Na Grécia e Roma antigas, o petróleo era usado como arma de 
guerra (o temido “fogo grego”), para incendiar os navios adversários e destruir 
as muralhas inimigas, como nos cercos de Platéia e Delium, onde foram 
usados dardos incendiários impregnados de betume. Durante vários séculos o 
petróleo foiusado para iluminação. 
Muito antes da descoberta do Novo Mundo, os habitantes das Américas 
do Norte e do Sul, especialmente os astecas e os incas, utilizavam o petróleo 
ou seus derivados naturais para inúmeras aplicaçações. Em meados da década 
de 70, pesquisas arqueológicas descobriram que os incas o empregavam na 
pavimentação das estradas do seu imenso império. Os nativos da Pensilvânia 
aproveitavam exsudações naturais para utilizar o petróleo como linimento e 
laxativo. Posteriormente, os pioneiros brancos também o usavam como 
lubrificante. 
Apesar da técnica de perfuração de poços profundos ser dominada 
desde 200 a.C., o objetivo exploratório era a produção de água potável. No 
século XVIII já eram cavados poços de até 50 metros para retirar petróleo. A 
vantagem deste procedimento era que o petróleo assim produzido era mais 
“leve” do que o aflorava naturalmente, ou seja, com os seus constituintes mais 
voláteis ainda presentes. Isto significava também riscos muito maiores de 
incêndio devido aos gases altamente inflamáveis. Também neste século 
iniciou-se uma nova era para o petróleo – a comercial – com as eras 
farmacêutica e da iluminação. O petróleo foi minerado pela primeira vez em 
poços de 10 a 30 metros na Alsácia em 1742, mas desde 1498 recolhiam-se 
exsudações espontâneas que eram queimadas em lamparinas. Como 
medicamento, depois de destilado, ele podia ser usado tanto interna quanto 
externamente. Como uso interno, era empregado para cálculos renais e tônico 
cardíaco; seu uso externo combatia dores, escorbuto, gota e câimbras. 
 
 1.4.2 – O petróleo no Século XIX 
 
O petróleo foi extraído sistematicamente em Baku no início do século 
XIX (1829), coletado por baldes em cacimbões. As primeiras destilarias foram 
construídas neste período, visando a separação das frações do petróleo. 
Concomitantemente, desenvolvia-se o lampião a querosene, que produzia uma 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 22
chama muito mais brilhante e com muito menos fumaça do que os que 
utilizavam petróleo cru ou mesmo óleo de baleia. Na primeira metade do 
século XIX foram construídas também as primeiras refinarias, que 
processavam o petróleo de poços cavados manualmente (Taioli, in Teixeira et 
al., 2003). 
A moderna era do petróleo teve início em 1859 em Titusville, oeste da 
Pensilvânia (Estados Unidos da América), quando o “Coronel” Edwin Drake 
encontrou petróleo a 20 metros de profundidade, utilizando uma máquina 
perfuratriz a percussão para a construção do poço, que produzia 19 barris por 
dia (aproximadamente 3 m3/dia). A descoberta foi tão sensacional na época 
que 15 refinarias de petróleo foram instaladas na região. Estes primeiros 
empreendedores foram pessoas ou empresas ligadas à mineração, 
especialmente do ouro e carvão. Nestes setores, o minério é retirado da mina 
e estocado em pilhas até a chegada do comprador. As atividades deste tipo de 
mineração podiam ser suspensas quando os preços baixavam, sem perda do 
material. O mesmo não acontece com o petróleo. Devido ao seu estado 
predominantemente líquido e a pressão natural, após a perfuração 
normalmente ocorre a surgência, o que torna difícil e caro tanto o seu 
armazenamento para regular o fluxo do mercado, quanto seu transporte por 
grandes distâncias. Este fato, aliado à descoberta de inúmeros outros campos 
petrolíferos, fez com que diversos desses exploradores, acostumados com 
outra realidade, falissem e o preço do petróleo caísse tremendamente (Taioli, 
op.cit.). O preço do barril de petróleo (aproximadamente 159 litros) caiu de 
US$ 20 em 1860 para US$ 0,10 em 1862. 
No entanto, este quadro mudou drasticamente com o advento dos 
motores de combustão interna em 1887 e a produção de automóveis em escala 
industrial, que deram à gasolina (obtida a partir do refino do petróleo) uma 
utilidade mais nobre do que a simples queima ou descarte nos rios, prática 
comum no século XIX (Taioli, in Teixeira et al. 2003). 
A perfuração para petróleo era extremamente cara, o que levou à 
necessidade de conhecimento aprofundado para a busca do “ouro negro”. 
Como o poço pioneiro de Drake ficava numa área baixa, próximo a um 
córrego, várias perfurações posteriores imitaram a localização, até alguns 
arrojados experimentarem perfurações em áreas mais elevadas. O primeiro 
geólogo que orientou eficazmente a locação de poços petrolíferos foi I.C. 
White, entre 1884 e 1889, no estado da Pensilvânia, baseando-se na estrutura 
das rochas que contêm petróleo. Esta estrutura inicialmente observada é o 
anticlinal. White (que estudou as camadas de carvão no sul do Brasil) 
baseou-se nos trabalhos de William Logan, um dos pioneiros da geologia 
canadense, que relacionou a existência de exsudações de petróleo à citada 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 23
estrutura anticlinal. Daí em diante, as ciências geológicas passaram a integrar-
se mais com as companhias petrolíferas. Em 1920, quando as estruturas de 
superfície dos principais campos petrolíferos já se achavam estudadas e 
mapeadas, iniciou-se o estudo da geologia de subsuperfície (Amaral, 1965). 
O século XX e o início do século XXI foram marcados pelas revoluções 
tecnológicas e guerras nas quais o domínio do petróleo, se não foi a causa 
principal, foi das mais importantes. Entre as primeiras, pode-se citar: 
- Perfuração no Texas de um poço usando perfuratriz rotativa até a 
profundidade de 354m, em 1900; até então as perfurações eram feitas à 
percussão; 
- Até os anos 50, metade da produção mundial vinha dos Estados Unidos; 
desenvolveram-se novas técnicas exploratórias e inicia-se a exploração 
marinha na Califórnia e Golfo do México; 
- Nos anos 60, aumenta progressivamente a produção no Oriente Médio; 
baixos preços e alto consumo de petróleo; 
- Anos 70: brutais elevações nos preços dos derivados de petróleo; grandes 
descobertas de petróleo no Mar do Norte, México e Cortina de Ferro. Declina 
a produção americana de petróleo, mas ocorrem grandes avanços tecnológicos 
na exploração, perfuração e produção; 
- No Brasil, a produção de petróleo em campos gigantes e profundos de 
Albacora e Marlim (Bacia de Campos) a partir de 1986 graças ao Programa de 
Desenvolvimento Tecnológico em Águas Profundas (PROCAP) da Petrobrás, 
hoje na 3ª. Versão. 
Como exemplos de guerra pela posse do petróleo, pode-se citar a 
invasão da Romênia pela Alemanha na 2ª. Guerra Mundial e as guerras do 
Golfo, em 1999 e 2003. 
 
1.4.3 - Histórico da exploração e produção de petróleo no Brasil, 
com destaque para a Bacia Potiguar (extraído em sua maior parte da 
publicação “Breve história do petróleo no Brasil” – 1983 / PETROBRÁS; 
complementado por Brandão e Guardado, 1998 in Schlumberger, 1998; Taioli, 
in Teixeira et al., 2003) 
 
 Os estudiosos da história do petróleo no Brasil (Brandão e Guardado, 
1998 in Schlumberger, 1998) dividem-na em três grandes partes: a primeira, 
antes da criação da PETROBRÁS e seu monopólio, foi caracterizada por 
tentativas exploratórias entusiásticas mas amadorísticas, pois faltavam a 
estrutura e organização industrial. Esta parte durou de 1858 a 1953. A 
segunda parte extendeu-se de 1953 até o final do monopólio da Petrobrás em 
1997. A terceira começou em 1997 e nela o país está inserido hoje. 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 24
1a. PARTE: ANTES DO MONOPÓLIO DA PETROBRÁS (1858-
1953): 
 
Este período abrange duas fases: a primeira, de 1858 a 1938, foi 
caracterizada por atividades conduzidas pela iniciativa privada, pelo Serviço 
Geológico e Mineralógico do Brasil (SGMB) e pelo Departamento Nacional 
da Produção Mineral (DNPM). A segunda começou após a descoberta da 
primeira acumulação brasileira de óleo (o campo de Lobato, na Bahia) e a 
criação do Conselho Nacional do Petróleo (CNP – 1939 a 1953). Neste 
período, segundo Brandão e Guardado (1998 in Schlumberger, 1998), as áreas 
sedimentares do Brasil estiveram abertas às iniciativas privadas nacionais e 
estrangeiras. 
O interesse pela exploração de mineraisoleíferos no Brasil teve início 
em 1858, quando José Barros Pimentel obteve uma concessão para explorar 
carvão mineral, turfa e xisto betuminoso para fabricar gás de iluminação, 
às margens do rio Maraú, BA, na hoje denominada Bacia de Camamú. 
Durante a construção da Estrada de Ferro Leste Brasileiro, no sul da 
Bahia (também na Bacia de Camamú) em 1859, as ferramentas utilizadas 
ficavam cobertas de óleo, sendo reportadas exsudações. 
A primeira referência ao petróleo surgiu em 1864, quando o cidadão 
inglês Thomas Denny Sargent obteve do governo imperial uma concessão 
para extrair turfa, petróleo e outros minerais em Ilhéus e Camamú, também 
na Bahia, embora haja referência à extração de “minério betuminoso para 
produção de querosene em rio Maraú, BA. Em 1859, foram descobertas 
exsudações de petróleo em Lobato, BA, no mesmo ano em que se descobriu 
petróleo em Titusville, Pensilvânia. 
O Império concedeu direitos de exploração de betume nas bacias 
costeiras de São Luiz e Barreirinhas, no Maranhão. Entre 1872 e 1874, foram 
dadas várias concessões no interior do estado de São Paulo, próximo à região 
de Rio Claro (Bacia do Paraná), conhecida por suas exsudações de óleo e gás . 
De 1881 a 1882, uma firma inglesa desenvolveu um processo de 
beneficiamento do xisto betuminoso (retortagem), iluminando a cidade de 
Taubaté (SP) com o gás extraído desta rocha. Muitas outras concessões se 
sucederam, mas não houve sucesso na pesquisa do petróleo. 
Iniciam-se em1891 as primeiras pesquisas sobre petróleo em Alagoas. 
A primeira sondagem profunda com este objetivo realizou-se na 
localidade de Bofete, SP, entre 1892 e 1897. Eugênio Ferreira de Camargo, 
apoiado em razoável equipamento e boas finanças, além da orientação técnica 
de um cientista belga e de um sondador americano, perfurou um poço de 488 
metros de profundidade em 1897. Do poço de Bofete foram extraídos dois 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 25
barris de petróleo e dele jorra até hoje água mineral sulfurosa. Em 1907, foi 
criado o Serviço Geológico e Mineralógico do Brasil (SGMB), trazendo 
alguma organização e incrementando substancialmente a perfuração de poços. 
Foram adquiridas sondas e alguns geólogos e engenheiros de minas faziam 
parte da pesquisa de óleo e da estrutura de perfuração do SGMB. 
A Primeira Guerra Mundial provocou escassez de combustível 
evidenciou a necessidade de pesquisar petróleo em solo brasileiro. A 
iniciativa privada brasileira não tinha capacidade técnica e financeira para esta 
iniciativa, o que levou o governo brasileiro a atribuir esta responsabilidade, 
em 1918, ao Serviço Geológico e Mineralógico do Brasil. A primeira 
sondagem oficial foi em 1919 em Marechal Mallet, no Paraná, que atingiu 48 
metros, mas foi abandonado em 1920. 
Com a descoberta de parcos indícios em São Paulo, firmou-se aos 
poucos a noção de que o petróleo poderia ser encontrado em outras regiões do 
país. Estrangeiros e brasileiros, juntos aos órgãos oficiais, iniciaram então 
uma série de pesquisas na Bahia, Sergipe, Alagoas e Amazonas, com 
resultados desanimadores. As imensas dificuldades eram a falta de recursos, 
equipamentos e pessoal qualificado. A questão do petróleo vem ao debate 
público e ao final dos anos 20 esboça-se a formação de duas correntes: de um 
lado, o governo, que não se empenhava no trabalho exploratório, motivado 
pela falta de suporte financeiro e, do outro, a iniciativa privada, que culpava o 
governo por colocar obstáculos à sua atuação. 
Em 1925, trabalhos realizados no Estado do Amazonas, perto da 
localidade de Bom Jardim, revelaram vestígios de óleo e gás natural. Com 
este gás, foi feita nesta cidade a primeira iluminação a gás natural do Brasil. 
Na década de 30, começou a delinear-se a tendência à nacionalização 
dos bens do subsolo. Nesta época, técnicos estrangeiros que trabalhavam para 
o Departamento Nacional da Produção Mineral (DNPM), criado em 1933, 
eram céticos quanto à existência de petróleo no país e desaconselhavam 
aplicar recursos nesta atividade. Também a falta de recursos e de peças de 
reposição para as sondas diminuiu substancialmente as atividades de 
perfuração de poços. Este pessimismo é exemplarmente documentado pelo 
episódio da perfuração do poço de Lobato, o qual, embora não comercial, foi o 
primeiro a confirmar a existência de petróleo no Brasil, em 1938, no 
município de Lobato, na Bacia do Recôncavo. Desde 1931, o pioneiro Oscar 
Cordeiro, ex-presidente da Bolsa de Mercadorias baiana, insistia na tese da 
presença de petróleo na região. A administração pública reiteradamente 
negou-lhe apoio técnico e operacional e também sofreu uma campanha de 
descrédito que não chegou a abalar seu ânimo, mesmo depois que geólogos 
estrangeiros, contratados do DNPM, emitiram parecer de que o óleo 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 26
encontrado era “estranho ao local”, isto é, teria sido colocado ali 
artificialmente. Após inúmeras tentativas, Cordeiro conseguiu despertar o 
interesse do químico Sílvio Fróes Abreu, que confirmou suas suspeitas e 
sugeriu intensificar os trabalhos. Como conseqüência, a exploração tomou 
novo rumo e a área de Lobato passou a ser prioritária pelo próprio governo. 
No mesmo ano, o escritor Monteiro Lobato retornou entusiasmado de uma 
viagem aos Estados Unidos e passou a defender a soberania nacional na 
questão do petróleo, através de artigos para jornais, palestras e publicações de 
livros, como “O escândalo do petróleo” e “O poço do Visconde”. 
Em 1934 a Constituição em seu artigo 118 desvinculou a propriedade 
do solo e do subsolo. A União passou a legislar sobre as riquezas do subsolo e 
sua exploração, criando-se o Código de Minas. 
 Em 1938 foi promulgada a Lei no. 366, pela qual toda a atividade 
petrolífera passou a ser privativa de brasileiros. Quando esta segunda fase 
começou, a atividade de exploração estava mais organizada, mas ainda 
faltavam recursos financeiros, exigindo a criação de uma agência ou 
departamento exclusivamente para melhorar os esforços exploratórios do 
petróleo. Em abril de 1939, em meio à abertura de novos poços no Recôncavo 
Baiano, o presidente da República, Getúlio Vargas, criou o Conselho Nacional 
do Petróleo; as jazidas de petróleo passaram a constituir patrimônio nacional. 
O advento do CNP e a descoberta de petróleo em Lobato, em 22 de 
janeiro de 1939, no poço DNPM-163, a 210 metros de profundidade, 
assinalaram assim o início da segunda fase na luta pelo petróleo no Brasil. 
Logo após sua criação, o CNP ampliou suas pesquisas na Bahia. Em abril de 
1941 obteve sucesso num dos poços perfurados no Recôncavo, dando origem 
ao campo de Candeias, seu primeiro produtor. Entre 1941 e 1953 foram 
descobertos os campos de Candeias, Aratú, Dom João e Água Grande, os 
maiores campos terrestres descobertos no Recôncavo até hoje. Nesta fase, a 
exploração extendeu-se para as porções centro e norte da Bacia do Recôncavo, 
partindo dos entôrnos da baía de Todos os Santos. 
Os “exploracionistas” neste período usaram a geologia de superfície 
como principal ferramenta. No início, a pesquisa foi conduzida por amadores 
em volta de exsudações de óleo e gás. Com a criação de SGMB e do DNPM, 
alguns geólogos e engenheiros de minas entraram em cena e, ao final desta 
fase, geofísicos estavam detectando estruturas em subsuperfície, 
principalmente em torno de São Pedro (SP). Quando o CNP foi criado, a 
exploração começou a receber constante apoio sísmico e sondas de maior 
capacidade (até 2.500m). Também neste período foram perfurados 162 poços 
exploratórios rasos em terra, principalmente nas bacias do Recôncavo, Paraná, 
Amazonas e Sergipe-Alagoas. Em 1943, iniciaram-se também as atividades 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 27
de pesquisa de petróleo na Bacia Potiguar. O Conselho Nacional do Petróleo 
desenvolveu levantamentos geológicos e geofísicos sistemáticos na Bacia 
Potiguar, de 1945 a 1949 e entre 1951 e 1955. Com os resultados destes 
levantamentos, foramperfurados em 1956 os primeiros poços estratigráficos 
na Bacia Potiguar, que resultaram secos (sem óleo). 
“Não foram relatadas descobertas nesta primeira parte da história do 
petróleo no Brasil, além de relatos inconclusivos de óleo e gás, ocorrências 
subcomerciais de óleo e gás na região de São Pedro (Bacia do Paraná/SP), 
Riacho Doce (AL) e Bom Jardim/Itaituba (AM). Ao final deste período, havia 
aproximadamente 30 geólogos e geofísicos do petróleo trabalhando no Brasil 
e os resultados mais importantes eram os dez campos de óleo descobertos pelo 
CNP na Bacia do Recôncavo. As reservas brasileiras de petróleo totalizavam 
297,9 milhões de barris e a produção diária atingia 2.720 barris ao final de 
1953. Nesta época, as difíceis condições e a falta de infraestrutura prevaleciam 
no interior do Brasil, tornando o trabalho e os resultados obtidos pelos 
primeiros exploradores ainda mais valiosos” (Brandão e Guardado, 1998). 
Quando esta segunda fase começou, a atividade de exploração estava 
mais organizada, mas ainda faltavam recursos financeiros, exigindo a criação 
de uma agência ou departamento exclusivamente para melhorar os esforços 
exploratórios do petróleo. 
A descoberta dos primeiros campos no Recôncavo gerou, durante toda a 
década de 40 e os primeiros anos da década de 50, um grande debate sobre os 
rumos da indústria petrolífera do Brasil, sob as pressões de grandes grupos 
internacionais que procuravam participar das atividades de exploração e 
produção que eram reservadas aos brasileiros e da iniciativa privada nacional, 
que não via no Estado capacidade suficiente para gerir toda a atividade 
petrolífero no país. A primeira referência ao monopólio estatal do petróleo foi 
feita em 1941 pelo então presidente do CNP, general Horta Barbosa, em 
documento encaminhado ao presidente da república. O general foi afastado 
algum tempo depois, dando margem à insistência dos consórcios 
internacionais para ingressar na exploração e refino do petróleo no Brasil. 
Em 1946 instalou-se uma Assembléia Constituinte para elaborar a nova 
constituição do país, então governado pelo presidente Eurico Dutra. Os 
defensores do ingresso do capital estrangeiro mobilizaram-se e conseguiram 
revogar o dispositivo nacionalista de 1937. A constituição de 1946 permitiu 
então que “sociedades organizadas no país”, independentemente da origem do 
capital, atuassem no país. O CNP constituiu uma comissão para estudar a 
nova legislação do petróleo. Ao mesmo tempo, crescia a polêmica sobre a 
melhor política a ser adotada em relação ao petróleo, com a radicalização em 
dois sentidos: a defesa do monopólio estatal e a tese favorável à participação 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 28
da iniciativa privada. O debate em 1947 no Clube Militar, tendo de um lado o 
sub-chefe do Estado Maior do Exército, general Juarez Távora, que defendia, 
entre outros pontos, a ajuda da experiência e recursos estrangeiros na 
pesquisa, lavra e extração do petróleo pelo prazo de até 50 anos, resguardando 
como nacionais 50% de qualquer jazida prospectada e, do outro lado, o 
general Horta Barbosa, que defendia que a pesquisa, lavra e refinação 
constituem partes de um todo, cuja posse assegura poder econômico e poder 
político, não se podendo entregar a terceiros atividades que se confundem com 
a própria soberania nacional. Defendia que só o estado poderia explora-lo, em 
nome e no interesse do povo brasileiro. O Estatuto do Petróleo, emitido pela 
comissão encarregada do anteprojeto da legislação do petróleo, foi enviado ao 
Congresso pelo presidente Dutra, mas foi arquivado por falta de aprovação 
após longas discussões entre as duas correntes, pois permitia a participação de 
estrangeiros na prospecção e lavra. 
Getúlio Vargas reassumiu a presidência e enviou ao congresso em 1951, 
projeto de Lei que visava criar a sociedade por ações Petrobrás S.A. Sua 
proposta, todavia, não diferia muito do Estatuto do Petróleo e nela constavam 
a participação do capital privado e público e a forma de empresa de economia 
mista. Nesta altura, fortalecia-se a mobilização pública em torno da campanha 
O petróleo é nosso, aglutinando forças defendendo a tese nacionalista de 
exploração das jazidas pelo monopólio estatal. 
 O presidente Getúlio Vargas assinou em 3/10/1953 a Lei 2004, 
instituindo o monopólio estatal da pesquisa, refino e transporte do petróleo e 
seus derivados e criou a PETROBRÁS, com substitutivo do deputado Euzébio 
Rocha, então líder do governo na Câmara dos Deputados que estabelecia o 
monopólio da União sobre o petróleo. 
 
 2a. PARTE – MONOPÓLIO DA PETROBRÁS (1953 – 1997) 
 
 A PETROBRÁS iniciou suas atividades em 10 de maio de 1954, 
herdando do CNP os campos de petróleo do Recôncavo, o acervo da 
Comissão do Xisto Betuminoso, uma refinaria pronta e em operação 
(Mataripe, BA), uma em construção (Cubatão, SP), 22 navios petroleiros e 
uma produção de petróleo de 2.700 barris por dia, oriundos dos campos de 
Candeias, Dom João, Água Grande e Itaparica, que se encontravam em fase 
inicial de desenvolvimento. A companhia ficou responsável pelo 
abastecimento do mercado interno por petróleo e seus derivados, tanto de 
fontes nacionais quanto estrangeiras. Com o ainda crescente consumo de 
petróleo, a dependência externa do país piorava, a despeito do baixo preço do 
barril de petróleo. 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 29
 A nova companhia intensificou imediatamente as atividades 
exploratórias até então conduzidas pelo CNP e assumiu como tarefa prioritária 
a estruturação do Departamento de Exploração e Produção. Para isto, 
contratou geólogos estrangeiros, entre os quais o geólogo americano Walter 
Link, conhecido internacionalmente, que passou a ser o responsável pela área 
de pesquisa e pelo treinamento de profissionais brasileiros. 
 Após vários anos de trabalho, Link promoveu a reavaliação das bacias 
sedimentares do país, com a colaboração de geólogos estrangeiros e nacionais, 
predominando os primeiros até 1961. Esta avaliação, que causou muita 
polêmica, concluiu que as possibilidades de descobertas substanciais de 
petróleo no Brasil eram limitadas nas bacias cretáceas e remotas nas bacias 
paleozóicas. Naquele tempo, a tecnologia disponível para exploração no mar 
era ainda incipiente. A partir de 1960, técnicos brasileiros passaram a 
substituir os estrangeiros na gerência de atividades de exploração. Dentro 
deste quadro, a Petrobrás adotou como diretrizes principais, a formação e 
especialização de seu corpo técnico, de modo a atender às exigências de uma 
nascente indústria de petróleo. Paralelamente, procurou desenvolver as 
sondagens na Bahia – área comprovadamente produtora – e avaliar as demais 
bacias sedimentares brasileiras, praticamente desconhecidas até então. 
Em conseqüência, novas descobertas se sucederam, ao final da década 
de 50 e início da de 60, especialmente nas bacias do Recôncavo e Sergipe – 
Alagoas. O esforço empreendido, dentro dos conhecimentos da época, gerou 
o gradativo aumento das reservas, embora a níveis relativamente modestos: de 
172 milhões de barris em 1953, alcançaram 563 milhões de barris em fins de 
1960. Neste ano, a produção diária foi de 81.000 barris / dia. 
Data desta fase a intensificação dos trabalhos nas bacias sedimentares 
da Amazônia e Paraná, onde as pesquisas à procura do petróleo haviam-se 
iniciado antes mesmo da criação do CNP. Com a descoberta de petróleo em 
Nova Olinda (AM) em março de 1955, aumentaram os trabalhos geofísicos e 
de perfuração na região do Médio Amazonas. Diversas áreas foram 
selecionadas para perfurações pioneiras, estendendo-se as atividades até a 
Bacia do Acre, obtendo-se entretanto acumulações não comerciais. Após seis 
anos de intensa pesquisa, a avaliação dos resultados aconselhou a redução da 
atividade exploratória. A diminuição gradativa dos trabalhos culminou com a 
suspensão completa das perfurações na Bacia Amazônica por volta de 1967. 
Na Bacia do Paraná a investigação exploratóriaa cargo da Petrobrás 
iniciou-se em 1954, tendo sido executado o mapeamento geológico de toda a 
faixa de afloramento da bacia, levantados mais de 2.300 quilômetros de linhas 
sísmicas e perfurados cerca de 70 poços. Obtiveram-se, entretanto, fracos 
indícios de petróleo e gás. 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 30
Em 1956 perfurou-se o primeiro poço na Bacia Potiguar, no município 
de Grossos. 
Em 1963, o monopólio foi ampliado, passando a abranger igualmente as 
atividades de importação e exportação de petróleo e seus derivados. Neste ano 
foi descoberto o campo de Carmópolis (SE), que viria a tornar-se o maior 
campo terrestre brasileiro e o primeiro gigante, contradizendo parcialmente o 
relatório Link emitido dois anos antes. 
Ao final da década de 60 os resultados pouco promissores obtidos nas 
imensas bacias sedimentares paleozóicas (Paraná, Amazonas e Maranhão) 
determinaram um decréscimo temporário nas atividades exploratórias nestas 
áreas, nas quais fatores geológicos impediam respostas satisfatórias devido a 
incapacidade do método sísmico de fornecer resultados confiáveis, 
configurando um entrave tecnológico. 
Ao lado dos resultados negativos das prospecções nas bacias 
paleozóicas, o final da década de 60 trazia perspectivas pouco animadoras 
quanto à produção de petróleo, que não correspondia aos crescentes 
investimentos no setor. A produção interna provinha exclusivamente das 
áreas terrestres, em especial das bacias cretáceas do Recôncavo e de Sergipe / 
Alagoas, ambas de pequenas dimensões (21.500 km2) em comparação com as 
imensas bacias de Amazonas, Paraná e Maranhão, superiores a 1 milhão de 
km2 cada. Para agravar este quadro, a maior parte dos campos da Bahia e de 
Sergipe / Alagoas já ingressavam em avançado estágio exploratório, não 
comportando a expectativa de grandes descobertas. 
A exemplo do que ocorria em outros países, no final de 1967 a 
Petrobrás decidiu estender seu esforço exploratório à plataforma continental, 
sem descuidar, no entanto, da produção em campos terrestres. A princípio, a 
investida da Companhia nas bacias submersas desenvolveu-se em escala 
reduzida, já que a tecnologia disponível para operações submarinas era pouco 
aprimorada, mesmo a nível mundial. Era preciso também realizar um amplo 
trabalho de levantamentos gravimétricos e sísmicos ao longo da extensa faixa 
costeira brasileira, antes de selecionar áreas mais favoráveis à exploração. 
Em 1968 foi descoberto o primeiro campo petrolífero na plataforma 
continental brasileira, em Sergipe, descobrindo-se o campo de Guaricema, 
seguindo-se então diversas descobertas tanto no continente (Bacia do Espírito 
Santo, Bacia Potiguar, Bacia do Solimões e mais recentemente na Bacia do 
Paraná), quanto na plataforma continental (Potiguar, Campos, Foz do 
Amazonas, Ceará, Santos e Bahia). O primeiro poço na plataforma 
continental cearense teve sua perfuração concluída em 1971. 
No início da primeira fase do período do monopólio da Petrobrás (1953 
– 1968), todas as bacias terrestres conhecidas foram estudadas de alguma 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 31
forma, incluindo o Pantanal e as porções terrestres das bacias do sul da Bahia, 
Pelotas e Campos. Nesta fase, foram perfurados 1.120 poços terrestres e os 
dois primeiros poços exploratórios offshore, um no Espírito Santo e outro na 
plataforma continental da bacia de Sergipe – Alagoas. Ao final de 1968, 316 
geólogos e geofísicos do petróleo trabalhavam na Petrobrás. 
Os resultados dos investimentos (quase 6 bilhões de dólares) em 
exploração e em produção foram 58 descobertas de óleo e gás, incluindo a 
primeira na plataforma continental (Guaricema). Cerca de 56.559 km de 
linhas sísmicas terrestres foram adquiridas, assim como 48.148 km de dados 
gravimétricos e 35.194 km de dados magnetrométricos. No mar, foram 
obtidos 11.289 km de linhas sísmicas, além de 23.133 km lineares de 
gravimetria e 16.294 km de magnetometria. 
 Ao final de 1968, as reservas eram de 1,247 bilhões de barris de barris 
e a produção brasileira de petróleo atingia 163.884 barris por dia. 
A despeito disto, os resultados obtidos ainda reforçavam as conclusões 
do muito criticado “Relatório Link”, de que as bacias terrestres do território 
brasileiro não continham quantidades significativas de petróleo. A 
dependência estrangeira continuava; todavia, com a descoberta de Guaricema 
as esperanças da auto-suficiência foram renovadas e deslocadas para o mar. 
A segunda fase do monopólio da Petrobrás (1969 – 1974) caracterizou-
se pelas primeiras descobertas na parte emersa da Bacia do Espírito Santo, 
uma mudança decisiva em direção à exploração marítima, a Primeira Crise do 
Petróleo e a criação da BRASPETRO (o ramo internacional da PETROBRÁS) 
e, finalmente, pela primeira descoberta importante offshore na Bacia de 
Campos – o campo de Garoupa. Deu-se ênfase especial ao treinamento de 
técnicos brasileiros e à contratação sistemática de consultores estrangeiros 
para atualiza-los nos últimos métodos e tecnologias de exploração e 
desenvolvimento. 
A mudança para a plataforma continental baseou-se nas perspectivas da 
continuidade sob o mar das bacias terrestres costeiras e na expectativa de 
resultados semelhantes. Estimou-se que as reservas na plataforma continental 
seriam de 20 bilhões de barris. Os alvos seriam os grandes deltas da margem 
continental brasileira, como os localizados na foz dos rios Amazonas, São 
Francisco, Doce, Paraíba do Sul e Grande, que geraram grandes expectativas, 
principalmente sob a influência dos consultores americanos e por suas 
analogias com os deltas dos rios Niger e Mississippi. Naquela época, o delta 
do Niger, do outro lado do Atlântico, já tinha reservas de 20 bilhões de barris. 
Porém as analogias falharam e perfuraram-se poços secos na foz do 
Amazonas, no Espírito Santo e Santos. 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 32
A descoberta em 1969 do campo de São Mateus revelou o potencial da 
porção terrestre da Bacia do Espírito Santo, mas em 1972 os esforços 
exploratórios nas bacias terrestres foram drasticamente reduzidos. Os 
modestos resultados no mar e as reservas em declínio levaram a companhia a 
duas decisões: 1) Criação da Braspetro, numa tentativa de encontrar óleo no 
exterior e; 2) Direcionar os investimentos para o segmento downstream (isto é, 
refinarias, transporte, petroquímica e comércio). Em 1972, intensificaram-se 
os trabalhos exploratórios na Bacia Potiguar, especialmente no mar, que 
resultaram na descoberta do campo submarino de Ubarana em 1973, no litoral 
norte potiguar, cuja produção iniciou-se em 1976. 
 Em 1973, a Primeira Crise do Petróleo, com a drástica elevação dos 
preços do petróleo importado e a descoberta do campo de Ubarana, 
funcionaram como um enorme estímulo econômico para o retorno dos 
investimentos em campanhas exploratórias nas bacias submersas. Neste 
mesmo ano, Guaricema entrou em operação. 
No decênio 1973-1983, houve maior produção e aumentaram as boas 
perspectivas. Nas bacias terrestres, as bacias paleozóicas do Paraná e 
Amazonas foram revisitadas, devido aos avanços tecnológicos nos métodos de 
pesquisa. No final de 1974, a mais importante descoberta ocorreu no mar: o 
campo de Garoupa, na Bacia de Campos. Esta descoberta marca o início de 
novo ciclo no Brasil, renovando as expectativas frustradas da auto-suficiência. 
A 3a. fase do monopólio da Petrobrás (1975 a 1984) começou com a 
produção das bacias terrestres em declínio e a Bacia de Campos como a 
grande esperança. Esta fase foi caracterizada pela confirmação do potencial 
da Bacia de Campos, a Segunda Crise do Petróleo, a criação dos Contratos de 
Risco, a descoberta de óleo na porção terrestre da Bacia Potiguar e gás na área 
do Juruá (Bacia do Solimões), a meta de produção de 500.000 barris por dia e, 
o mais importante, a decisão de mover a exploração para as águas mais 
profundas. 
As importações de óleo a US $ 15,00 / barril pesaram muito na balança 
de pagamentos brasileira.A necessidade de aumentar a produção doméstica 
levou a um desafio ao departamento de engenharia de produção da Petrobrás: 
o sistema de produção antecipada. A pressão da balança de pagamentos e o 
elevado nível de recursos necessários às atividades de pesquisa, exploração e 
produção de petróleo levaram o governo brasileiro a autorizar em outubro de 
1975 a realização de contrato de serviço com cláusula de risco, através do 
qual companhias internacionais e brasileiras poderiam desenvolver aquelas 
atividades. Em fevereiro de 1976 a Petrobrás elaborou um modelo próprio de 
contrato, aproveitando a experiência de outras nações e adequando-o às 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 33
condições do país. Dez companhias internacionais e quatro nacionais, entre as 
quais a Petrobrás, assinaram os contratos com cláusula de risco. 
Em 1979, a Segunda Crise do Petróleo piorou a dependência do óleo 
estrangeiro. O treinamento de técnicos da Petrobrás continuou no Brasil e no 
exterior. Foi criada a Paulipetro, uma companhia do Estado de São Paulo, 
com a finalidade de executar a exploração do petróleo sob contrato de cláusula 
de risco. 
 O potencial da Bacia de Campos foi confirmado com novas descobertas 
e o desafio à Engenharia de produção foi respondido, com a realização dos 
sistemas de produção antecipada. A qualidade dos dados sísmicos melhorou 
consideravelmente e foram dadas soluções para produção em águas mais 
profundas. A Segunda Crise do Petróleo viabilizou economicamente os 
campos de óleo em águas profundas, assim como aos campos terrestres 
marginais. Os resultados foram investimentos maciços que redundaram em 
mais descobertas e no crescimento geométrico de reservas e produções. A 
porção nordeste da Bacia de Campos e a região da isóbata de 400 metros em 
águas profundas adicionaram importantes descobertas. 
Em 1975 foi descoberto na Bacia de Campos o campo de Namorado, o 
primeiro gigante da plataforma continental brasileira e em 1977 foi descoberto 
o campo de Xaréu, na plataforma continental do Ceará. 
 Na bacia do Solimões, foi comprovado em 1978 o primeiro dos 
campos de gás na região do rio Juruá. Novas áreas produtoras foram 
incorporadas na Bacia Potiguar, em Sergipe, Recôncavo e Espírito Santo. 
O campo de Mossoró foi descoberto em 1979, tornando-se a primeira 
acumulação econômica na porção terrestre da Bacia Potiguar e sua produção 
iniciou-se no início de 1980, quando também foi descoberto o campo de 
Fazenda Belém, no Ceará. Em maio do mesmo ano, começou a produção do 
campo de Curimã, na plataforma continental daquele estado, sendo o primeiro 
campo em produção. Em 1980 o Governo federal estabeleceu uma meta de 
produção de 500.000 barris diários de petróleo para ser atingida em 1985 e 
estabeleceu o Proálcool, um programa para substituir a gasolina automotiva, 
visando reduzir a dependência externa de combustíveis. 
Ainda em 1979, obteve-se o primeiro êxito dos contratos de risco foi a 
descoberta do campo de gás de Merluza, na Bacia de Santos, descoberto pela 
Pecten. 
A Bacia Potiguar terrestre tornou-se a segunda maior produtora de 
petróleo no Brasil, com a descoberta do trend Estreito / Guamaré. A Bacia do 
Recôncavo foi revitalizada com a descoberta do campo de Riacho da Barra. 
Em 1983, o Pólo de Guamaré começa a funcionar; em 1985, foi 
construída sua primeira unidade de processamento de gás. Também neste ano 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 34
entrou em operação o gasoduto Nordestão, ligando o pólo a Cabo, a sul de 
Recife e foi descoberto o campo de Serraria, o primeiro campo na seção rifte 
da bacia. 
1984 foi marcado pela descoberta do campo de Marimbá e pelo sucesso 
na meta de 500.000 barris / dia, atingida quase um ano antes do prazo. As 
primeiras aquisições de linhas sísmicas 3D também foram importantes nesta 
fase, melhorando a exploração marítima. Até então a Petrobrás havia 
perfurado 885 poços em terra e 750 poços marítimos. Adquiriu um total de 
85.969 km de linhas sísmicas 2D em terra e 282.503 km offshore, além de 
24.264 km de gravimetria e 79.798 km de magnetometria. As companhias sob 
contrato de risco perfuraram 51 poços terrestres e 64 marítimos durante esta 
fase, tendo adquirido 19.179 km de linhas sísmicas terrestres e 120.770 km no 
mar. 
A Petrobrás investiu US $ 18,5 bilhões em exploração e 24,2 bilhões de 
dólares em desenvolvimento da produção e as companhias sob contrato de 
risco investiram (nacionais e estrangeiras) US $ 1,6 bilhões de dólares. Em 
1984, havia 589 geólogos e geofísicos trabalhando na Petrobrás. Como 
resultados dos investimentos, foram descobertas 148 acumulações de óleo e 
gás,das quais 98 em terra (das quais as mais importantes foram as de Juruá / 
AM – Bacia do Solimões; Fazenda Belém / CE e Alto do Rodrigues / RN – 
Bacia Potiguar; Riacho da Barra / BA – Bacia do Recôncavo e Pilar / AL – 
Bacia de Sergipe / Alagoas) e 50 no mar (Namorado, Enchova, Carapeba, 
Marimbá e Albacora, na Bacia de Campos/ RJ). 
Ao final de 1984, as reservas brasileiras de petróleo totalizavam 4,29 
bilhões de barris e a produção atingia 488.400 barris por dia. 
Em 1985, navios com posicionamento dinâmico possibilitaram a 
perfuração em águas ainda mais profundas e após os primeiros poços, foram 
descobertos os campos gigantes em águas profundas de Albacora (400 a 1000 
metros de profundidade) e Marlim (700 a 1200 metros), na Bacia de Campos. 
Leques de águas profundas demonstraram conter as principais reservas de 
petróleo da Plataforma Continental Brasileira. 
A tecnologia computacional avançou na Petrobrás, reforçando-se a idéia 
do processamento doméstico de dados sísmicos, reforçada pela compra de 
novos supercomputadores, oferecendo novas possibilidades aos 
exploracionistas. 
A quarta fase do monopólio da Petrobrás (1985 – 1997) foi 
caracterizada por: 1) Confirmação do potencial de águas profundas da Bacia 
de Campos e a afirmação da sísmica 3D como uma das mais importantes 
ferramentas exploratórias; 2) a descoberta de óleo e condensado na região de 
Urucu, na Bacia do Solimões; 3) a mudança para águas ultra-profundas; 4) as 
Geologia do Petróleo – prcf 2004 35
descobertas do campo de Roncador (Bacia de Campos) e do campo de gás de 
Barra Bonita (Bacia do Paraná) e 5) a Nova Lei do Petróleo (No. 9478/97), que 
oficializou o fim do Monopólio Estatal do Petróleo exercido pela Petrobrás e 
6) obtenção da meta de 1.000.000 de barris de óleo / dia. 
Desde 1986, as tecnologias submarinas desenvolvidas e implantadas em 
águas profundas da Bacia de Campos deram dois prêmios da OTC – Offshore 
Technology Conference à Petrobrás, que bateu sucessivos recordes de 
produção e permitiu ao Brasil reduzir significativamente sua dependência do 
petróleo importado. Nos anos 1990, foram descobertos os campos gigantes de 
Roncador e Barracuda em águas profundas da Bacia de Campos. 
Confirmado o potencial da Bacia de Campos, foram feitas novas 
descobertas na região de águas profundas. A sísmica 3D confirmou seu uso 
como uma ferramenta muito importante, resultando em custos menores e na 
redução do tempo entre a descoberta e o desenvolvimento do campo. A 
Petrobrás estava preparada para desenvolver sistemas de produção em águas 
profundas. A aquisição terrestre de linhas sísmicas 3D tornou-se rotineira e 
importantes descobertas de óleo, gás e condensado na região de Urucu na 
Bacia do Solimões e reservatórios em carbonatos albianos na Bacia de Santos 
(campos de Tubarão, Coral e Estrela do Mar). A exploração na Bacia de 
Campos foi caracterizada por substancial aumento na aquisição sísmica 3D, 
usando navios com múltiplas fontes e canais. Este aumento na aquisição de 
dados 3D, combinado com a interpretação sísmica interativa, definiu melhor 
os limites dos campos e melhorou os estudos de reservatório. 
Os contratos de risco terminaram em 5 de outubro de 1988, só 
permanecendo os contratos que resultaram em descobertas comerciais. A 
aquisição sísmica 3D terrestre começou a mostrar resultados,