Analogias e potencial das bacias da Namíbia e América do Sul

Coautores: Lincoln R. Guardado, João Figueira, Kazumi Miura e Bruno Leonel

A história da exploração offshore em águas profundas (até 1.500 m de lâmina d’água) e ultra profundas (maior que 1.500 m) teve um grande impulso a partir de 1985, com a descoberta do campo de Marlin, na Bacia de Campos, e outras descobertas que se seguiram nessa província e na Bacia de Santos, entre outras no mundo.

Mais de 80% dos campos de petróleo descobertos a partir do ano 2000 estão situados em águas profundas ou ultra profundas, concentradas no chamado Triângulo de Ouro (Golfo do México, Oeste da África e Brasil-Guianas).

No Oeste da África, a atividade atual se concentra na Nigéria e em Angola, nas bacias do Delta do Niger e Bacia do Baixo Congo, respectivamente, algo na Guiné Equatorial, Gabão e Congo e, mais recentemente, Senegal e Namíbia. E na América do Sul, sobretudo nas bacias de Santos e Campos, com as descobertas dos supergigantes campos do pré-sal.

Na Costa Oeste africana, entretanto, há 15 bacias onde, entre 1995 e 2012, foram descobertos mais de 180 campos de óleo e gás. Difícil imaginar que não exista ainda muito óleo e gás a ser encontrado, mesmo porque algumas descobertas em águas profundas ainda são recentes, como no Senegal, na Namíbia e na África do Sul. Ainda há muito a ser feito, quer nas bacias maduras através da identificação de novos plays, quer nas bacias ainda em estágio preliminar de exploração.

Desde a década de 1970, as bacias marítimas da Namíbia receberam esforços exploratórios intermitentes. Várias campanhas perfuraram 19 poços exploratórios que resultaram secos e/ou com indícios de óleo e gás. Destaque para a descoberta da acumulação de gás de Kudu, na Bacia do Orange, pela Texaco (ora Chevron) em 1974, em reservatórios do Barremiano.

Até que, no início de 2022, descobertas importantes da Shell (poço Graff-1X) e TotalEnergies (poço Venus-1X), na Bacia do Orange, marcaram um notável ponto de inflexão no histórico exploratório da Namíbia. A costa oeste da África, não somente a Namíbia carecia de descobertas materiais, mas as bacias marítimas ao sul da prolífica Bacia do Baixo Congo, como Kwanza, Benguela e Namibe, em Angola, também ainda aguardam resultados dos seus potenciais exploratórios.

Geologia e formação da Bacia do Orange

A Bacia de Orange é parte de um sistema vulcânico, de margem passiva, localizada ao sul das cadeias vulcânicas Walvis ao longo da costa sul do Atlântico na Namíbia e na África do Sul. Essa bacia foi formada no período Jurássico Superior e Cretáceo Inferior (há 150 milhões de anos), quando a América do Sul e África começaram a se separar, resultando na ruptura do supercontinente Gondwana.

 A bacia pode ser dividida em duas sub-bacias separadas pelo alto do embasamento (COB – Continental Oceanic Boundary): a Sub-Bacia Interior, formada inicialmente e possivelmente no Neocomiano, e a Sub-Bacia Externa, com sequências espessas de lava basáltica, representando tipicamente a transição do rifteamento continental para a expansão do assoalho oceânico subaéreo.

Sob a superfície desse assoalho ocorrem geradores do Aptiano, sotopostos a sistemas turbidíticos do Aptiano (descoberta de Venus), e, na sequência vertical, ocorrem reservatórios turbidíticos do Campaniano-Santoniano (descoberta de Graff). Nas duas sub-bacias ocorrem as rochas geradoras do Cretáceo Superior (Cenomaniano -Turoniano), aparentemente imaturas.

O primeiro mapa neste artigo, extraído do Africa Geological Atlas (www.africageologicalatlas.com), mostra a posição relativa dos continentes africano e sul-americano ao tempo do Aptiano (118 milhões de anos atrás), indicando o contexto de golfo (que deu origem à marcante presença de sal) ao norte do eixo Rio Grande – Walvis Ridge, através do qual o mar ingressou do Sul para o Norte.

Ao sul do par Elevação do Rio Grande – Walvis Ridge destaca-se o contexto das bacias marítimas da África do Sul (Walvis, Lüderitz e Orange), que se correlacionam com as bacias da contraparte sul-americana: Pelotas Sul (Brasil), Punta del Este (Uruguai) e Salado/Colorado (Argentina).

Assim, a Namíbia se tornou, desde 2022, na Bacia de Orange, uma das grandes promessas para descobertas de óleo leve e de gás. Há estimativas de volumes descobertos e recuperáveis superiores a 10 bilhões de barris. As grandes descobertas estão sendo conduzidas pela TotalEnergies (Venus), Shell (Graff, Jonker), Galp Energia (Mopane) e Rhino Ressources/ Azule Energy /BP (Capricornnus, Volans).  As descobertas estão concentradas em águas profundas e ultra profundas, entre 1.200 e 3.000 m de profundidade.

Segundo o artigo “Deepwater Hydrocarbon Potential Orange Basin, South Africa: An Untested Oil Play”, de autoria de Dasgupta Soumen et alii, (Jaipur, 2015), a Bacia de Orange havia sido perfurada por 38 poços exploratórios até a lâmina d’água de 400 m, dos quais um resultou na descoberta dos campos de gás de Kudu, na Namíbia; e dois resultaram em descoberta de gás, Ibhubesi, e A-J-1, óleo em sedimentos do rifte. O artigo destacava o gerador do Aptiano como um dos motivadores para descoberta de óleo  

O sucesso exploratório em águas profundas do setor namibiano da Bacia de Orange levou à perfuração de 24 poços exploratórios, com índice de sucesso muito elevado, acima de 75%, para bacias ainda não totalmente conhecidas.  Perfurações em águas acima de 2.000 m encontraram reservatórios a mais de 3.000 m abaixo do leito marinho e as primeiras estimativas apontam para reservas contendo 35% de óleo leve, 40% de condensado e 30% de gás. A Bacia de Campos, usada como referência, tem 85% de óleo leve, 10% condensado e 5% de gás associado.

Bacia de Orange em águas da Namíbia e África do Sul (“Orange Basin of Africa – Progress, Problems and Prospects“,de Rasoul Sorkhabi (AAPG, setembro 2025).

O desenvolvimento dos campos em águas ultra profundas da Namíbia enfrenta notáveis desafios técnicos e econômicos, a começar pela falta de infraestrutura implantada. Há indicações já aferidas de que os reservatórios são de baixa permeabilidade, em função da presença de argilas, clorita e calcitas, porém, em contrapartida, há indicações da boa porosidade entre 25-40%, o que certamente motivará a superação dos desafios no desenvolvimento da produção. Assim, tem sido grande o interesse de diversas empresas, entre as quais a Petrobras.

Não há muitas informações sobre testes de formação nos poços perfurados nas descobertas em águas profundas da Bacia de Orange. O poço Capricornus-1X, operado pela Azule (JV ENI e BP), que penetrou 38 metros de net pay em arenitos do Cretáceo Inferior, revelou boas propriedades petrofísicas e não observou contato óleo-água. Durante o teste de produção, o poço fluiu 11.000 bopd de 37o API.

O óleo leve revelou gás associado com menos de 2% de CO₂ e sem H₂S. (artigo “Orange Basin Serves Up More Oil With Capricornus Success”, por Jennifer Pallanich, JPT, 25/04/2025).

Correspondência com a América do Sul

Enquanto as bacias da Namíbia estão limitadas ao norte pela dorsal Walvis (Walvis Ridge), a sua contraparte da América do Sul está limitada ao norte pela Elevação do Rio Grande. O par dorsal Walvis – Elevação do Rio Grande separam as bacias ao Sul das bacias que contêm sal do grande golfo do Aptiano, ao Norte.

As notáveis descobertas em águas profundas na Bacia de Orange motivaram a busca de analogias na sua contraparte sul-americana. A Bacia de Pelotas acordou de uma longa hibernação exploratória, a Bacia de Punta del Este, no Uruguai, voltou a despertar interesse após o insucesso do poço exploratório Raia-1, perfurado pela TotalEnergies em 2016, em 3.400 m de lâmina d’água, e a Bacia do Salado-Colorado, na Argentina, ainda avalia os resultados do poço seco Argerich-1, perfurado em 2024, em profundidade d’água de 1.527 m.

O segundo mapa deste artigo, publicado originalmente pela GeoExpro no artigo “Chasing Orange Basin success on the South American conjugate margin”, de autoria de Jonathan Leather – Nventures, em 15/05/2024, revela a posição das empresas empenhadas em ter sucesso na contraparte sul-americana das bacias da Namíbia.

A mesma publicação ensaiou uma correlação entre a Bacia de Orange e as bacias de Punta del Este e Sul de Pelotas. Convém lembrar que o Norte de Pelotas é uma continuação da Bacia de Santos, que é separada do Sul pelo Alto de Torres / Elevação do Rio Grande. A parte Sul de Pelotas tem contexto diferente do Norte e mostra a presença de cânions e canais que permitem estabelecer analogia com a Bacia de Orange.

A publicação “Correlation between homologous basins in the Southern Atlantic indicates great potential for the Southern Pelotas Basin in Brazil” (autores: Zalan, P.V, Etherington, R e Cvetovic, M., 2022, First Break, Vol 40) contém um ensaio muito interessante que correlaciona, através de dados sísmicos, o sul da bacia de Pelotas com o setor namibiano da Bacia de Orange, com ênfase ao gerador Aptiano e o play Venus/Venus fan, entre outros.

Cada bacia da contraparte sul-americana às bacias da Namíbia certamente encontrará analogias com prospectos e descobertas naquela região. Naturalmente, necessita-se mais conhecimento e avaliações para se tentar mapear os prospectos com maior potencial. Com o êxito exploratório na Namíbia, a experiência, a criatividade e a inspiração nas analogias poderão se converter em fator crítico de êxito nas bacias do sul da América do Sul, em áreas mais amigáveis para o futuro suprimento de hidrocarbonetos e a transição energética mundial.

Lincoln R. Guardado é geólogo, conselheiro e consultor na área de petróleo; João Figueira é geólogo e geofísico e trabalhou para a Petrobras na Venezuela; Kazumi Miura é engenheiro agrônomo e geólogo, atuou na Petrobras Internacional / Braspetro no Iraque, na PanAmerican Energy da Argentina e hoje é diretor do Oil Group; e Bruno Leonel é geólogo na Petroil