Na última década, o mundo do petróleo viu um de seus métodos mais importantes na atividade de exploração – a sísmica de reflexão – ter uma evolução tecnológica incomparável: dos navios de aquisição, com até 16 cabos e processamento interativo a bordo, os softwares e as salas de visualização para interpretação em 3D, a sistemas integrados para avaliação de reservatórios e o 4D, fazem que uma seção sísmica hoje seja quase uma prospecção direta de hidrocarbonetos. “No jargão da indústria, a broca, que é a ponta da coluna de perfuração, era quem decidia uma descoberta de óleo ou o destino na avaliação de um campo, mas, atualmente, uma sísmica de boa resolução integrada a bons modelos geológicos e perfis elétricos, já quase jorra óleo ou indica gás nas telas dos monitores”, conta Marco Latgé, presidente do Departamento de Recursos Minerais, órgão ligado a Secretaria de Energia e Petróleo do Estado do Rio de Janeiro.
A tendência tem sido, cada vez mais, a integração na avaliação dos reservatórios. Desde o geólogo até o engenheiro de produção – incluindo aí o geofísico, o engenheiro de perfuração e de reservatório – vão trabalhar cada vez mais integrados. E as modelagens não são apenas técnicas, mas também de avaliação econômica do poço. “Todas as parametrizações vão avançando para a definição do modelo, sobre o qual será decidida sobre a execução do poço. O gerente, cada vez mais, vai sendo facilitado pela informática”, explica Latgé, que também foi presidente da Sociedade Brasileira de Geofísica.
Com uma quantidade maior de análises, o trabalho “braçal” sobre seções e mapas em papel passa a ser substituído por ambientes de trabalho que mais parecem simuladores de naves espaciais do que uma sala de trabalho, onde milhões de informações são trocadas na frente dos técnicos em segundos. Para se ter uma idéia, os dados referentes a uma sessão sísmica como a que descobriu o campo de Marlim, na Bacia de Campos, podem ser hoje trabalhados em até seis sessões sísmicas com processamentos diferentes. “Esse mesmo dado é transformado em várias outras informações, e com isso a equipe tem melhores ferramentas para decidir. No próprio campo as diferentes qualidades dos reservatórios e do óleo podem ser delimitados”.
Nesse período, com todos os avanços, a sísmica tem sido cada vez mais fundamental na decisão gerencial do poço. E esse é um tipo de tecnologia que avança a passos largos, principalmente devido à concorrência de grandes empresas internacionais. “Juntando a sísmica com a perfuração, você praticamente ‘anda’ dentro do reservatório, obtendo a melhor caracterização para aproveitar da melhor forma o campo e, assim, diminuir os custos”.

Perspectivas
Se o Brasil detém um bom número de informações sobre suas bacias offshore, o mesmo não pode ser dito das bacias localizadas em terra. O volume de dados, em certas ocasiões, não permitem um estudo suficiente para que as companhias petrolíferas decidam adquirir concessões em algumas áreas. Uma das causas reside justamente na lei do menor esforço: a tendência sempre é buscar o óleo mais fácil – que está localizado nas bacias marítimas.
Tome como exemplo as Três Rodadas do Leilão já realizadas pela Agência Nacional do Petróleo: a maioria das áreas ofertadas estava localizada nas Bacias de Campos, Santos e Espírito Santo. Já a partir da Quarta Rodada, a ANP vai oferecer oito áreas localizadas em novas fronteiras, que possuem menor nível de conhecimento geológico.
Até 1997, era função da Petrobras levantar a geologia de todo o território nacional. Com o advento da lei 9478 – que acabou com o monopólio estatal – esse papel foi transferido à ANP. Isso levou a Agência a pautar, ainda no primeiro semestre do ano passado, o Plano de Estudos das Bacias Sedimentares, do qual fazem parte 36 projetos de levantamento geológico – 13 prioritários.
“Aqueles projetos são atrativos, porque nas três rodadas anteriores já tivemos uma idéia do foco das companhias de petróleo. Os blocos oferecidos em terra não têm tido uma atração muito grande. Esse é o papel de abrir novas fronteiras exploratórias: quando a ANP vai oferecer uma nova área, por exemplo, é necessário contratar um estudo dessa área. E a Agência tem reservado recursos que vão ser dirigidos à pesquisa de geofísica e geologia”, comenta o presidente do DRM-RJ.
A partir das informações repassadas pela Petrobras e outras indústrias, a ANP montou um Banco de Dados de Exploração & Produção – BDEP, que reúne principalmente dados de poços e dados geofísicos. O BDEP conta com 20 sócios, entre empresas petroleiras e prestadoras de serviços.
De acordo com o diretor da ANP, Giovanni Toniatti, os levantamentos spec constituiriam uma alavanca poderosa para acelerar a aquisição de novos dados. “Por isso incentivamos o desenvolvimento, aceitando que parte dos dados spec fossem creditados no programa de exploração”.
O resultado foi visto no ano passado: aproximadamente 1/3 da frota mundial de navios de aquisição sísmica circulavam em águas brasileiras. “A quantidade de dados permitiram a ANP oferecer melhores blocos offshore nas rodadas 2 e 3, e mesmo para as próximas rodadas”, conta o diretor da ANP.
Uma outra vantagem que reside em abrir novas fronteiras exploratórias está na oxigenação dos estudos geológicos. Há um ano, cerca de 21 barcos especializados navegavam pela costa brasileira, hoje há apenas duas embarcações. Com novas áreas, as empresas podem redirecionar seus polígonos de pesquisa. “Entre as empresas de serviço que tinham vindo para o Brasil, poucas estão resistindo, porque não tem projeto”, explica Latgé.
Os artigos 8 e 50 da Lei 9478/97 criam um orçamento dedicado a estudos de bacia sedimentares. A fonte para este orçamento é a taxa de participação especial, que no ano passado foi de cerca de US$ 225 milhões. “Como patrocinador para essas atividades, a ANP está empenhando universidades e o Serviço Geológico do Brasil – CPRM para executar projetos relacionados a estes estudos. Embora o orçamento estivesse disponível em nosso caixa, devido a alguns entraves burocráticos e legais, só agora estão sendo assinados os primeiros contratos”, conta Toniatti.
Esses estudos serão de extrema importância principalmente para as bacias onshore, que desperta quase nenhum interesse da indústria.
Segundo Latgé, o Fundo Setorial CTPetro também impulsionou os geólogos e geofísicos brasileiros a orientarem suas pesquisas para essa indústria. “A CPRM é um braço do Governo que coordena os levantamentos geológicos básicos e de recursos minerais brasileiros. Essa articulação com a ANP deverá definir os novos estudos básicos de geofísica e geologia no Brasil. A CPRM é, hoje, a gerenciadora de um dos maiores banco de dados da indústria de petróleo mundial, onde estão as informações de todos levantamentos geofísicos e de geologia realizados nos últimos 60 anos no Brasil”.
Se não existem grandes empresas brasileiras nessa área, pelo menos os técnicos brasileiros estão classificados entre os melhores do mundo. “A maior parte das empresas que prestam esse serviço vieram, fizeram aquisição de dados, mas não montaram grandes centros de processamento no país, como era esperado no momento da abertura do setor. Essa é uma característica da indústria geofísica, porque não existe escala para ter uma empresa só nacional com tanto avanço tecnológico ocorrendo: isso minimiza custos e um navio sísmico pode, em um ano, levantar dados em mais de quatro países. Mas uma grande quantidade de geofísicos brasileiros estão fazendo aquisição de dados, acompanhando e planejando um levantamento, nos melhores navios do mundo”.
Outra área que também está up-to-date com a mais moderna tecnologia internacional é o processamento. Tanto que, só em Houston, há pelo menos 15 geofísicos brasileiros trabalhando nas quatro maiores empresas de serviço de geofísica. .