Estamos cada vez mais confiantes de que a OGX está na frente de uma nova e significativa província petrolífera na porção sul da Bacia de Campos e é a melhor posicionada nessa parte da bacia, comentou o analista do Credit Suisse, Emerson Leite.

A descoberta de petróleo ao sul da Bacia de Campos, anunciada ontem pela OGX, do empresário Eike Batista, poderá se configurar numa nova província petrolífera, a exemplo do polo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, ou do Parque das Baleias, na costa capixaba da Bacia de Campos. Província é o jargão para denominar uma região com vários reservatórios, um ao lado do outro.

A produção e o escoamento costumam ser facilitadas pela proximidade.

Estamos cada vez mais confiantes de que a OGX está na frente de uma nova e significativa província petrolífera na porção sul da Bacia de Campos e é a melhor posicionada nessa parte da bacia, comentou o analista do Credit Suisse, Emerson Leite. Em relatório divulgado ontem sobre o tema, ele lembrou que a descoberta, a cerca de 3 mil metros, está em um nível profundo para esse tipo de reservatório e sugere que a estrutura se estende para cima, para outras partes do bloco.

No mesmo poço em que encontrou o reservatório, no bloco BM-C-41, a OGX já havia localizado outras duas acumulações não contínuas em profundidades menores. Em apenas uma revelou a possibilidade de haver cerca de 500 milhões de barris. Nessa nova descoberta, o volume não foi revelado.

Concessionária com 100% da área, a OGX também pretende ainda alcançar nas próximas duas semanas a profundidade de 3.425 metros, ultrapassando a camada de sal em busca de um reservatório no pré-sal do bloco. A empresa já havia encontrado um reservatório entre 500 milhões a 1,5 bilhão de barris no bloco BM-C-43, ao lado na nova descoberta, no projeto de Vesúvio. Há ainda trabalhos com perspectivas de serem concluídos nos próximos dias, na perfuração de outro poço no BM-C-41.

De acordo com o geólogo Leonardo Borghi, da UFRJ, a descoberta é muito positiva, mas há ainda vários passos a serem dados antes de se comemorar. Há uma tendência otimista a estimular o investidor inicialmente, mas geologia não é matemática e todas as análises tem que ser mais cautelosas.

Ele lembrou, por exemplo, que o fato de ter sido apontada uma porosidade de 23% na área é um fator excelente, comparado à média de 10% a 12% dos campos em geral. Quanto mais porosa a rocha é, mais chance de o petróleo se acumular nestas fendas, comentou.

Mas ele destacou que a porosidade tem que ser combinada com permeabilidade e outras condições favoráveis à exploração.