Uma descoberta de petróleo ao Sul da Bacia de Campos, anunciada ontem pela OGX, do empresário Eike Batista, poderá se configurar como uma nova província petrolífera, a exemplo do polo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, ou mesmo o Parque das Baleias, na costa capixaba da Bacia de Campos. Província é o jargão do setor para denominar uma região com vários reservatórios, um ao lado do outro. A produção e o escoamento costumam ser facilitadas por tal 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 que a companhia é a que está melhor posicionada nesta 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 este tipo de reservatório e "sugere que a estrutura se estende para cima, para outras partes do bloco". bloco bm-c-41. No mesmo poço em que encontrou este reservatório, no bloco BM-C-41, a OGX já havia localizado outras duas acumulações não contínuas em profundidades menores. Em apenas uma delas revelou a possibilidade de existirem cerca de 500 milhões de barris. Nesta 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 na área pré-sal daquele bloco. A OGX também 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 bastante positiva, mas há ainda "vários passos a serem percorridos 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. Porém, destacou que a porosidade tem que ser combinada com permeabilidade e outras condições favoráveis à exploração. "Podemos lembrar de Mexilhão (campo de gás na Bacia de Santos), que tinha uma porosidade elevada, mas seu potencial acabou não se confirmando".