Entenda a exploração de petróleo na Margem Equatorial brasileira

A descoberta de petróleo pela Petrobras no poço Morpho, confirmada em agosto de 2026, reforçou as expectativas sobre uma nova fronteira petrolífera no Brasil. Perfurado no bloco FZA-M-59, a 175 km da costa do Amapá, o poço está na Margem Equatorial – faixa marítima que acompanha o litoral brasileiro do Amapá ao Rio Grande do Norte e passa por outros países sul-americanos.

Simultaneamente, o poço também ocupa a Bacia da Foz do Amazonas, uma grande bacia sedimentar inserida na Margem Equatorial. A desembocadura do Rio Amazonas, no entanto, fica a 500 km de onde o petróleo foi encontrado.

Além da Foz do Amazonas, a Margem Equatorial reúne outras quatro bacias distribuídas ao longo das costas de Amapá, Pará, Maranhão, Piauí, Ceará e Rio Grande do Norte. A região recebeu esse nome por estar próxima à linha do Equador e reúne formações geológicas que podem armazenar grandes volumes de petróleo e gás natural.

A Petrobras encontrou indícios de petróleo no Morpho após atravessar 2.886 metros de lâmina d’água e perfurar até 7.081 metros de profundidade. Contudo, a descoberta ainda não significa a existência de uma reserva com viabilidade comercial. A estatal terá de delimitar o reservatório, estimar o volume recuperável e verificar se a produção seria economicamente viável.

O bloco foi arrematado originalmente na 11ª Rodada de Licitações da ANP, em 2013. O licenciamento ambiental começou no ano seguinte, e a Petrobras assumiu integralmente os direitos sobre a área em 2020. Depois de o Ibama (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis) negar a licença em 2023, a companhia recebeu autorização para perfurar o Morpho em outubro de 2025.

Em setembro de 2026, o Ibama autorizou a perfuração de outros três poços no bloco: Morpho Extension, destinado a delimitar a descoberta do Poço Morpho; Manga e Crotalus, voltados à investigação de outras estruturas geológicas.

A porção brasileira da Margem Equatorial é formada pelas bacias da Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará e Potiguar. As estimativas disponíveis indicam um potencial de 11 bilhões de barris na Foz do Amazonas e de 20 bilhões a 30 bilhões na bacia Pará-Maranhão. Somadas, as projeções das duas bacias chegam a 41 bilhões de barris.

O interesse brasileiro é estimulado pelas descobertas na Guiana e no Suriname. A Guiana tem recursos estimados em aproximadamente 11 bilhões de barris, enquanto as estimativas para o Suriname variam de 4 bilhões a 6 bilhões. Os dois países estão situados no mesmo grande contexto geológico da Margem Equatorial sul-americana.

A Margem Equatorial foi responsável por impulsionar a produção de petróleo na Guiana. A campanha do país começou em 2008 pela ExxonMobil. A primeira grande descoberta foi anunciada em 2015, e a produção comercial iniciou em dezembro de 2019, crescendo exponencialmente.

A produtividade guianense já se aproxima da produção total da Venezuela – embora o país detenha as maiores reservas provadas do mundo. Em 2025, correspondeu a 20% de todo o volume extraído no Brasil.

De acordo com o professor da UFMA (Universidade Federal do Maranhão) e ex-diretor da ANP (Agência Nacional do Petróleo e Biocombustíveis), Allan Kardec, a Margem Equatorial é um “novo pré-sal, mas sem sal”. O especialista explica que se trata de uma descoberta de grande impacto, que pode elevar muito a produção de petróleo brasileira, “mas sem a dificuldade tecnológica de uma grande camada de sal”.

Nos campos do pré-sal, especialmente nas bacias de Santos e Campos, os reservatórios ficam abaixo de uma camada de sal que pode alcançar cerca de 2.000 metros de espessura. No Morpho, apesar de a exploração também se dar no que o setor chama de “águas profundas”, essa barreira não existe.

Kardec explica, no entanto, que a barreira tecnológica para extrair petróleo offshore em lâminas de água espessas já foi superada pela Petrobras.

“A Petrobras revolucionou o planeta com esse negócio de exploração em águas profundas. Antes do pré-sal isso não existia”, disse.

Contudo, ainda há desafios. Distante da costa, o poço está sujeito a uma logística complexa. As operações dependem de integração com bases em terra, a centenas de quilômetros do poço.

A pressão pelo avanço da Margem Equatorial se dá em um contexto de queda nas reservas provadas de petróleo no Brasil, que diminuem de tamanho após atingir um pico em 2026. O ritmo atual de produção supera a descoberta de novas reservas. De acordo com projeções do Plano Decenal de Expansão de Energia da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), a redução será de 24% no volume até 2035.

A relação entre as reservas provadas e a produção anual cairá de 17 para 12 anos. A produção deve atingir o pico de 5,12 milhões de barris diários em 2032 e recuar nos anos seguintes. A EPE alerta que, sem novas descobertas, essa trajetória poderá dificultar a manutenção da autossuficiência brasileira da commodity no longo prazo.

Os volumes potenciais da Margem Equatorial ainda não integram as reservas comprovadas do país. Eles só poderão alterar a trajetória projetada quando houver descobertas delimitadas, declaração de comercialidade e projetos autorizados.

Allan Kardec afirma que a atuação da Petrobras reduz parte da incerteza enfrentada pelas demais empresas. “Eles esperam, por exemplo, que a Petrobras vá à frente”, afirmou. “Aí a Petrobras foi vitoriosa, então as outras entram.”

A lógica não se limita à descoberta de petróleo. Ao perfurar primeiro, a Petrobras produz informações sobre a geologia, testa a logística necessária para operar em águas profundas e estabelece procedimentos ambientais e de resposta a emergências. Os resultados ajudam outras companhias.