Ao longo de sua trajetória, o Boletim de Geociências da Petrobras beneficiou-se da valiosa colaboração de profissionais da Petrobras e da comunidade acadêmica, que atuaram como editores, revisores e autores. A todos que, de maneira direta ou indireta, contribuíram para a consolidação e excelência do BGP, registramos nossos mais sinceros agradecimentos. O atual corpo editorial é composto por geocientistas e engenheiros, detentores de sólida expertise nas diversas disciplinas das geociências do petróleo e áreas afins. Compõem este grupo profissionais da Petrobras atuantes nas áreas de geociências de exploração e produção (E&P), desenvolvimento de pesquisas (CENPES) e educação corporativa (Universidade Petrobras), além de docentes e pesquisadores provenientes de todas as regiões do Brasil, bem como de instituições internacionais.
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Errata: Identificação da Discordância Pré-Alagoas por meio de análises em tempo real de fluorescência e difração de raios-X em amostras de calha
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O futuro do Boletim de Geociências da Petrobras
É com grande orgulho e satisfação que anunciamos a retomada das atividades do Boletim de Geociências da Petrobras (BGP). Fundado em 1987, o periódico foi concebido como um canal para a divulgação de informações relacionadas às geociências do petróleo no Brasil, bem como ao seu desenvolvimento tecnológico, buscando promover a integração entre universidade e empresa e impulsionar o avanço das geociências nacionais (Silveira e Franke, 1987). Assim, nasceu o Boletim de Geociências da Petrobras, periódico técnico integrante do SINPETRO — Sistema de Informação e Documentação Técnica da Petrobras —, consolidando-se como instrumento de intercâmbio da produção intelectual da companhia e como canal de comunicação de suas realizações, dirigido tanto ao setor industrial quanto ao meio acadêmico (Silveira e Franke, 1987). Nesta nova etapa do Boletim de Geociências da Petrobras, propomo-nos a reafirmar e fortalecer o compromisso do periódico com sua missão original, ao mesmo tempo em que ampliamos seu escopo para consolidá-lo como uma revista científica de alcance internacional. Atualmente, o boletim faz parte do Portal de Publicações da Universidade Petrobras, que reúne programas institucionais voltados ao incentivo do compartilhamento de conhecimento por meio do acesso aberto. Nosso objetivo é oferecer à comunidade acadêmica e da indústria um espaço qualificado para o intercâmbio de ideias, debates e avanços nas geociências do petróleo e em áreas correlatas, promovendo a excelência científica e o diálogo interdisciplinar.
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Interpretação geológica de testes de formação em reservatórios de canais turbidíticos
O conhecimento sobre depósitos de canais turbidíticos evoluiu significativamente com o avanço dos dados sísmicos 3D e de estudos de afloramentos análogos. Apesar desses progressos tecnológicos e conceituais, a previsibilidade de produção desse tipo de reservatório ainda representa um desafio. Os diferentes padrões de empilhamento e a variabilidade do preenchimento sedimentar desses depósitos resultam em heterogeneidades internas complexas, frequentemente difíceis de caracterizar diante das limitações dos dados disponíveis. Este trabalho teve como objetivo avaliar o grau de comunicação hidráulica em diversos cenários de empilhamento e preenchimento sedimentar de complexos de canais turbidíticos, integrando parâmetros geológicos e de engenharia de reservatórios por meio da simulação de testes de formação com vazão constante durante duzentas horas. A análise das curvas de derivada de pressão log-log (derivada de Bourdet) permitiu diagnosticar regimes de fluxo radial e efeitos de rampa, discriminando particularidades do comportamento de pressão entre os cenários e quantificando incertezas. As curvas diagnósticas evidenciaram claramente a transição de complexos de canais dominados por migração lateral para aqueles com maior empilhamento vertical. Os diferentes cenários de barreiras de transmissibilidade apresentaram variações discretas na derivada de Bourdet, indicando que tais contrastes de fácies só exercem impacto significativo quando efetivamente compartimentam os canais. O aumento da permeabilidade ampliou o raio de investigação dos testes, facilitando a identificação precoce de barreiras. Os resultados apontam o padrão de empilhamento e a variação de permeabilidade como os principais controles sobre o comportamento hidráulico dos complexos de canais. Por fim, a introdução do conceito de grau de confinamento integrou a análise dinâmica à modelagem geológica, sugerindo que essa métrica, associada aos dados de poço e às informações sísmicas, pode contribuir para a definição de modelos conceituais nos setores próximos aos poços avaliados.
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Caracterização faciológica e petrológica das soleiras básicas da região de Picos-PI, porção leste da Bacia do Parnaíba
Dois grandes eventos magmáticos básicos, ocorridos durante o Mesozoico, são identificados na Bacia Parnaíba. O primeiro, ocorrido dentro dos limites Juro-Triássico, é correlato à Província Magmática do Atlântico Central (CAMP), sendo expresso pela Formação Mosquito. Este evento ocorre principalmente como fluxos de lava e intrusões de diques e soleiras na porção oeste da bacia. O segundo evento, correspondente ao Cretáceo, é representado pela Formação Sardinha, a qual é expressa principalmente por rochas intrusivas, como diques e soleiras na parte leste da Bacia Parnaíba, cuja origem magmática ainda permanece em discussão. Dessa forma, este presente trabalho objetivou abordar as rochas intrusivas na região de Picos-PI, na porção leste da Bacia Parnaíba. A pesquisa inclui a identificação e classificação faciológica, além da análise petrográfica detalhada das porções de base, núcleo e topo, somada à geoquímica de elementos maiores dessas rochas. Foram descritas soleiras de doleritos, classificados faciologicamente em colunares regulares com fraturas por resfriamento e doleritos maciços, que foram subdivididos em faneríticos e afaníticos. Nos doleritos faneríticos, observou-se texturas subofítica, intergranular e granofírica, enquanto nos afaníticos exibem texturas porfirítica, intrafascicular e intersertal, típicas de cristalização acelerada. Não obstante, através da análise geoquímica, classificamos essas rochas como básicas a intermediárias, metaluminosas, alto TiO2 e toleíticas. Portanto, os resultados indicam que os doleritos passaram por diferentes processos de cristalização durante seu emplacement, em que os doleritos afaníticos sofreram com rápidas taxas de resfriamento. Além disso, através da semelhança petrográfica e geoquímica entre os trabalhos anteriores e nossas amostras, assumimos que estas rochas fazem parte da Formação Sardinha.
Copyright (c) 2026 Felipe Mature Ribeiro da Silva, Carla Joana Santos Barreto, Sara Gomes da Costa, Jully Vivianne de Albuquerque Alves, Aline Macrina da Silva, Júlia Stefane da Silva Vieira https://creativecommons.org/licenses/by/4.0
Hidrogênio natural: convertendo o conhecimento exploratório de óleo e gás para a diversificação energética
O hidrogênio natural tem se destacado globalmente como um recurso natural promissor na transição energética. Diante das mudanças climáticas e da urgência em diversificar as fontes de energia para reduzir as emissões de gases poluentes, o hidrogênio surge como uma alternativa viável devido à sua alta densidade energética em massa. Este trabalho foca na prospecção do hidrogênio de origem natural e objetiva revisar os principais conceitos e fundamentos relacionados a esse emergente recurso, estabelecendo correlações com o sistema petrolífero, no intuito de promover a transferência de conhecimento entre os dois sistemas. Além disso, propõem-se um fluxo de trabalho para a investigação do hidrogênio natural. Visa, ainda, disseminar conhecimento sobre o tema e contribuir para o avanço da compreensão desse recurso no país. A prospecção de hidrogênio se inicia com a interpretação de dados geoquímicos de superfície, dados sísmicos, de multifísica e de gama espectrometria existentes, e reconhecimento de depressões subcirculares, quando aplicável, a fim de selecionar os alvos a serem avaliados in loco. No campo, devem ser realizadas medições estáticas e dinâmicas das exsudações de hidrogênio. A identificação do sistema de hidrogênio ativo compreende o estudo dos mesmos elementos do sistema petrolífero, como geração, que é definida através da análise de dados e mapas geológicos, a fim de rastrear rochas e processos associados à geração de hidrogênio; migração, que visa compreender as rotas preferenciais percorridas pelo gás, caracterizadas pela interpretação do arcabouço estrutural, com especial atenção às falhas profundas; reservatório, que deve apresentar boas propriedades permo-porosas, com caracterização baseada em amostras de campo ou análogos; e a trapa, com reconhecimento sísmico da geometria e camadas selantes. Em suma, a aplicação de conhecimentos advindos da exploração de hidrocarbonetos pode facilitar o avanço nas técnicas de prospecção do hidrogênio, contribuindo para a elaboração de modelos mais precisos e específicos para este potencial recurso.
Copyright (c) 2026 Marielli Wesz Vogado, Alexandre de Andrade Ferreira, Fabrício da Silva Ogorodnik, Erica Tavares de Morais, Fernando Jorge Pedrosa Maia Junior https://creativecommons.org/licenses/by/4.0
A espécie Apectodinium homomorphum (Dinophyceae, Wetzelielloideae) no contexto biocronoestratigráfico da seção marinha paleógena no Atlântico Sul (Brasil)
Ricas e diversificadas assembleias de cistos de dinoflagelados foram recuperadas durante estudos bioestratigráficos da seção paleógena perfurada por poços exploratórios nas bacias de Pelotas e Sergipe-Alagoas, incluindo, particularmente, espécimes de Apectodinium homomorphum. Esta pesquisa conduziu a uma nova interpretação da distribuição estratigráfica de A. homomorphum, abrangendo do Thanetiano ao Ypresiano, divergindo de estudos anteriores que a restringiam ao Paleoceno. Esta descoberta implica em revisões nos limites das biozonas epônimas de arcabouços palinoestratigráficos preparados com base em miósporos e cistos de dinoflagelados na margem continental brasileira. Nas seções analisadas, a abundância relativa de A. homomorphum é significativa, variando de 30 a 70% em depósitos paleocenos na Formação Calumbi, enquanto na Formação Imbé apresenta percentuais entre 7 e 36% nas rochas do Eoceno inferior. Esses bioeventos de A. homomorphum, documentados em ambas as bacias, refletem eventos de aquecimento térmico que ocorreram entre o Paleoceno e o Eoceno em regiões tropicais e subtropicais do Hemisfério Sul.
Copyright (c) 2025 Eduardo Premaor, Elizabete Pedrão Ferreira, Paulo Alves de Souza, Mitsuru Arai https://creativecommons.org/licenses/by/4.0
Arquitetura sedimentar e evolução de um sistema de cordões litorâneos bioclásticos em Hamelin Pool, Shark Bay
Em Shark Bay, nas bacias hipersalinas de Hamelin Pool e L’Haridon Bight, ocorre um singular sistema holocênico de cordões litorâneos bioclásticos. Objetivando delinear um modelo deposicional e evolutivo para os cordões litorâneos nas margens leste e oeste de Hamelin Pool, foram utilizados perfis de GPR, imagens aéreas, cronologia de radiocarbono e dados sedimentológicos. O início do sistema ocorreu há cerca de 5000 anos 14C, facilitado pela abundância de conchas e condições de rebaixamento do nível do mar, com episódios de aumento do nível de água induzidos por tempestades. Os principais elementos arquiteturais observados nas seções de GPR são refletores inclinados progradantes em direção ao mar, que resultam de processos de swash-backwash na face da praia durante episódios de elevação do nível da água. Outra característica importante são depósitos diacrônicos gerados por eventos de tempestades e processos eólicos. No final do Holoceno, mudanças ambientais marcantes em Hamelin Pool são sugeridas por uma série de indicadores, como a alteração no estilo deposicional dos cordões, em geral mais baixos, e a ocorrência de um importante período erosivo após 1450 anos 14C na margem oeste. Embora as idades obtidas para os conjuntos de cordões mapeados nas margens leste e oeste de Hamelin Pool sejam semelhantes, elas exibem diferenças na arquitetura sedimentar e na morfologia costeira como resultado de diferentes graus de vulnerabilidade a tempestades e, secundariamente, a diferentes processos de ressedimentação relacionados à ação de correntes de maré, de ondas e de correntes paralelas à costa, que podem ter energia suficiente para o transporte de sedimentos no ambiente costeiro em condições de tempo bom. Propõe-se um modelo deposicional onde washovers e storm-surge ridges são depositados por episódios de overwash no pico de grandes tempestades, enquanto a construção de bermas ocorre durante a fase de waning por meio de processos de swash, backwash, transbordamento e pequenas ocorrências de overwashing.
Copyright (c) 2025 Rodrigo Silva, Lindsay Collins, Elmar Strobach, Roman Pevzner https://creativecommons.org/licenses/by/4.0
Identificação da Discordância Pré-Alagoas por meio de análises em tempo real de fluorescência e difração de raios-X em amostras de calha
A perfuração de poços de petróleo demanda interpretações e tomadas de decisões em curtos espaços de tempo. O sucesso dessas decisões é decorrente da correta utilização de ferramentas convencionais como parâmetros de perfuração, análises de gases e perfis de poços, além das descrições de amostras de calha. Entretanto, em algumas situações, é necessária a utilização de ferramentas adicionais, como a fluorescência (XRF) e a difratometria de raios-X (XRD). O uso das técnicas de XRF e XRD em sonda, durante a perfuração de poços no Pré-Sal, é essencial para a identificação de rochas ígneas. Além disso, essas técnicas têm se mostrado valiosas na obtenção de informações estratigráficas adicionais sobre os intervalos perfurados. Com base em topos estratigráficos definidos por outros métodos, as análises de XRF em amostras de calha indicaram um aumento nos teores de Fe, Al e Mg nas zonas argilosas da Formação Barra Velha, e de Fe, Al e K nas zonas argilosas da Formação Itapema. A aplicação conjunta de XRD promoveu o controle mineralógico da litogeoquímica obtida. Em poços com baixa contaminação por baritina e com pouca dolomitização ou silicificação, é possível identificar variações na razão entre Ca e Sr a partir da discordância Pré-Alagoas, que delimita o contato entre as formações Itapema e Barra Velha. Nos carbonatos da Formação Barra Velha, observa-se uma substituição mais acentuada de Ca por Sr na calcita, sugerindo que os ambientes deposicionais dessa formação apresentavam maior salinidade em comparação à Formação Itapema. Atenção ao leitor: Este artigo possui uma errata. Clique aqui para acessar: https://bgp.petrobras.com.br/bgp/article/view/659.
Filipe Vidal Cunha Santa Rosa Soares De Oliveira
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Evolução sedimentar da Formação Alagamar na porção sudeste da Bacia Potiguar, Brasil, com base em perfis espectrais de raios gama
A Formação Alagamar desempenha um importante papel nos sistemas petrolíferos da Bacia Potiguar, pois pode ocorrer como reservatório, geradora e/ou selo. Apesar dessa importância, a maioria dos estudos se concentra em seu registro bioestratigráfico, havendo pouca discussão sobre seu papel na produção de hidrocarbonetos. Este estudo investiga a evolução sedimentar da Formação Alagamar na porção sudeste da bacia, por meio de correlações detalhadas de perfis de poço e identificação de estágios de leques aluviais. Utilizando perfis de gama espectral (SGR), foi identificada uma sequência estratigráfica composta por cinco estágios, cada um definido por características litológicas e geoquímicas distintas. Os estágios inferiores (1–3) apresentam feições típicas de ambientes continentais, moldadas por variações no suprimento sedimentar e na atividade tectônica, com um padrão Th/K decrescente para o topo. Altas razões Th/U indicam condições oxidantes, enquanto variações nas concentrações de Th refletem a influência tectônica na sedimentação, já que o Th está associado a fontes detríticas e proximais. Os estágios 4 e 5 marcam uma transição para condições marinhas, evidenciada por menores razões Th/U e pela presença de depósitos marinhos delgados em ambientes mais redutores, acompanhados por um aumento no teor de folhelho. Essas mudanças indicam uma transição de ambientes deposicionais continentais para marinhos. O modelo evolutivo proposto oferece uma estrutura abrangente para interpretar o desenvolvimento sedimentar da Formação Alagamar, enfatizando a interação entre tectonismo, suprimento sedimentar e mudanças ambientais. O contraste entre os estágios destaca a heterogeneidade dos ambientes deposicionais na área de estudo e reforça o valor da integração de dados geológicos, geoquímicos e tectônicos. Além disso, esses proxies possibilitaram o estabelecimento de um zoneamento da formação, fornecendo suporte relevante para as atividades de exploração e produção de hidrocarbonetos na região.
proxies paleodeposicionais e paleoambientais
Filipe Vidal Cunha Santa Rosa Soares Oliveira
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Perfil-tipo e marcos estratigráficos da Bacia de Campos
O presente trabalho foi concebido no final da década de 1990 e corresponde, basicamente, a um perfil-tipo para a porção central da Bacia de Campos. Na elaboração desse trabalho procurou-se representar a sucessão sedimentar mais íntegra e completa possível para essa região da bacia. A confecção desse perfil-tipo teve como principal objetivo servir como referência para auxiliar nas correlações estratigráficas de alta resolução entre poços. Para sua construção, foram utilizados os intervalos mais representativos de alguns poços, visando obter uma sucessão sedimentar abrangente nas regiões dos grandes campos de Complexo de Marlim, Caratinga, Barracuda, Albacora e Albacora Leste. A seleção dos intervalos foi realizada após a execução de correlações estratigráficas de alta resolução em perfis de cerca de 850 poços perfurados na Bacia de Campos. Essa análise possibilitou a identificação das principais superfícies de descontinuidade estratigráficas (limites de sequências), suas conformidades correlativas e dos marcos estratigráficos deposicionais. Os intervalos escolhidos apresentam a maior continuidade deposicional, garantindo que os poços selecionados para elaboração desse perfil-tipo estivessem localizados em regiões com menor incidência de erosão e/ou não deposição. Para a construção desse perfil-tipo, foram utilizados os perfis de raios gama (GR), resistividade (ILD) e sônico (DT). Os marcos estratigráficos, reconhecidos em perfis de poços e integrados com dados sísmicos, de testemunhos e bioestratigrafia, permitiram estabelecer o arcabouço estratigráfico de alta resolução da área estudada. Superfícies de descontinuidade estratigráfica de natureza erosiva e suas continuidades correlativas contribuíram para aumentar o grau de detalhamento do arcabouço cronoestratigráfico informal fornecido pelos marcos estratigráfico-deposicionais. Em consequência, tais superfícies e marcos constituem os elementos físicos fundamentais desta subdivisão estratigráfica de alta resolução. O arcabouço obtido, dado por uma densa malha de padrões de perfis, representa uma subdivisão cronoestratigráfica informal da bacia.
Copyright (c) 2025 Pierre Muzzi Magalhães, Ary Gustavo Candido, Francisco Lima Martins, Jobel Pinheiro Moreira Lourenço, Ricardo Jorge Jahnert, Rogério Soares Cunha https://creativecommons.org/licenses/by/4.0
Lineamentos topográficos em modelos digitais de elevação: uma comparação entre extração manual e computacional usando redes neurais convolucionais com arquitetura U-Net
Lineamentos topográficos presentes em modelos digitais de elevação (MDE) oferecem boas indicações sobre estruturas e litotipos. Para extrair informação útil desses dados a interpretação é uma etapa crucial, tradicionalmente feita manualmente por um geocientista, em um processo repetitivo, demorado e sem dúvida subjetivo. Recentemente, técnicas de aprendizado de máquina têm sido empregadas para reconhecer padrões e extrair lineamentos de MDEs de maneira semi-automática. Esta técnica tem mostrado potencial de reduzir drasticamente o tempo necessário para a obtenção de lineamentos e reduzir a subjetividade da interpretação em dados adquiridos por sensores remotos. Neste trabalho assumimos a tarefa de extrair lineamentos de dados SRTM (Shutle Radar Topography Mission) na região central da Faixa de dobramentos Ribeira, SE do Brasil, um orógeno Neoproterozóico-cambriano profundamente erodido. Analisamos como a interpretação humana variou ao longo de cinco rodadas de interpretação de lineamentos na mesma área e comparamos os resultados com extrações de lineamentos feitas por uma Rede Neural Convolucional Profunda (RNCP) com arquitetura U-Net treinada para classificar imagens a nível de pixel como lineamento ou não-lineamento. Os resultados mostram que os critérios para extração manual de lineamentos variaram substancialmente ao longo das diferentes rodadas de interpretação. Lineamentos se tornaram menos numerosos e a repetibilidade aumentou em direção às últimas versões. Os hiperparâmetros da RNCP foram definidos em uma série de testes por tentativa e erro, mas entregaram resultados que mimetizam aqueles obtidos manualmente. RNCPs são uma poderosa ferramenta de análise e processamento de dados, mas requerem tempo para construir, anotar, parametrizar, treinar e testar. Neste sentido, se justifica utilizá-las em grandes conjuntos de dados quando não é viável a interpretação manual. Do contrário, é mais prático que um humano desenhe os lineamentos à mão com duas ou mais versões de interpretação para reduzir a subjetividade.
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Estratigrafia sísmica e contexto bioestratigráfico das progradações de coquinas no Campo de Mero e seu impacto na paleocirculação do proto-oceano Atlântico Sul
A fase exploratória experimentada entre os anos de 2013 até 2018, no então bloco de Libra, contou com a perfuração de poços de delimitação e constantes reprocessamentos sísmicos. Mediante à dificuldade de previsão de ocorrência das coquinas da Formação Itapema, à medida que poços eram perfurados na estrutura e os novos reprocessamentos resultavam na melhoria contínua da imagem do reservatório, a estratigrafia sísmica do Campo de Mero foi refinada. Os depósitos de coquinas foram mapeados de maneira a permitir a separação em dois grandes sistemas de clinoformas, com características sísmicas particulares. Utilizando os dados bioestratigráficos, adquiridos nos poços exploratórios perfurados, verificou-se a correlação entre as biozonas encontradas e as geometrias sísmicas previamente mapeadas. Esta correlação, associada aos resultados dos poços, validou o método de mapeamento adotado. A análise do intervalo mostrou a existência de diferentes arranjos estratigráficos dos depósitos de coquinas ao longo da estrutura noroeste de Mero. As geometrias dos depósitos e sua associação bioestratigráfica sugerem a presença de coquinas mais antigas (NRT-009.3, NRT-009.1 e NRT-008.1) nas porções estruturais altas situadas a sul do setor NW de Mero, enquanto coquinas mais novas (OS-1020) estão localizadas na porção central do setor NW de Mero. A verificação desta associação liga, intimamente, os depósitos de coquinas e as mudanças paleoambientais que se sucederam durante o processo de rifte que culminou na abertura do Oceano Atlântico Sul. As direções das clinoformas observadas sugerem uma mudança na ação de correntes superficiais e de fundo ainda durante o Jiquiá, podendo também representar reflexos da variação do nível de base do sistema, ou ambos os processos conjugados. O mapeamento foi também importante na separação dos horizontes internos observados na Formação Itapema. Desta maneira, o estudo contribuiu para o entendimento da evolução dos diferentes cenários ambientais que resultaram, localmente, em um empilhamento superior a 500 metros de depósitos de conchostráceos, dispostos em um arranjo estratigráfico singular na natureza.
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Produção de calor radiogênico e espessura litosférica da margem rifteada entre o sul da Bahia e o sul de Pernambuco, Brasil oriental
Uma metodologia prática para a definição dos parâmetros litosféricos que condicionam a evolução tectono-termal durante as fases sin-rifte e pós-rifte foi aplicada à Margem Rifteada do Nordeste Oriental Brasileiro (MRNOB). Esses parâmetros são dados de entradas de modelagens de bacias, tanto em abordagem tectonofísica, quanto em modelagens de sistemas petrolíferos. A MRNOB se desenvolveu sobre dois domínios tectônicos do Cráton São Francisco (CSF), ao sul, e dois domínios da Província Borborema (PBR), ao norte. A espessura média da litosfera continental de cada domínio tectônico foi calculada por ajuste isostático ao geoide mantélico. A espessura litosférica é controlada pela sua curva de temperatura em profundidade, a geoterma, calculada analítica-mente, cujos parâmetros são a elevação, a espessura crustal, a den-sidade crustal e a Produção do Calor Radiogênico (PCR). Foi considerado um modelo tripartite para distribuição da PCR: crosta superior radio-gênica de 10 km, crosta remanescente com PCR reduzida e manto litosférico não radiogênico. Espessuras e densidades crustais médias de cada domínio foram obtidas por inversão gravimétrica da Moho. As elevações médias de cada domínio tectônico foram calculadas com celas exportadas de malha global de topografia e batimetria. Levantamento de campo no embasamento da margem estudada com 2554 amostras suportou a determinação da PCR média de cada domínio. O Bloco Itabuna-Curaçá (BIC) do CSF se destacou como o domínio com a PCR mais baixa, média de 0,80 W.m-3; enquanto o Terreno Pernambuco-Alagoas da PBR destaca-se como domínio com PCR mais elevada, média de 2,40 W.m-3. Espessuras crustais de 37 e 39 km foram obtidas para os dois domínios tectônicos do CSF com densidade crustal de 2835 kg m-3, enquanto espessura crustal de 36 km foi obtida para os dois domínios da PBR com densidade crustal de 2820 kg m-3. A elevação média varia de 67 m no Ramo Costeiro do Cinturão Oriental a 274 m no BIC. Para os dois domínios tectônicos do CSF, foram obtidas espessuras litosféricas de 134 e 135 km, enquanto para os dois domínios da PBR, foram obtidas espessuras litosféricas de 127 e 129 km.
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Índice remissivo das unidades estratigráficas
A porção brasileira da Bacia de Pelotas estende ­se por 21 O 000 km2 até a lâmina d'água de 2 000 m, com cerca de 40 000 km2 emersos, entre os paralelos 28 e 34 sul. Seu limite norte, com a Bacia de Santos, está posicionado no Alto de Florianópolis, enquanto que o !imite sul é marcado pela fronteira com o Uruguai. O conhecimento geológico da Bacia de Pelotas advém essencialmente de cinco poços perfurados pela PETROBRÁS entre 1974 e 1985, em sua porção submersa, além de uma malha com 37 000 km de seções sísmicas de reflexão de excelente qualidade. Na parte emersa da bacia, a PETROBRÁS perfurou, entre 1958 e 1964, oito poços que amostraram apenas poucas centenas de metros de rochas sedimentares pós-oligocênicas.
A Bacia de Santos situa-se na costa sudeste brasileira, entre os paralelos 23 e 28 sul, e ocupa cerca de 275 000 km2 até a cota batimétrica de 2 000 m. Seu limite norte com a Bacia de Campos se dá pelo Alto de Cabo Frio, e o limite sul com a Bacia de Pelotas é na Plataforma de Florianópolis. As rochas sedimentares e ígneas depositadas nesta bacia não afloram, e o conhecimento de sua estratigrafia advém essencialmente da perturação de 78 poços e do registro de 200 000 km de linhas sísmicas, tanto pela PETROBRÁS como por companhias contratantes de risco. A litoestratigrafia da Bacia de Santos foi inicialmente definida por Ojeda e Cesero (1973), revisada por Ojeda e Silva (1974) e por Ojeda e Aranha (1980). Este trabalho visa a formalizar as unidades litoestratigráficas da bacia, beneficiando-se do grande volume de dados obtido nos últimos 13 anos (fig. 21 :1 ).
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A Bacia de Campos situa-se na costa norte do Estado do Rio de Janeiro e sul do Espírito Santo, entre os paralelos 21 e 23 sul. Seu limite norte com a Bacia do Espírito Santo ocorre no Alto de Vitória, e o limite sul com a Bacia de Santos é no Alto de Cabo Frio. Dentre as bacias costeiras brasileiras desprovidas de afloramentos, a Bacia de Campos é a geologicamente mais conhecida, graças à perfuração de 1 000 poços nos últimos 23 anos. As informações de subsuperfície são amplamente enriquecidas por uma extensa malha sísmica de 350 000 km e por levantamentos gravimétricos e magnetométricos.
As bacias do Espírito Santo e Mucuri abrangem quase 218 000 km2 , sendo 18 000 km2 emersos, na costa leste brasileira entre os paralelos 18 e 21 sul. Seu limite norte com a Bacia de Cumuruxatiba é no Alto de Alcobaça, e o limite sul com a Bacia de Campos se dá no Alto de Vitória. A perfuração de 1 048 poços (944 em terra) desde 1959 e a progressiva melhoria de qualidade das seções sísmicas (46 000 km no mar, 10 000 km em terra) permitiram uma caracterização bastante segura das unidades litoestratigráficas e um melhor conhecimento dos eventos tectono-sedimentares que lhes deram origem. As bacias do Espírito Santo e Mucuri foram individualizadas mais a partir de critérios geográficos (divisa Espírito Santo-Bahia) do que de critérios geológicos. As unidades litoestratigráficas têm continuidade e comportamento estrutural similar ao longo das duas bacias, e serão descritas em conjunto (fig. 19.1 ).
As bacias de Cumuruxatiba e Jequitinhonha es­tão posicionadas na parte sul-central da costa baiana, entre os paralelos 15 e 18 sul. O limite norte com a Bacia de Almada é no Alto de Olivença, ao passo que o limite sul com a Bacia de Mucuri se dá em uma área de embasamento raso deno­minada Alto de Alcobaça (Tagliari, 1988). O Banco Vulcânico de Royal Charlotte, e sua projeção em direção à costa, sepa­ram a Bacia de Cumuruxatiba da de Jequitinhonha. A Bacia de Cumuruxatiba possui quase 20 500 k.m2, sendo cerca de 7 000 km2 emersos e 13 500 k.m2 na parte submersa, até a lâmina d'água de 2 000 metros. Para sua interpretação, conta­se com uma malha sísmica com aproximadamente 24 000 k.m e 31 poços exploratórios perturados. As dimensões da Bacia de Jequitinhonha e o esforço exploratório exercido são da mesma ordem de grandeza. A Bacia de Jequitinhonha repou­sa sobre a borda sul do Cráton do São Francisco, enquanto que a Bacia de Cumuruxatiba está implantada sobre a Região de Dobramentos Araçuaí, um domínio geotectônico caracteri­zado por Inda e Barbosa (1978) como uma faixa marginal ao referido cráton. O embasamento é constituído por rochas graníticas e gnáissicas.
Estas bacias ocupam 107 000 km2 no trecho da costa leste brasileira entre os paralelos 11 e 15 sul. Nelas foram perfurados 76 poços (34 em terra) e registrados cerca de 65 000 km de seções sísmicas, quase que totalmente situadas na porção submersa. A Bacia de Jacuípe limita-se a norte pelo sistema de falhas Vaza Barris, com a Bacia de Sergipe, e a sul pela Falha de ltapoã, com a Bacia de Camamu (Wanderley e Graddi, 1993). A Falha da Barra limita esta última bacia com a Bacia do Recôncavo, e a Bacia de Almada está separada da Bacia de Jequitinhonha ao sul pelo Alto de Oli­vença. O preenchimento sedimentar destas bacias é muito semelhante a partir do Eocretáceo, razão pela qual será descrito conjuntamente.
As bacias do Recôncavo, Tucano e Jatobá estendem-se por mais de 30 000 km2 no nordeste da Bahia e sul de Pernambuco, ocupando grandes fossas tectônicas encravadas no Cráton do São Francisco (Almeida, 1967). A Bacia do Recôncavo foi intensamente explorada nos últimos cinqüenta anos, o que resultou na perfuração de mais de cinco mil poços e no registro de mais de 30 000 km de seções sísmicas de reflexão. Esta substancial quantidade de dados permitiu muitas interpretações de cunho estratigráfico, das quais a mais utilizada tem sido a de Viana et ai. (1971). Entretanto, dados obtidos nas últimas duas décadas conduziram ao aprimoramento do entendimento tectono­estratigráfico destas bacias, o que justifica os ajustes ora propostos (figs. 16.1, 16.2 e 16.3).
As bacias de Sergipe e Alagoas ocupam uma faixa alongada na costa leste brasileira, entre os paralelos 9 e 11 sul (fig. 1.1). Seu limite norte é o Alto de Maragogi, com a Bacia Pernambuco-Paraíba, e o limite sul com a Bacia de Jacuípe se dá no sistema de falhas Vaza Barris. A área emersa destas bacias soma 13000 km2, e a porção submersa alcança 20000 km2 até a cota batimétrica de 2000 m. Já foram per­furados 4035 poços na bacia (3617 em terra) e registrados 60000 km de seções sísmicas (26000 km em terra). As bacias de Sergipe e Alagoas foram individualizadas a partir de diferenças importantes em seu caráter estrutural e estratigráfico (Feijó e Vieira, 1990; Feijó, 1992). De um modo geral, o preenchimento sedimentar neopaleozóico e jurássico apresenta grande similaridade ao longo das duas bacias; a série neocomiana está bem mais desenvolvida na Bacia de Alagoas; e as séries gálica e senoniana e o sistema terciário adquirem importância muito maior na Bacia de Sergipe. O limite entre as duas bacias é considerado na proeminente feição positiva chamada de Alto de Jaboatã-Penedo.
Esta bacia ocupa em sua porção emersa uma faixa estreita de cerca de 9 000 km2 ao longo do litoral dos estados de Pernambuco e Paraíba, estendendo-se por 24 000 km2 pela plataforma continental. É a bacia sedimentar mais setentrional da costa leste brasileira, situando-se entre os paralelos 6 e 9 sul. Limita-se a norte pelo Alto de Touros com a Bacia Poti­guar, e a sul pelo Alto de Maragogi com a Bacia de Alagoas.
A Bacia Potiguar ocupa perto de 60 000 km2, sendo 40% emersos, no extremo leste da margem equatorial brasileira, entre os meridianos 35 e 38 oeste. Seu limlte noroeste é no Alto de Fortaleza, com a Bacia do Ceará, e o limite leste se dá no Alto de Touros, com a Bacia de Pernambuco-Paraíba. A atividade exploratória nesta bacia experimentou dois notáveis incrementas, na década de 1970 no mar e na década de 1980 em terra, em conseqüência da descoberta de volumes significativos de hidrocarbonetos. Até o presente, foram perfurados 4 000 poços na Bacia Potiguar (92% em terra), e registrados cerca de 115 000 km de seções sísmicas de reflexão (78% no mar). Da interpretação destes dados sur giu a definição da maioria d as unidades litoestratigráficas da bacia, já que a exposição em afloramentos só contempla as formações Açu, Jandaira, Tibau e Barreiras. O arcabouço estratigráfico adotado é uma atualização dos diagramas de Souza (1982) e Lima Neto (1989). Atualmente, as rochas sedimentares da bacia estão organizadas em três grupos: Areia Branca, Apodi e Agulha (fig. 13.1).
A Bacia do Ceará está localizada na plataforma continental da margem equatorial brasileira, ocupando aproximadamente 34 000 km2 entre os meridianos 38 e 42 oeste. Limita-se a sudeste pelo Alto de Fortaleza, da Bacia Potiguar, e a noroeste pelo Alto de Tutóia, da Bacia de Barreirinhas. Devido à presença de características tectônicas distintas e feições estruturais proeminentes, a Bacia do Ceará foi subdividida em quatro sub-bacias, de oeste para leste: Piauí­ Camocim, Acaraú, lcaraí e Mundaú. Nesta síntese, considerou­-se as sub-bacias de Acaraú e lcaraí em conjunto. A base de dados utilizada soma 203 poços e cerca de 63 000 km de seções sísmicas de reflexão.
Bacias de Bragança-Viseu, São Luís e Graben de Ilha Nova
Estas bacias situam-se no litoral nordeste do Estado do Pará e noroeste do Maranhão, entre os meridianos 43 e 47 oeste (fig. 1.1). Compõem um complexo de fossas tectônicas de direção noroeste a leste-oeste, desenvolvidas principalmente durante o Albo-aptiano. Estão encaixadas a norte pela Plataforma de Ilha de Santana, e a sul pela Faixa Móvel do Gurupi, Arco Ferrer e Plataforma de Sobradinho. A separação entre os segmentos da bacia é feita pelos altos de Guru pi e Curupu (Lima e Aranha, 1993). As unidades litoestratigráficas meso-cenozóicas das bacias de Bragança-Viseu e São Luís foram reconhecidas na primeira metade do século, face a seus afloramentos. A contribuição da PETROBRÁS ao conhecimento geológico desta região provém da perfuração de 25 poços entre 1957 e 1988 (fig. 11.1 ). Além disso, foram efetuados diversos levantamentos de gravimetria e aeromagnetometria, e registrados 8 700 km de seções sísmicas de reflexão. Os dados de subsuperfície permitiram a definição de uma uni­dade litoestratigráfica adicional, a Formação Bragança.
A Bacia de Barreirinhas situa-se na margem equatorial brasileira, entre os meridianos 44 e 42 oeste (fig. 1.1). Seu limite leste é no Alto de Tutóia, com a Bacia do Ceará, e prolonga-se para oeste na Bacia do Pará-Maranhão. O conhecimento geológico da seção meso-cenozóica da Bacia de Barreirinhas advém essencialmente de dados de subsuperfície, como 121 poços (97 em terra) e 46 000 km de seções sísmicas. As rochas sedimentares e ígneas pré­aptianas subjacentes ao flanco sudeste da bacia afloram na vizinha Bacia do Parnaíba, onde foram definidas. A Bacia de Barreirinhas tem sido objeto de poucos estudos geológicos no âmbito da PETROBRÁS, face ao insucesso do esforço exploratório empreendido nas décadas de 60 e 70 e final da de 80. Permanecem assim parcialmente em vigor os conceitos estratigráficos emitidos por Pamplona (1969), com as modificações propostas por Figueiredo et ai. (1982), a partir de dados obtidos na faixa submersa da bacia (fig. 10.1 ).
A Bacia do Pará-Maranhão situa-se na margem equatorial brasileira, alcançando 48 000 km2 entre os meridianos 47 e 44 oeste. Sendo inteiramente submersa, nesta bacia só se pode contar com dados de subsuperfície, que somam 29 poços e 45 500 km de seções sísmicas. Eles permitiram o reconhecimento de três grupos (fig. 9.1), que pela similaridade lijológica e estratigráfica recebem as mesmas de­nominações da vizinha Bacia de Barreirinhas, onde a coluna estratigráfica adotada é a definida por Pamplona (1969), com as modificações introduzidas por Figueiredo et ai. (1982). Cainelli et ai. (1986) sintetizaram o conteúdo de cada Grupo nos poços perfurados na Bacia do Pará-Maranhão, e Brandão (1990) procedeu a uma completa análise integrada com a vizinha Bacia da Foz do Amazonas.
A Bacia da Foz do Amazonas ocupa 268 000 km2 no extremo oeste da margem equatorial brasileira, entre os meridianos 51 e 47 oeste, e foi alvo de diversos trabalhos no âmbito da PETROBRÁS, buscando integrar e interpretar os resultados da perfuração de 61 poços e do registro de 63 000 km de seções sísmicas de reflexão. Os primeiros estudos conduziram ao arcabouço estratigráfico preliminar da bacia (Schaller, 1971 ), que em suas linhas mestras ainda vigora. Entretanto, a obtenção de dados posteriores à publicação deste trabalho possibilitou a definição de novas unidades es­tratigráficas, como explicitado a seguir (fig. 8.1).