Campo de Mero: caracterização dos reservatórios e desenvolvimento da produção

O Campo de Mero é uma importante área petrolífera na porção setentrional da Bacia de Santos. O histórico de sua definição começa ainda em 2010, quando a Petrobras, em colaboração com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), perfurou dois poços em águas ultra profundas, com o objetivo de avaliar o potencial do Pré-sal nesta fronteira exploratória. Um desses poços foi o 2-ANP-2A-RJS, que alcançou o lead Libra, a 180 km da costa do estado do Rio de Janeiro. À época foram constatados reservatórios carbonáticos, pertencentes às Formações Barra Velha e Itapema, com excelentes qualidades permoporosa e uma coluna de óleo de cerca de 300 m. A descoberta resultou na definição do Bloco Exploratório de Libra, pela ANP. O bloco foi, por conseguinte, adquirido em outubro de 2013, em um consórcio formado pela Petrobras (Operadora, com 40%), Shell Brasil (20%), TotalEnergies (20%), CNODC BRASIL PETRÓLEO E GÁS LTDA (10%) e CNOOC PETROLEUM BRASIL LTDA (10%), tendo a PPSA (Pré-Sal Petróleo S.A) como gestora do 1º Contrato de Partilha de Produção do Brasil. A partir de então, novos poços foram perfurados, com o objetivo de delimitar a extensão da área a ser produzida. O primeiro poço perfurado na área, após a assinatura do contrato, foi o W731, que confirmou a continuidade dos reservatórios identificados no poço 2-ANP-2A-RJS, na porção Noroeste (NW) da estrutura de Libra. No entanto, o segundo poço perfurado, o W735, localiza- do em seu compartimento central, identificou fluido e regime de pressão diferentes daqueles observados nos poços 2-ANP-2A-RJS e W731, configurando uma compartimentação importante na área e direcionando o Plano de Avaliação para a porção NW do bloco. Assim, seguiu-se a perfuração de mais poços para aquisição de dados de rocha e fluido, de testes de formação, campanhas de testes de longa duração (TLD), além de aquisição sísmica de alta resolução, visando a melhor delimitação da acumulação da estrutura NW. Tal esforço culminou, em 2017, com a declaração de comercialidade do Campo de Mero. Os dados revelados demostram que este campo apresenta aspectos bem particulares em relação as demais acumulações do Pré-sal das bacias de Santos e Campos. Dentre estes o arcabouço estrutural complexo, a ocorrência de rochas ígneas intercaladas aos reservatórios carbonáticos e a presença de hidrocarboneto com alto de teor de CO2. O investimento maciço em aquisição de dados e a expertise acumulada em dezenas de projetos já implantados de produção no Pré-sal permitiram a construção de um modelo de reservatório robusto para a definição da melhor estratégia de desenvolvimento da produção do campo. Esta é outra particularidade da área: o regime de Partilha de Produção, que demanda celeridade na implantação de projetos. Desse modo, foram planejados quatro sistemas de produção, com capacidade de 180 mil bopd e 12 milhões de m3/d de gás cada, e a reinjeção total de gás produzido. O primeiro sistema de produção do Campo de Mero, o Sistema de Produção Guanabara, teve o 1º óleo em início de 2022.