De fato, as descobertas globais de petróleo caíram drasticamente na última década. Segundo a Rystad Energy, o volume anual de descobertas convencionais atingiu uma média de mais de 20 bilhões de barris de óleo equivalente por ano no início da década de 2010, mas declinou para pouco mais de 8 bilhões de boe anualmente desde 2020, apesar das descobertas promissoras em áreas de fronteira na Guiana, Suriname e Namíbia. A Rystad observa ainda que a média cai para cerca de 5,5 bilhões de boe quando se consideram as descobertas entre 2023 e o final de 2024, evidenciando o quão modesto se tornou o sucesso da exploração, mesmo com o consumo global de petróleo permanecendo próximo a níveis recordes.

Em uma análise separada, a Rystad demonstrou que as descobertas convencionais recentes substituíram bem menos de um terço da produção anual de petróleo de forma sustentada, evidenciando uma lacuna crescente que precisa ser preenchida cada vez mais por meio de recursos não convencionais, recuperação aprimorada de campos maduros ou níveis mais elevados de investimento a longo prazo.

Os investimentos em exploração mineral foram drasticamente reduzidos após meados da década de 2010, caindo para cerca de US$ 50 bilhões a US$ 60 bilhões em 2025, uma queda significativa em relação ao pico de US$ 115 bilhões em 2013. Isso representa uma mera fração do orçamento anual de US$ 500 a 540 bilhões necessário para evitar a escassez de oferta e atender à demanda futura.

Segundo a Rystad, o declínio também pode ser atribuído a uma mudança estratégica, na qual o mapa global de exploração das empresas de E&P não é mais definido apenas pela extensão territorial, com as empresas empregando precisão estratégica. Tanto as empresas petrolíferas nacionais (NPCs) quanto as grandes petrolíferas estão cada vez mais focadas em bacias de alto impacto, incluindo a bacia de águas profundas do Suriname, a Bacia Orange da Namíbia e a bacia do pré-sal do Brasil, bem como em explorações em campos próximos com infraestrutura robusta, enquanto se desfazem de regiões maduras e de baixo retorno. Essas campanhas de exploração modernas priorizam conexões próximas e de menor custo, melhores dados de subsuperfície, infraestrutura existente e ferramentas digitais para gerenciar riscos e melhorar os retornos.

 Fonte: Rystad Energy

Essa concentração de descobertas em um punhado de países ou em pontos específicos – Namíbia, Guiana, Brasil e Suriname, entre outros – evidencia a localização geográfica cada vez mais restrita do sucesso na exploração e a propensão ao risco das empresas globais de E&P (Exploração e Produção). Os países em desenvolvimento veem isso como uma oportunidade para atrair investimentos estrangeiros por meio de condições fiscais favoráveis, visando gerar receita e construir segurança energética. Ao mesmo tempo, a avaliação contínua de áreas pouco exploradas, como águas ultraprofundas ou armadilhas estratigráficas inexploradas, oferece aos países produtores consolidados opções para crescimento a longo prazo e uma maneira de estancar o declínio da produção.

A descoberta do campo de Tupi (atual Lula) em 2006 pela Petrobrás e seus parceiros na Bacia de Santos, no Brasil, revolucionou a indústria petrolífera ao revelar reservas gigantescas no pré-sal. Localizado sob quase 2.000 metros de água e outros 2.000 metros de sal, essa descoberta gigantesca exigiu tecnologia sísmica avançada para gerar imagens abaixo do sal, comprovando que camadas geológicas antes consideradas "impenetráveis" poderiam ser acessadas. O campo possui recursos recuperáveis estimados entre 5 e 8 bilhões de barris de óleo equivalente. As reservas estão localizadas a aproximadamente 7.000 metros abaixo da superfície do oceano, o que exigiu técnicas de perfuração inovadoras e especializadas para navegar pela camada de sal. A descoberta foi uma "aposta calculada" que se baseou fortemente no PROCAP (Programa de Capacitação Tecnológica da Petrobrás em Águas Profundas) para o desenvolvimento de técnicas para profundidades extremas. Extensos programas sísmicos 3D foram utilizados para gerar imagens do subsolo através de mais de 2.000 metros de sal, fornecendo as informações geológicas detalhadas necessárias para mapear a estrutura do pré-sal. A modelagem e visualização geocelular 3D foram utilizadas para analisar a estrutura e definir o reservatório potencial, auxiliando na identificação da feição de "alto externo" na Bacia de Santos, onde Tupi estava localizado. A perfilagem por ressonância magnética nuclear (RMN) foi empregada para medir com precisão a porosidade e diferenciar entre óleo e água, particularmente em rochas carbonáticas complexas.

A segunda fronteira surgiu na Guiana e no Suriname, onde a ExxonMobil fez a descoberta do poço Liza-1 em 2015, que encontrou mais de 90 metros de reservatórios de arenito de alta qualidade e ricos em petróleo, a 1.743 metros de profundidade. Antes disso, a região era considerada uma fronteira, com um histórico de mais de 40 poços secos na bacia, tornando a descoberta de 2015 um sucesso dramático e revolucionário. A Exxon empregou tecnologias avançadas, proprietárias e de alta resolução para mapeamento, projetadas para mapear estruturas geológicas complexas no subsolo, em grandes profundidades. A Inversão de Campo de Ondas Completo (FWI, na sigla em inglês), uma técnica de mapeamento sísmico de alta resolução usada para analisar dados sísmicos, ajudou os geocientistas a "enxergar" e diferenciar as propriedades das rochas com alta precisão para identificar reservatórios. A computação de alto desempenho foi usada para processar grandes e complexos conjuntos de dados, permitindo uma tomada de decisão mais rápida e precisa na fase de exploração.

A terceira e mais recente fronteira tem se desdobrado na Bacia de Orange, na Namíbia, onde a Shell, a TotalEnergies e a Galp Energia abriram uma das províncias petrolíferas mais promissoras dos últimos anos. A aquisição e o processamento sísmico 3D foram cruciais para a obtenção de imagens de estruturas subterrâneas profundas e a identificação de potenciais armadilhas. Grandes plataformas semis submersíveis de alta capacidade e navios-sonda, como o Deepsea Bollsta, o Deepsea Mira e o Noble Venturer, foram empregados para perfurar as águas profundas, em ambientes de alta pressão e alta temperatura. Técnicas geoquímicas avançadas, como cromatografia gasosa acoplada à espectrometria de massas (GC-MS) e análise quantitativa de diamantóides (QDA), foram utilizadas para analisar a rocha geradora e a composição do petróleo. Entretanto, a intensa perfilagem geofísica, incluindo a extração de testemunhos laterais e testes de formação, foi crucial para confirmar a porosidade, a permeabilidade e as propriedades dos fluidos do reservatório (por exemplo, óleo com 37° API).