Fontes não convencionais de petróleo e gás

Os recursos de petróleo e gás natural são classificados, de forma geral, em convencionais e não convencionais, de acordo com as características geológicas das formações que os contêm e com as tecnologias necessárias para sua produção. 

Nos sistemas não convencionais os hidrocarbonetos ficam retidos na própria rocha geradora ou em formações de baixa permeabilidade, o que restringe seu deslocamento natural e reduz a capacidade de produção por métodos convencionais. A produção em escala comercial depende, portanto, da aplicação de tecnologias capazes de aumentar a conectividade da formação e criar condições para o escoamento dos fluidos até o poço produtor.

Entre os principais recursos não convencionais encontram-se o shale gas e o shale oil, associados a formações de folhelho rico em matéria orgânica; o tight gas e o tight oil, presentes em reservatórios de baixa permeabilidade; o coalbed methane (CBM), associado a camadas de carvão; e os hidratos de metano, cujo aproveitamento comercial ainda não alcançou escala significativa.

Ou seja, o termo shale corresponde a uma categoria específica de formação e de recurso não convencional, enquanto a classificação de “não convencional” abrange diferentes tipos de ocorrências geológicas e condições de produção. No Brasil, estudos indicam potencial associado tanto a formações de folhelho (shale) quanto a reservatórios compactos (tight reservoirs).

A combinação de tecnologias de perfuração horizontal e fraturamento hidráulico de múltiplos estágios modificou de forma significativa a indústria mundial de petróleo e gás natural, sobretudo a partir da expansão da produção nos EUA, onde formações de baixa permeabilidade anteriormente consideradas pouco atrativas passaram a ser desenvolvidas em larga escala, com forte expansão da produção de gás natural e petróleo.

A exploração não convencional, contudo, requer maior número de poços do que a exploração convencional, campanhas contínuas de perfuração e completação e uma cadeia logística capaz de movimentar equipamentos, água, insumos e produção. A atividade também depende de ganhos de produtividade e eficiência operacional para alcançar custos competitivos. 

Por outro lado, a padronização das operações e o desenvolvimento modular dos campos podem proporcionar ciclos relativamente curtos entre a perfuração e o início da produção, permitindo maior capacidade de resposta às condições de mercado.

A experiência internacional indica que o desenvolvimento de recursos não convencionais não decorre exclusivamente da existência de potencial geológico. Sua transformação em produção comercial depende da conjugação de fatores geológicos, tecnológicos, econômicos, ambientais, regulatórios e de infraestrutura, além da disponibilidade de serviços e equipamentos especializados e de condições que proporcionem previsibilidade aos investimentos.

Nesse contexto, a exploração de petróleo e gás natural não convencional constitui uma alternativa potencial para a ampliação da oferta de hidrocarbonetos em países que disponham de recursos geológicos favoráveis. A avaliação de seu potencial econômico e estratégico deve, contudo, considerar simultaneamente: 

     •  as características dos reservatórios, 

     •  as tecnologias disponíveis, 

     •  os custos de desenvolvimento, 

     •  os requisitos ambientais, 

     •  a infraestrutura existente e 

     •  as condições regulatórias e de mercado.

Tecnologias empregadas

Embora a perfuração horizontal e o fraturamento hidráulico de múltiplos estágios tenham antecedentes anteriores à expansão do shale, sua integração, associada ao aprimoramento da caracterização dos reservatórios e à redução dos custos operacionais, foi fundamental para a expansão da produção não convencional nos EUA.

Na perfuração horizontal, o poço é inicialmente perfurado verticalmente ou de forma inclinada até atingir a profundidade da formação de interesse e, posteriormente, direcionado para acompanhar a camada produtora. O trecho horizontal pode se estender por milhares de metros, ampliando significativamente a área da formação acessível a partir de um único poço. Essa configuração permite aumentar a exposição do poço ao reservatório em comparação com uma trajetória exclusivamente vertical.

O fraturamento hidráulico consiste na injeção de fluido sob pressão na formação, com o objetivo de criar ou reativar fraturas e aumentar a conectividade hidráulica da rocha nas proximidades do poço. O fluido utilizado é composto predominantemente por água e por um agente sustentador, normalmente areia ou material de características equivalentes, além de aditivos químicos em menores proporções, destinados a conferir propriedades específicas ao fluido e ao processo de estimulação.

Após a redução da pressão, o agente sustentador permanece parcialmente no interior das fraturas, contribuindo para mantê-las abertas e favorecer o fluxo dos hidrocarbonetos em direção ao poço. A composição e o volume do fluido variam conforme as características da formação, o projeto do poço e as condições operacionais, razão pela qual proporções fixas de água, agente sustentador e aditivos não devem ser tratadas como padrão universal da indústria.

A evolução tecnológica permitiu a realização de múltiplos estágios de fraturamento ao longo do trecho horizontal, possibilitando o desenvolvimento de extensas áreas do reservatório a partir de um único poço. A aplicação sucessiva de diferentes estágios permite estimular segmentos distintos da formação e aumentar a extensão do reservatório efetivamente conectada ao poço.

Além da perfuração horizontal e do fraturamento hidráulico, o desenvolvimento dos reservatórios não convencionais envolve tecnologias de caracterização geológica e petrofísica, sísmica, modelagem de reservatórios, perfuração direcional, completação e monitoramento da produção. 

Essas ferramentas permitem identificar zonas mais favoráveis, otimizar a localização e a trajetória dos poços, avaliar a resposta da formação à estimulação e aperfeiçoar continuamente os parâmetros de desenvolvimento.

A evolução dessas tecnologias também contribuiu para a redução dos custos e para o aumento da produtividade dos poços. O chamado “aprendizado de fabricação” (manufacturing approach) dos reservatórios não convencionais, baseado na repetição e padronização de operações de perfuração e completação, constitui uma das características econômicas mais relevantes desse modelo de desenvolvimento.

Aspectos ambientais

A exploração de petróleo e gás natural não convencional apresenta aspectos ambientais específicos que justificam requisitos próprios de planejamento, licenciamento, monitoramento e fiscalização. Entre os principais temas estão: 

     •  o uso e a gestão dos recursos hídricos, 

     •  a proteção dos aquíferos, 

     •  a integridade dos poços, 

     •  o gerenciamento dos fluidos de retorno (flowback) e da água produzida, 

     •  as emissões de metano, 

     •  a gestão de resíduos e 

     •  a possibilidade de sismicidade induzida.

O consumo de água varia significativamente de acordo com as características do reservatório, a extensão do trecho horizontal, o número de estágios de fraturamento e as condições operacionais. Não existe, portanto, um volume único de água aplicável a todos os poços ou formações. A gestão desse recurso envolve aspectos como origem da água, armazenamento, transporte, tratamento, reuso e destinação dos fluidos gerados durante as operações.

A proteção dos aquíferos constitui outro aspecto central. Os riscos relacionados à integridade dos poços, à cimentação e ao isolamento das diferentes formações geológicas devem ser avaliados durante todo o ciclo de vida do empreendimento. A avaliação desses riscos deve considerar as condições geológicas locais, a profundidade dos aquíferos, a separação vertical entre as formações produtoras e os recursos hídricos subterrâneos e as características construtivas dos poços.

A avaliação realizada pela Agência de Proteção Ambiental dos Estados Unidos (EPA) já identificou diferentes mecanismos pelos quais atividades relacionadas ao ciclo da água do fraturamento hidráulico podem afetar recursos hídricos, incluindo falhas de integridade mecânica de poços, derramamentos, manejo inadequado de efluentes e determinadas condições de captação e disposição de água. A EPA também ressalta a existência de lacunas de dados e de incertezas que dificultam a quantificação da frequência dos impactos em escala nacional.

As emissões de metano também constituem importante questão ambiental, sobretudo em razão do elevado potencial de aquecimento global desse gás. As fontes potenciais incluem operações de perfuração e completação, equipamentos de superfície, processamento e transporte, além de vazamentos não intencionais. Medidas de detecção e reparo de vazamentos (Leak Detection and Repair – LDAR), monitoramento e captura de gás podem contribuir para sua redução.

A sismicidade induzida merece igual atenção. A literatura científica demonstra que tanto o fraturamento hidráulico quanto a injeção subterrânea de fluidos associados à produção podem induzir eventos sísmicos em determinadas condições geológicas. 

Nos EUA, segundo o U.S. Geological Survey (USGS), o aumento mais expressivo da sismicidade em determinadas regiões produtoras tem sido associado principalmente à disposição de grandes volumes de água residual por meio de injeção profunda, embora existam também casos de sismicidade diretamente associada ao fraturamento hidráulico.

A gestão desse risco envolve caracterização das estruturas geológicas, monitoramento sísmico, avaliação das condições de pressão e injeção, definição de limites operacionais e protocolos para redução ou interrupção das atividades quando determinados níveis de atividade sísmica forem observados.

A experiência internacional demonstra que os riscos ambientais associados à exploração não convencional não são uniformes e dependem fortemente do contexto geológico, da concepção dos projetos e das práticas operacionais adotadas. 

Sua gestão exige, portanto, combinação de projeto adequado dos poços, padrões de construção e cimentação, gestão eficiente dos recursos hídricos, controle das emissões, monitoramento ambiental e sísmico, transparência das informações e fiscalização efetiva.

Aspectos econômicos e estratégicos

A expansão da produção não convencional nos EUA produziu efeitos relevantes sobre a indústria de petróleo e gás natural e sobre a economia norte-americana. A aplicação de tecnologias de perfuração horizontal e fraturamento hidráulico em larga escala permitiu aumentar significativamente a produção doméstica de gás e petróleo e alterar a estrutura do mercado energético norte-americano.

O crescimento da oferta de gás natural contribuiu para reduzir a necessidade de importações, ampliar a disponibilidade de matéria-prima para determinados segmentos industriais e modificar os fluxos comerciais de gás. 

Os efeitos econômicos ultrapassaram o setor energético. A maior disponibilidade de gás natural favoreceu investimentos em segmentos como petroquímica, fertilizantes, geração termelétrica e outras atividades industriais intensivas em energia. 

A relação entre disponibilidade de gás, preços, investimentos e competitividade industrial, entretanto, é complexa e não deve ser atribuída exclusivamente à produção não convencional, pois também envolve condições macroeconômicas, estrutura de mercado, infraestrutura e política energética.

Do ponto de vista estratégico, a produção doméstica de petróleo e gás natural pode contribuir para a diversificação das fontes de suprimento e para a redução da exposição de um país às condições dos mercados internacionais. 

No caso do gás natural, a ampliação da produção doméstica pode ainda aumentar a disponibilidade de insumo energético e industrial e reduzir a necessidade de importações, desde que acompanhada da infraestrutura necessária ao escoamento, processamento, transporte e distribuição.

Para o Brasil, a avaliação do potencial econômico e estratégico dessa atividade assume particular relevância. O país dispõe de potencial geológico relevante para recursos não convencionais, mas ainda apresenta baixo grau de conhecimento exploratório e ausência de uma indústria comercial consolidada nesse segmento.

Dessa forma, a análise do potencial brasileiro não deve partir da premissa de que os recursos estimados serão necessariamente convertidos em reservas ou produção, mas avaliar em que medida as condições técnicas, econômicas, ambientais e regulatórias existentes permitem transformar esse potencial em oportunidade efetiva de desenvolvimento energético e industrial.

Experiências Internacionais

A exploração de petróleo e gás natural não convencional possui uma trajetória de desenvolvimento de mais de dois séculos, marcada por sucessivos avanços tecnológicos e pela transformação gradual de recursos inicialmente considerados de difícil aproveitamento em fontes economicamente viáveis de hidrocarbonetos. 

A experiência norte-americana, entretanto, não foi reproduzida de forma uniforme nos demais países detentores de recursos não convencionais. O desenvolvimento da atividade ocorreu de maneira heterogênea, condicionado pelas características geológicas dos reservatórios, pelos custos de produção, pelo grau de conhecimento das bacias, pela disponibilidade de infraestrutura, pela estrutura dos mercados de petróleo e gás natural, pelo ambiente regulatório e pela capacidade de mobilização de investimentos. 

Em alguns países, esses fatores permitiram o avanço da produção comercial; em outros, limitações econômicas, ambientais, regulatórias ou tecnológicas restringiram a passagem da etapa de avaliação dos recursos para o desenvolvimento em escala.

Entre as experiências de maior relevância destacam-se os EUA, pioneiros na exploração comercial em larga escala, e a Argentina, que, especialmente a partir da década de 2010, avançou no desenvolvimento da formação Vaca Muerta, localizada na Bacia de Neuquén.

Além desses dois casos, Canadá e China apresentam experiências importantes, embora com trajetórias distintas. O Canadá possui uma indústria de grande escala associada principalmente às areias betuminosas (oil sands), especialmente na província de Alberta, além de produção de recursos de baixa permeabilidade. 

A China, por sua vez, dispõe de recursos expressivos de gás de folhelho e vem desenvolvendo sua produção com o objetivo de ampliar a oferta doméstica e reduzir sua exposição às importações de gás natural. Esses casos complementam a análise ao demonstrar que a existência de recursos não convencionais pode resultar em diferentes trajetórias de desenvolvimento conforme as condições geológicas, tecnológicas, regulatórias e de mercado de cada país.

A análise da experiência internacional será concentrada, portanto, nos EUA e na Argentina, considerados os casos mais relevantes para os objetivos desta Carta. O caso norte-americano representa a experiência mais abrangente de transformação tecnológica e industrial dos recursos não convencionais em produção de grande escala, enquanto a Argentina constitui a experiência regional mais avançada. A comparação entre essas experiências permitirá identificar os principais fatores que contribuíram para a transformação de recursos geológicos em produção comercial, bem como os obstáculos encontrados ao longo desse processo.

O caso dos Estados Unidos

Os EUA constituem a principal experiência mundial de desenvolvimento comercial de petróleo e gás natural não convencionais em larga escala. Embora a produção de gás natural a partir de formações não convencionais tenha antecedentes no século XIX, a consolidação dessa atividade resultou de um processo prolongado de desenvolvimento tecnológico, caracterização geológica, aprendizado operacional e estruturação de uma cadeia produtiva especializada. A combinação entre perfuração horizontal e fraturamento hidráulico foi determinante para ampliar a produtividade de formações de baixa permeabilidade e transformar recursos anteriormente pouco atrativos em fontes economicamente produzíveis.

A utilização do fraturamento hidráulico na indústria norte-americana começou a crescer de forma significativa a partir da década de 1950, embora experiências sistemáticas com a técnica já fossem realizadas desde a década de 1940. A partir de meados da década de 1970, iniciativas envolvendo empresas privadas, o Departamento de Energia dos Estados Unidos (DOE) e o Gas Research Institute (GRI) contribuíram para o desenvolvimento de tecnologias que posteriormente se mostrariam fundamentais para a produção de gás de folhelho, incluindo a perfuração horizontal, o fraturamento hidráulico de múltiplos estágios e o fraturamento com água de baixa viscosidade (slick-water fracturing). A aplicação comercial da perfuração horizontal na produção de petróleo também avançou durante a década de 1980.

A transformação dessas tecnologias em um modelo comercial ocorreu inicialmente na formação Barnett, no norte do Texas. Durante as décadas de 1980 e 1990, a Mitchell Energy and Development Corporation desenvolveu e aperfeiçoou técnicas de estimulação hidráulica aplicadas ao Barnett. Esses avanços, associados ao desenvolvimento do campo, passaram a demonstrar a viabilidade econômica da produção de gás em formações de folhelho de baixa permeabilidade.

Por volta de 2000, a empresa havia desenvolvido um método de fraturamento capaz de produzir volumes comerciais de gás de folhelho. O sucesso econômico da formação estimulou a entrada de outras empresas e a expansão da atividade para novas áreas. Em 2005, o Barnett já produzia aproximadamente 0,5 trilhão de pés cúbicos (Tcf) de gás natural por ano.

O caso do Barnett também evidencia a importância da evolução da perfuração horizontal. Em 2004, havia menos de 400 poços horizontais produtores na formação; em 2010, esse número havia ultrapassado 10 mil. A produção anual proveniente de poços horizontais superou a dos poços verticais pela primeira vez em 2006 e, em 2010, os poços horizontais respondiam por aproximadamente 90% da produção de gás natural do Barnett. 

Esses resultados demonstram que a viabilidade econômica não decorreu da introdução isolada de uma única tecnologia, mas da combinação entre perfuração, estimulação, caracterização do reservatório e aprendizado operacional.

A partir da década de 2000, o modelo desenvolvido no Barnett passou a ser replicado em outras formações. Fayetteville, Haynesville, Woodford, Eagle Ford, Marcellus e Utica foram progressivamente incorporadas à atividade, enquanto a combinação entre perfuração horizontal, fraturamento hidráulico de múltiplos estágios, aprimoramento da caracterização dos reservatórios e redução dos custos operacionais permitiu aumentar a produtividade dos poços, ampliar o número de formações economicamente desenvolvíveis e reduzir os custos de desenvolvimento. 

A produção de shale gas, que representava parcela ainda reduzida do mercado no início dos anos 2000, deixou, assim, de ser concentrada em poucas áreas e passou a constituir parcela relevante da oferta norte-americana de gás natural.

A produção norte-americana de gás de folhelho, que era de aproximadamente 0,39 Tcf em 2000, alcançou 4,80 Tcf em 2010, correspondendo a cerca de 23% da produção doméstica de gás natural seco naquele ano. Em 2009, os EUA ultrapassaram a Rússia e passaram a ocupar a posição de maior produtor mundial de gás natural seco.

A evolução da produção de gás natural seco nos dois países evidencia essa mudança de posição, conforme apresentado na figura acima. A aproximação entre as curvas ao longo dos anos 2000 foi acompanhada pela rápida expansão da produção norte-americana, associada principalmente ao desenvolvimento do shale gas.

A expansão da atividade não se limitou ao gás natural: a mesma evolução tecnológica foi posteriormente aplicada à produção de petróleo e líquidos em formações de baixa permeabilidade. O desenvolvimento do tight oil avançou especialmente nas formações Bakken, em Dakota do Norte e Montana; Eagle Ford, no Texas; e Permian, no Texas e Novo México.

Em 2009, a produção doméstica de petróleo dos EUA aumentou 8,3% em relação ao ano anterior, registrando o primeiro crescimento anual desde 1991. O movimento se intensificou ao longo da década seguinte, e o desenvolvimento do shale oil e do shale gas esteve entre os fatores que contribuíram para reverter, a partir de 2008, o declínio de várias décadas observado na produção de petróleo norte-americana.

A dimensão alcançada pela produção norte-americana pode ser observada também em perspectiva internacional. De acordo com o Statistical Review of World Energy 2026, do Energy Institute, os EUA produziram 21,065 milhões de barris de petróleo por dia (Mb/d) em 2025, o equivalente a 20,9% da produção mundial, mantendo a liderança global. 

É importante observar que esse valor não é diretamente comparável ao dado de 13,6 Mb/d divulgado pela EIA para a produção norte-americana de petróleo bruto em 2025, pois as duas instituições utilizam conceitos estatísticos distintos para a agregação da produção de petróleo. Por essa razão, nesta Carta, o dado do Energy Institute será utilizado para comparações internacionais, enquanto os dados da EIA serão empregados para analisar a evolução da produção e do desenvolvimento dos recursos não convencionais nos EUA.

A distribuição geográfica dos principais recursos não convencionais também foi determinante para a expansão da atividade. Como mostra a próxima figura, os principais plays produtores encontram-se distribuídos por diferentes bacias sedimentares, com características geológicas e perfis de produção distintos. Entre as áreas de maior relevância destacam-se Barnett, Marcellus e Haynesville, no segmento de gás natural, e Bakken, Eagle Ford e Permian, no segmento de petróleo e gás associado.

O Permian tornou-se um dos principais centros da produção norte-americana de petróleo e gás natural. Em 2025, a região respondeu por aproximadamente 48% da produção norte-americana de petróleo bruto, com cerca de 6,6 Mb/d, e por aproximadamente 23% da produção de gás natural comercializado, com cerca de 27,7 bilhões de pés cúbicos por dia (Bcf/d). Parte significativa desse gás corresponde à produção associada à extração de petróleo. Entre 2021 e 2025, a produção de gás natural do Permian cresceu cerca de 60%, enquanto a produção de petróleo aumentou aproximadamente 39%.

No mercado de gás natural, os efeitos da expansão permanecem evidentes. A produção norte-americana de gás natural comercializado atingiu 118,5 Bcf/d em 2025, novo recorde. As regiões de Appalachia, Permian e Haynesville responderam conjuntamente por 67% da produção nacional e por 81% do crescimento registrado naquele ano. A Appalachia respondeu por aproximadamente 31% da produção nacional, enquanto o Permian representou cerca de 23%. 

A disponibilidade de infraestrutura constitui, entretanto, um fator relevante para a expansão regional: na Appalachia, por exemplo, limitações da capacidade de transporte por gasodutos podem restringir o crescimento da produção em determinados períodos.

A expansão da produção doméstica modificou a posição dos EUA no mercado internacional de energia. No caso do gás natural, o aumento da oferta interna, associado à expansão da infraestrutura de transporte, processamento e liquefação, criou as condições para o desenvolvimento das exportações de Gás Natural Liquefeito (GNL), e o país passou de uma posição historicamente marcada pela necessidade de importações para a condição de um dos principais exportadores mundiais. A transformação foi resultado não apenas do crescimento da produção, mas também dos investimentos realizados ao longo da cadeia de valor do gás natural.

A experiência norte-americana demonstra que o desenvolvimento de recursos não convencionais dependeu de um conjunto de condições que ultrapassa a existência de recursos geológicos e a disponibilidade das tecnologias de perfuração e fraturamento. 

Entre os fatores relevantes destacam-se o conhecimento acumulado sobre as bacias sedimentares, a disponibilidade de capital, a existência de empresas de serviços especializados, a capacidade de inovação tecnológica, a infraestrutura de coleta, processamento e transporte, a presença de mercados consumidores e a possibilidade de replicação e padronização das operações. O desenvolvimento ocorreu ao longo de várias décadas e envolveu um processo contínuo de experimentação, aprendizado e redução de custos, e não apenas a introdução do fraturamento hidráulico.

A repetição e a padronização das operações de perfuração, completação e estimulação em numerosos poços (o chamado manufacturing approach, descrito na seção sobre tecnologias) permitiram que as empresas acumulassem conhecimento operacional, identificassem parâmetros mais eficientes de desenvolvimento e reduzissem custos ao longo do processo de aprendizagem. Dessa forma, a produtividade dos poços e a eficiência operacional passaram a constituir elementos centrais da competitividade dos projetos não convencionais.

O ambiente regulatório norte-americano também apresenta características relevantes para a análise. A exploração e produção de petróleo e gás estão sujeitas a diferentes níveis de regulação, envolvendo autoridades federais, estaduais e, em determinados casos, tribais e locais. A distribuição de competências varia conforme a matéria regulada, a localização do empreendimento e a natureza da atividade. 

No caso da injeção subterrânea de fluidos, por exemplo, a estrutura federal do Underground Injection Control (UIC) admite que estados e tribos assumam autoridade primária para a implementação dos respectivos programas, resultando em diferenças regulatórias entre jurisdições.

Essa estrutura contribuiu para que a exploração de recursos não convencionais se desenvolvesse de forma diferenciada entre os estados produtores. Texas, North Dakota, Pennsylvania, Oklahoma e outros estados estabeleceram regras específicas para diferentes aspectos da atividade, incluindo perfuração, produção, gestão de água e resíduos e controle ambiental. 

Assim, a experiência norte-americana não pode ser caracterizada simplesmente como resultado de uma ausência de regulação, mas como consequência de uma estrutura institucional descentralizada, na qual diferentes autoridades exercem competências sobre aspectos distintos da cadeia produtiva.

A dimensão ambiental constitui, por sua vez, um dos principais elementos de complexidade da experiência norte-americana. A expansão do fraturamento hidráulico trouxe questões relacionadas à captação e ao uso da água, à integridade dos poços, ao gerenciamento de flowback e água produzida, às emissões de metano e à sismicidade induzida, cujas avaliações pela EPA e pelo USGS foram apresentadas na seção “Aspectos ambientais”.

O caso da Argentina

A Argentina constitui a principal experiência latino-americana de desenvolvimento comercial de recursos de petróleo e gás natural não convencionais. Embora o país disponha de diferentes formações com potencial para esse tipo de exploração, a expansão da atividade concentrou-se principalmente na formação Vaca Muerta, localizada na Bacia de Neuquén, no oeste do país. 

A experiência argentina apresenta particular relevância para o Brasil por demonstrar a possibilidade de desenvolver recursos não convencionais em um contexto geológico e institucional distinto do norte-americano, mas também por evidenciar a importância da infraestrutura, das condições regulatórias e da previsibilidade econômica para a consolidação da atividade.

A identificação do potencial de Vaca Muerta antecede a atual fase de expansão da produção. Avaliações internacionais de recursos não convencionais já indicavam a existência de volumes expressivos de gás e petróleo tecnicamente recuperáveis na formação. 

Segundo a EIA, Vaca Muerta possui aproximadamente 308 trilhões de pés cúbicos (Tcf) de gás de folhelho e 16 bilhões de barris de petróleo e condensado tecnicamente recuperáveis. Esses volumes representam recursos tecnicamente recuperáveis e, portanto, não devem ser confundidos com reservas ou com volumes cuja produção seja necessariamente economicamente viável.

A formação Vaca Muerta está localizada predominantemente na província de Neuquén e apresenta características geológicas favoráveis ao desenvolvimento de recursos não convencionais, incluindo elevada extensão, espessura e condições de maturidade térmica adequadas à geração de petróleo e gás. 

A formação também apresenta diferentes áreas com predominância de óleo, gás úmido e gás seco, o que contribui para a diversidade de oportunidades de desenvolvimento. A figura abaixo apresenta a localização da formação e sua inserção na Bacia de Neuquén.

A concentração das atividades de exploração e produção na Bacia de Neuquén reflete a dimensão territorial do principal ativo não convencional argentino, cujas características geológicas são comparáveis às de importantes plays norte-americanos, embora seu desenvolvimento tenha ocorrido em condições institucionais, econômicas e de infraestrutura próprias da Argentina.

Apesar do elevado potencial geológico, a transformação dos recursos em produção comercial ocorreu de forma gradual. A exploração de Vaca Muerta avançou inicialmente por meio de campanhas de avaliação e projetos-piloto, com participação de empresas nacionais e internacionais. 

A partir da década de 2010, o desenvolvimento da formação ganhou maior escala, especialmente com a incorporação sistemática de técnicas de perfuração horizontal e fraturamento hidráulico de múltiplos estágios, permitindo ampliar a produtividade dos poços e acumular conhecimento operacional sobre os reservatórios.

A expansão da produção ganhou maior intensidade na década de 2020. Entre janeiro de 2021 e setembro de 2024, a produção de petróleo da Argentina aumentou 50%, enquanto a produção de gás natural cresceu 27%, aproximando os dois mercados dos níveis observados no início dos anos 2000. Segundo a EIA, o crescimento esteve associado principalmente à expansão de Vaca Muerta, ao aumento da atividade de perfuração, aos avanços tecnológicos e à melhoria da infraestrutura.

No caso do petróleo, os resultados são particularmente expressivos. Em setembro de 2024, a produção argentina alcançou aproximadamente 738 mil barris por dia (b/d), o maior nível mensal desde 2003, enquanto Vaca Muerta respondeu por 58% da produção nacional. A trajetória de crescimento prosseguiu em 2025. 

A EIA estima que a produção argentina tenha alcançado média de 740 mil b/d em 2025, com Vaca Muerta respondendo por aproximadamente 62% da produção entre janeiro e outubro. Para 2026, a EIA projetou produção média de aproximadamente 810 mil b/d, mantendo Vaca Muerta como principal vetor de expansão da oferta argentina.

A expansão também foi significativa no mercado de gás natural. Em setembro de 2024, Vaca Muerta respondeu por aproximadamente 74% da produção argentina de gás natural, equivalente a cerca de 3,8 bilhões de pés cúbicos por dia (Bcf/d). A produção nacional alcançou, em agosto daquele ano, aproximadamente 5,4 Bcf/d, o maior nível mensal em 21 anos. Esses resultados evidenciam a transformação de Vaca Muerta de um recurso potencial em uma fonte central do abastecimento energético argentino.

A evolução da produção de gás apresenta, contudo, uma característica importante: a sazonalidade da demanda argentina. Historicamente, a produção doméstica não era suficiente para atender ao consumo durante os períodos de maior demanda, especialmente no inverno, levando o país a recorrer a importações por gasodutos e de GNL. 

A expansão de Vaca Muerta modificou progressivamente esse quadro ao aumentar a disponibilidade de gás doméstico e reduzir a necessidade de importações. Entretanto, a limitada capacidade de armazenamento subterrâneo de gás continua sendo um condicionante para o aproveitamento integral da produção nos períodos de menor demanda.

A infraestrutura constituiu, portanto, um dos principais condicionantes do desenvolvimento de Vaca Muerta. O crescimento da produção exigiu investimentos em sistemas de coleta, processamento e transporte, especialmente em gasodutos e oleodutos destinados a conectar a região produtora aos principais centros consumidores e às estruturas de exportação. A expansão dessa infraestrutura acompanhou o crescimento da produção e passou a desempenhar papel central na redução das restrições ao escoamento de petróleo e gás natural.

A infraestrutura de gás apresenta importância ainda maior devido à necessidade de compatibilizar a produção relativamente contínua dos reservatórios com a sazonalidade do consumo argentino. Dessa forma, a ampliação da capacidade de transporte e a criação de novos mercados consumidores constituem elementos importantes para a valorização econômica da produção de Vaca Muerta.

A expansão recente dos gasodutos passou a produzir efeitos também sobre o comércio regional de gás natural. O gasoduto Perito Francisco Pascasio Moreno, anteriormente denominado Presidente Néstor Kirchner, entrou em operação em 2023 e ampliou a capacidade de transporte de gás de Vaca Muerta para o norte do país. O empreendimento possui capacidade inicial de aproximadamente 0,7 Bcf/d, enquanto uma segunda etapa planejada poderá elevar essa capacidade para cerca de 1,2 Bcf/d. 

Paralelamente, projetos de reversão de gasodutos existentes passaram a permitir o direcionamento de gás produzido no sul para regiões anteriormente dependentes de importações.

No setor de petróleo, a ampliação da capacidade de transporte também contribuiu para acelerar o desenvolvimento da formação. A entrada em operação de novos oleodutos permitiu reduzir restrições ao escoamento da produção e ampliar as possibilidades de exportação. 

Essa infraestrutura é particularmente relevante para recursos não convencionais porque o aumento da produção ocorre por meio da perfuração contínua de numerosos poços e, consequentemente, pode criar rapidamente restrições de capacidade caso o transporte não acompanhe o ritmo de desenvolvimento.

O crescimento da produção já produziu efeitos sobre o comércio exterior argentino. As exportações de petróleo da Argentina aumentaram, em média, 33% ao ano entre 2017 e 2023, passando de aproximadamente 30 mil b/d para 128 mil b/d. Em 2023, o petróleo de folhelho respondeu por cerca de 70% das exportações argentinas de petróleo. Os principais destinos foram EUA, Brasil e Chile.

No mercado de gás natural, o aumento da produção doméstica e a expansão da infraestrutura reduziram a necessidade de importações. Nos primeiros nove meses de 2024, as importações argentinas de GNL diminuíram 43% em relação ao mesmo período de 2023, enquanto as importações de gás natural por gasodutos recuaram 47%. 

Ao mesmo tempo, as exportações para países vizinhos, especialmente Chile e Uruguai, aumentaram. A possibilidade de ampliação das exportações para o Brasil constitui uma consequência particularmente relevante para a integração energética regional.

O desenvolvimento argentino também esteve associado à adoção de políticas destinadas a aumentar a atratividade dos investimentos no setor. A expansão da atividade ocorreu em um ambiente no qual o governo buscou estimular a produção de hidrocarbonetos não convencionais, enquanto empresas nacionais e internacionais ampliaram os investimentos em perfuração e infraestrutura. 

A combinação entre disponibilidade de recursos geológicos, experiência operacional acumulada, investimentos e melhoria da infraestrutura contribuiu para acelerar o desenvolvimento de Vaca Muerta.

A experiência argentina evidencia, entretanto, que potencial geológico e tecnologia não são suficientes para garantir o desenvolvimento sustentado da produção. A atividade esteve sujeita a períodos de instabilidade macroeconômica, restrições cambiais, mudanças nas condições regulatórias e limitações de infraestrutura. 

Esses fatores afetaram a capacidade de investimento e a velocidade de expansão da produção, demonstrando que a competitividade dos recursos não convencionais depende de condições econômicas e institucionais que ultrapassam as características do reservatório.

Outro aspecto relevante é a escala alcançada pelas operações. Assim como ocorreu nos EUA, a repetição de campanhas de perfuração e completação em Vaca Muerta permitiu acumular conhecimento geológico e operacional e melhorar a produtividade dos poços. A experiência acumulada contribuiu para aumentar a eficiência das operações e reforçou a importância do aprendizado tecnológico e da padronização para a competitividade dos projetos.

Para o Brasil, a experiência de Vaca Muerta apresenta uma lição particularmente importante. A Argentina não reproduziu integralmente o modelo norte-americano; adaptou tecnologias e práticas desenvolvidas nos EUA às características geológicas, institucionais e econômicas próprias do país. Dessa forma, a principal contribuição dessa experiência para a análise brasileira não está na reprodução de políticas específicas, mas na demonstração de que o desenvolvimento de recursos não convencionais exige uma estratégia integrada, na qual exploração, infraestrutura, regulação, investimentos e mercado evoluam de forma coordenada.

Lições para o Brasil

As experiências dos EUA e da Argentina demonstram que o desenvolvimento de recursos de petróleo e gás natural não convencionais depende da combinação de condições que ultrapassam a existência de recursos geológicos e a disponibilidade das tecnologias de perfuração horizontal e fraturamento hidráulico.

Em ambos os países, a transformação de recursos em produção comercial ocorreu por meio de processos graduais de redução do risco exploratório, aprendizado tecnológico, expansão da infraestrutura, formação de cadeias de fornecedores, desenvolvimento de mercados e criação de condições institucionais capazes de sustentar investimentos de longo prazo.

Os resultados alcançados pelos dois países evidenciam a dimensão que essa atividade pode assumir quando essas condições são progressivamente estabelecidas. Nos EUA, a expansão da produção de gás natural esteve associada à rápida disseminação dos recursos de folhelho e à consolidação de uma cadeia produtiva especializada. Na Argentina, a expansão de Vaca Muerta modificou a composição da oferta doméstica de gás natural e passou a contribuir de forma crescente para o abastecimento do mercado interno.

A trajetória norte-americana evidencia a importância da escala e do aprendizado acumulado: o aumento do número de poços ampliou o conhecimento sobre os reservatórios, permitiu identificar parâmetros operacionais mais eficientes e reduzir custos, e criou condições para replicar a expansão inicial em novas formações.

A experiência argentina apresenta trajetória distinta, mas confirma a importância desses mesmos mecanismos. A evolução da produção argentina de gás natural por tipo de recurso evidencia a crescente participação dos recursos não convencionais na oferta doméstica e a transformação da estrutura produtiva do setor.

A comparação entre os dois países permite identificar aspectos particularmente relevantes para a avaliação do potencial brasileiro. 

O primeiro deles está relacionado ao grau de conhecimento sobre os recursos geológicos. Estimativas de recursos constituem uma etapa inicial do processo e não permitem concluir, isoladamente, pela existência de reservas ou pela viabilidade econômica da produção. A passagem de recursos estimados para produção exige conhecimento geológico mais detalhado, perfuração exploratória, testes de produtividade e avaliação econômica dos reservatórios.

Essa questão é particularmente relevante no Brasil. Estudos da EPE identificam áreas com potencial para diferentes tipos de recursos não convencionais em diversas bacias sedimentares, mas também ressaltam que parte das estimativas disponíveis ainda decorre de analogias geológicas e não foi confirmada por campanhas exploratórias específicas.

O desafio inicial consiste, portanto, em transformar o conhecimento prospectivo existente em informação geológica e produtiva suficientemente robusta para permitir uma avaliação objetiva do potencial econômico dos recursos.

A experiência internacional também demonstra que a tecnologia precisa ser adaptada às características de cada formação. As técnicas atualmente empregadas nos grandes plays norte-americanos resultaram de décadas de pesquisa, experimentação e aperfeiçoamento. A Argentina, por sua vez, incorporou essas tecnologias às características específicas de Vaca Muerta, acumulando conhecimento próprio sobre perfuração, completação e estimulação.

Para o Brasil, isso significa que uma eventual exploração não convencional não deveria partir da premissa de que tecnologias desenvolvidas em outras formações apresentarão necessariamente o mesmo desempenho nas bacias brasileiras. A produtividade dos poços, os parâmetros de fraturamento, os custos de perfuração e completação e a recuperação final dependerão das características específicas de cada formação. 

Projetos-piloto e campanhas exploratórias controladas poderiam, nesse contexto, desempenhar papel importante na geração de conhecimento e na avaliação da aplicabilidade das tecnologias.

Outro aspecto central é a infraestrutura necessária para acompanhar o desenvolvimento da produção. Nos EUA, a existência de uma extensa infraestrutura de coleta, processamento e transporte contribuiu para a expansão da atividade. Na Argentina, o crescimento de Vaca Muerta tornou evidente a necessidade de ampliar a capacidade de transporte e processamento, com investimentos em gasodutos, oleodutos e instalações associadas.

No Brasil, essa questão apresenta desafios específicos porque as áreas potencialmente favoráveis estão distribuídas por diferentes bacias sedimentares terrestres e nem todas dispõem de infraestrutura compatível com uma produção de grande escala. 

A eventual viabilidade econômica dos recursos dependeria, portanto, da relação entre produtividade dos poços e custos de conexão aos sistemas de coleta, processamento e transporte. A proximidade dos mercados consumidores e a possibilidade de integração com a infraestrutura existente também constituiriam fatores relevantes para a decisão de investimento.

A previsibilidade regulatória e a segurança jurídica constituem igualmente elementos importantes. O desenvolvimento dos recursos não convencionais nos EUA e na Argentina ocorreu sob estruturas institucionais distintas, mas em ambos os casos os agentes econômicos encontraram condições para estruturar projetos e avaliar seus riscos. Isso não significa ausência de regulação. Ao contrário, a atividade está submetida a requisitos técnicos, ambientais e operacionais que foram sendo aperfeiçoados à medida que a indústria se desenvolveu.

No Brasil, essa dimensão assume importância particular em razão das controvérsias que acompanharam as primeiras iniciativas de exploração não convencional. A experiência desde a 12ª Rodada de Licitações demonstra que a existência de normas técnicas específicas não elimina, por si só, a percepção de risco quando permanecem incertezas relacionadas ao licenciamento ambiental, às competências institucionais e à própria possibilidade jurídica de realização da atividade.

A previsibilidade regulatória não deve ser entendida como redução das exigências ambientais ou flexibilização dos controles públicos. Significa, antes, estabelecer procedimentos, competências, critérios técnicos e requisitos ambientais suficientemente claros para que empresas e órgãos públicos possam avaliar previamente as condições de realização dos projetos. A definição de regras transparentes pode contribuir simultaneamente para a proteção ambiental e para a redução da incerteza associada aos investimentos.

A gestão ambiental constitui outro elemento que não pode ser dissociado da avaliação econômica da atividade. Os casos norte-americano e argentino demonstram que o desenvolvimento de recursos não convencionais pode gerar questionamentos ambientais e relacionados à ocupação territorial. A intensidade desses impactos, contudo, depende das características geológicas e das práticas utilizadas em cada empreendimento.

Para o Brasil, uma eventual expansão da atividade exigiria licenciamento ambiental baseado em critérios técnicos, monitoramento sistemático, transparência das informações e mecanismos de fiscalização capazes de acompanhar todo o ciclo de vida dos projetos. 

A existência de procedimentos ambientais previsíveis pode ser particularmente importante em uma atividade sujeita a controvérsias públicas, pois permite que os riscos sejam avaliados com base em informações técnicas e nas características específicas de cada área.

A experiência norte-americana evidencia ainda a importância da formação de uma cadeia produtiva compatível com o modelo de desenvolvimento não convencional. O padrão de produção depende de elevada frequência de perfuração e completação, o que exige empresas de serviços especializadas, equipamentos, mão de obra qualificada e logística adequada.

O Brasil possui uma indústria de petróleo e gás natural tecnologicamente avançada, mas sua experiência está fortemente associada à exploração offshore e, particularmente, ao desenvolvimento de águas profundas e ultraprofundas. 

Essa capacidade constitui uma vantagem tecnológica e empresarial importante, mas não elimina a necessidade de desenvolver competências específicas para um modelo de produção terrestre caracterizado por maior número de poços, ciclos operacionais mais curtos e forte dependência da eficiência da cadeia de serviços.

A existência de mercados capazes de absorver a produção também constitui condição relevante. O crescimento do gás natural nos EUA esteve associado à expansão do consumo industrial, da geração termelétrica e, posteriormente, das exportações de GNL. Na Argentina, o crescimento de Vaca Muerta permitiu reduzir importações e ampliar as exportações regionais. Em ambos os casos, a existência de mercados contribuiu para transformar o aumento da produção em valor econômico.

No Brasil, uma eventual produção adicional de gás natural poderia ampliar a oferta para segmentos como indústria, geração termelétrica, fertilizantes e outros consumidores, além de contribuir para a segurança do abastecimento. Entretanto, o aproveitamento econômico dessa oferta dependeria da existência de infraestrutura e de condições de mercado capazes de remunerar os investimentos necessários à produção, ao processamento e ao transporte.

A comparação entre EUA e Argentina evidencia, portanto, que o desenvolvimento não convencional é um processo cumulativo. A cada etapa — exploração, perfuração, completação, produção e expansão da infraestrutura — são geradas informações que reduzem incertezas e permitem aperfeiçoar as decisões seguintes. Quanto maior a capacidade de transformar esse aprendizado em ganhos de produtividade e redução de custos, maior tende a ser a competitividade dos projetos.

Essa característica é particularmente relevante para o Brasil. Diante do reduzido conhecimento exploratório de algumas formações potencialmente favoráveis, uma eventual estratégia de desenvolvimento deveria privilegiar uma abordagem gradual, baseada em levantamento de dados, exploração, projetos-piloto, testes de produção, monitoramento ambiental e avaliação econômica. Os resultados obtidos em cada etapa poderiam orientar a decisão sobre a continuidade ou ampliação das atividades.

A experiência internacional também recomenda cautela na transposição de modelos. Os EUA não constituem um modelo diretamente replicável no Brasil, pois seu desenvolvimento ocorreu em condições geológicas, institucionais, empresariais e de infraestrutura específicas. A Argentina, embora mais próxima da realidade brasileira em termos regionais, também apresenta condições particulares relacionadas à formação Vaca Muerta, à estrutura institucional e ao mercado energético. O objetivo da comparação deve ser identificar os fatores que contribuíram para o desenvolvimento dessas experiências e avaliar sua aplicabilidade às condições brasileiras.

Nesse sentido, a discussão sobre recursos não convencionais no Brasil deve superar a dicotomia entre considerar esses recursos como uma solução imediata para a oferta de petróleo e gás ou descartá-los previamente em razão dos desafios ambientais e regulatórios. A questão central é determinar, por meio de conhecimento técnico e atividades exploratórias adequadamente reguladas, se parte desses recursos pode ser produzida de maneira tecnicamente segura, economicamente competitiva e ambientalmente compatível com as condições brasileiras.

A principal conclusão decorrente da experiência internacional é que o potencial geológico constitui apenas o ponto de partida. A transformação desse potencial em produção exige um processo prolongado de aprendizado, investimentos, desenvolvimento tecnológico, infraestrutura, previsibilidade regulatória e gestão dos impactos ambientais. 

Para o Brasil, uma abordagem gradual e baseada em evidências permitiria reduzir as incertezas existentes e avaliar, de maneira mais objetiva, se os recursos não convencionais podem representar uma oportunidade efetiva para a segurança energética, a competitividade industrial e o desenvolvimento regional.