El hallazgo se produjo en el pozo Morpho, a unos 175 kilómetros de la costa brasileña y bajo 2.886 metros de agua. La compañía deberá completar los estudios para determinar el volumen, la calidad y la viabilidad económica de los recursos encontrados.

Petrobras confirmó la presencia de hidrocarburos en el pozo exploratorio Morpho, ubicado en aguas ultraprofundas frente al estado brasileño de Amapá. El resultado constituye la primera evidencia positiva obtenida por la compañía en esta parte de la cuenca de Foz do Amazonas y confirma la existencia de un gran yacimiento.

El descubrimiento, anunciado el 14 de agosto de 2026, se produjo en el bloque FZA-M-59, operado en su totalidad por Petrobras bajo un régimen de concesión. El pozo, identificado oficialmente como 1-BRSA-1405-APS, está situado a unos 175 kilómetros del litoral de Amapá y aproximadamente a 500 kilómetros de la desembocadura del río Amazonas.

La perforación se realiza bajo una espejo de agua de 2.886 metros, lo que ubica la operación dentro de la categoría de aguas ultraprofundas.

La compañía informó que el intervalo con hidrocarburos fue identificado mediante perfiles eléctricos del pozo e indicios observados en las rocas extraídas durante la perforación. Petrobras continuaba trabajando en el lugar para reunir información sobre la extensión, las propiedades y el contenido del reservorio.

La presidenta de la empresa, Magda Chambriard, señaló que existe petróleo, aunque todavía no es posible determinar en qué cantidad. Las muestras serán analizadas en el Centro de Investigaciones y Desarrollo de Petrobras, conocido como Cenpes.

Un descubrimiento todavía en evaluación

Aunque el resultado posee importancia geológica, todavía no puede hablarse de un yacimiento comercial y menos aún de reservas probadas.

La información divulgada hasta ahora no permite determinar cuántos barriles contiene la estructura, qué proporción corresponde a líquidos y cuánto a gas, y de cuánto sería técnicamente recuperable.

Tampoco se conocen la gravedad API, el contenido de azufre, la viscosidad, el caudal potencial o el espesor productivo del reservorio. Por ese motivo, el hallazgo debe definirse técnicamente como una identificación de hidrocarburos en evaluación.

Un pozo exploratorio puede atravesar rocas impregnadas con petróleo o gas sin que exista necesariamente una acumulación comercial. Para establecerlo, Petrobras deberá analizar, entre otros factores, la porosidad y permeabilidad de las rocas, la presión del reservorio, la composición de los fluidos, su extensión lateral y la capacidad de producción.

También deberá calcular los costos de instalar infraestructura en una zona sin producción petrolera consolidada y a casi 2.900 metros de profundidad de agua.

El proceso podría requerir pruebas de formación y la perforación de nuevos pozos de evaluación. Solo después de esos estudios sería posible estimar recursos recuperables y, si el proyecto demuestra viabilidad económica, declarar reservas.

Petrobras proyecta nuevos pozos

La empresa prevé terminar la perforación de Morpho, analizar las muestras e integrar los resultados con la información sísmica disponible. También estudia solicitar permisos para perforar tres pozos adicionales en la zona inmediata.

Esos pozos serían exploratorios o de evaluación y no deben interpretarse como el comienzo de la producción. Cada perforación necesitará las autorizaciones ambientales correspondientes.

El plan de negocios de Petrobras para el período 2026-2030 contempla inversiones cercanas a US$2.500 millones y la perforación de 15 pozos en toda la Margen Ecuatorial brasileña. Ese programa incluye varias cuencas y no se limita al bloque donde se encuentra Morpho.

La Margen Ecuatorial comprende las cuencas de Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará y Potiguar. Su potencial despierta interés porque presenta relaciones geológicas con las áreas productoras de Guyana y Surinam, donde se registraron importantes descubrimientos durante los últimos años.

Sin embargo, los resultados obtenidos en esos países no garantizan que las estructuras brasileñas tengan dimensiones o características similares.

Una exploración precedida por un extenso proceso ambiental

El bloque FZA-M-59 fue adjudicado en 2013 durante la undécima ronda de licitaciones de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles de Brasil. El proceso de licencia ambiental comenzó al año siguiente, inicialmente bajo la responsabilidad de BP Energy.

Petrobras asumió la titularidad del bloque en 2020. En mayo de 2023, el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables, Ibama, rechazó la licencia solicitada y señaló deficiencias en los estudios ambientales y en la preparación para responder a posibles emergencias.

Entre 2024 y 2025, la petrolera revisó sus planes de contingencia, protección de fauna, modelación de derrames y estructura logística. En agosto de 2025 se realizó un simulacro supervisado por el organismo ambiental.

Finalmente, el 20 de octubre de 2025, Ibama concedió la licencia de operación para la perforación exploratoria. La autorización, válida hasta octubre de 2031, permite investigar el subsuelo, pero no desarrollar un campo productor.

La perforación de Morpho comenzó a finales de octubre de 2025 mediante el buque sonda NS-42.

Sin fecha para una eventual producción

Petrobras no anunció una fecha de inicio de producción. Incluso si el hallazgo resulta comercial, todavía deberá delimitarse el reservorio, comprobarse su productividad, diseñarse la infraestructura y obtenerse nuevas licencias ambientales.

Las estimaciones habituales para proyectos de frontera y aguas ultraprofundas contemplan plazos de entre seis y diez años desde la confirmación de un descubrimiento comercial hasta el inicio de la producción. En este caso, el proceso podría demorarse más debido a la profundidad, la falta de infraestructura local, las exigencias ambientales y la posibilidad de litigios.

En un escenario favorable, la producción podría comenzar durante la década de 2030, pero por ahora no existe un cronograma oficial.

Sin cifras de reservas ni regalías

Algunas estimaciones atribuyen hasta 10.000 millones de barriles al conjunto de la Margen Ecuatorial brasileña. Esa cifra corresponde a una provincia extensa, compuesta por múltiples cuencas, bloques y prospectos, y no puede atribuirse al pozo Morpho.

No existe una estimación pública confiable sobre el volumen recuperable del descubrimiento frente a Amapá. Por lo tanto, tampoco es posible calcular su valor económico.

El estado de Amapá aún no recibe regalías relacionadas con Morpho porque no existe producción. Los efectos económicos actuales se concentran en servicios logísticos, operaciones portuarias y aeroportuarias, contratación de embarcaciones, empleos especializados y actividades vinculadas con los estudios ambientales.

Si en el futuro se declara la comercialidad y comienza la extracción, podrían generarse regalías, inversiones en infraestructura y oportunidades para proveedores. Su magnitud y distribución dependerán de la legislación brasileña y de la delimitación geográfica del eventual campo.

Por el momento, el resultado de Morpho representa un avance exploratorio relevante para Petrobras y mejora las perspectivas geológicas de Foz do Amazonas. No obstante, el volumen, la calidad, la productividad y la rentabilidad de los hidrocarburos encontrados siguen siendo incógnitas.