O envolvimento da Geologia no caso do sequestro do Carbono

Por Marco Gonzalez

A Bacia de Santos, com 350 mil km², é a maior bacia sedimentar marítima brasileira. No Brasil, lidera a produção de petróleo (no quarto trimestre de 2025, contribuiu com 78,2% da produção de petróleo nacional [Aviz, 2026]). No mundo, lidera os programas de captura, utilização e armazenamento de carbono [ANP, 2026].

(Imagem baseada em: NASA/GSFC; Sartorato et al, 2020).

O problema dos gases de efeito estufa pode ser resolvido pela redução das emissões e pelo sequestro daqueles gases, essencialmente do dióxido de carbono (CO₂). Formações geológicas e minerais viabilizam os sequestros de carbono mais duradouros (podendo chegar a milênios) e menos suscetíveis ao seu retorno à atmosfera (no caso de interferências humanas e perturbações naturais) [Smith et al, 2024].

1. Sequestro de carbono

Sequestro de carbono consiste na transferência de CO₂ atmosférico para outros reservatórios terrestres de longa duração [Lal, 2007].

Diz-se que o sequestro é biológico (ou natural) quando este processo faz parte do ciclo do carbono

Ciclo do carbono: ciclo onde o carbono é transferido entre o oceano, a atmosfera, o solo e os seres vivos em escalas de tempo que variam de horas a séculos.

[USDE, 2025], podendo ser realizado [USGSa, 2022; USGS, 2024; Salem, 2025]:

• por fotossíntese,
  
  

  Fotossíntese: processo de conversão de energia solar (luz solar) em energia química. Requer luz solar, dióxido de carbono e água, como entrada, e produz, como saída, moléculas de carboidrato (hidrato de carbono) liberando oxigênio, através da seguinte fórmula química: 6 CO₂ + 6 H₂O → C₆H₁₂O₆ + 6 O₂.

  
  
  quando a vida vegetal absorve CO₂ atmosférico para ser armazenado na biomassa
  
  

  Biomassa: material orgânico, não fóssil, de origem biológica (plantas e animais). Inclui uma ampla gama de materiais colhidos da natureza ou a porção biológica de resíduos. O exemplo mais típico é a madeira (lenha, resíduos de madeira, restos de madeira, galhos de árvores, tocos, pellets de madeira, etc.), que é a maior fonte de energia de biomassa. Outros exemplos de biomassa são grama, bambu, milho, cana-de-açúcar, dejetos animais, lodo de esgoto e algas.

  
  
  e no solo; ou
• por decomposição da matéria orgânica, sendo o carbono liberado para os solos ou para os oceanos, quando há fertilização (adição de nutrientes) nas águas.

Sequestro biológico de carbono em um ecossistema.

(Imagem baseada em: USGSa, 2022; Salem, 2025).

"Carbono azul": sequestro biológico onde o carbono é capturado em ecossistemas costeiros e oceânicos.

(Imagem baseada em: USGS, 2024).

O tipo de reservatório onde o CO₂ é armazenado reflete o tipo de sequestro que ocorre, podendo ser:

• biológico – quando o reservatório inclui vegetação, solo ou ambientes aquáticos [USGS, 2025], incluindo o "carbono azul" [USGS, 2022];
• tecnológico – quando o carbono é armazenado em algum produto específico [UCDavis, 2021]. Exemplos:
• produção de concreto (na construção civil), onde o CO₂ é injetado na mistura dos componentes, sendo convertido quimicamente em nanopartículas de carbonato de cálcio, tornando o concreto mais resistente [Crawford, 2022]; e
• produção de grafeno,
  
  

  Grafeno: alótropo bidimensional do carbono, constituído por uma única camada de átomos de carbono dispostos em uma estrutura hexagonal. Sua produção é limitada a setores específicos, como da fabricação de telas para smartphones e outros dispositivos tecnológicos. Alótropo: refere-se a uma ou mais formas de um elemento químico que ocorrem no mesmo estado físico.

  
  
  onde o carbono é extraído do CO₂ para constituir matéria-prima [Myers, 2022].
• geológico – quando há envolvimento da geologia no caso do sequestro do carbono.
  

2. Sequestro geológico de carbono

Sequestro Geológico de Carbono (em inglês, GCS – "Geologic Carbon Sequestration") é o processo de armazenamento de CO₂ (geralmente pressurizado para se tornar líquido) de forma permanente, tipicamente em formações geológicas profundas por meio de injeção de CO₂ [USGS, 2025; Zeiss, 2025].

A expressão "Captura e Armazenamento de Carbono" (em inglês, CCS – "Carbon Capture and Storage") é usada de modo mais amplo para englobar captura, transporte e armazenamento, onde GCS representa esta última etapa [Weisanhua et al, 2023; ibm, 2024; Gidden et al, 2025]. 

Outras duas expressão são utilizadas:

• Captura, Utilização e Armazenamento de Carbono (em inglês, CCUS - "Carbon Capture, Utilisation, and Storage") que engloba a utilização (ou reutilização) do CO₂ capturado em processos industriais [ANP, 2025]; e
• Captura e Armazenamento de Carbono por Mineralização (em inglês, CCSM – "Carbon Capture and Storage by Mineralization") [Kirmani et al, 2024], onde a mineralização (ou carbonatação mineral)
  
  

  Carbonatação mineral: processo no qual o CO₂ reage quimicamente com silicatos contendo cálcio e/ou magnésio para formar materiais carbonatados estáveis e ambientalmente inofensivos. É potencialmente atraente para sequestro permanente e seguro de CO₂. Consiste em uma alteração exotérmica induzida onde silicatos não carbonatos (como olivina, serpentina e wollastonita) são transformados em carbonatos geológica e termodinamicamente estáveis (como magnesita, dolomita, calcita, siderita e dawsonita)

  
  
  do CO₂ reproduz o processo natural de intemperismo de silicatos de cálcio e magnésio [Qi Liu et al, 2025].

A CCSM é uma estratégia que pode ser classificada, quanto ao local onde a mineralização ocorre, como [Qi Liu et al, 2025; Bennett et al, 2025]:

• "ex situ", quando ocorre na superfície onde o CO₂ diluído ou concentrado é consumido geralmente em fontes alcalinas adequadas (como rejeitos de mineração ou escórias de fundição), por meio de conversão química controlada de CO₂ sob condições específicas [Kirmani et al, 2024], podendo gerar produtos carbonáticos de valor agregado [Bennett et al, 2025]; ou
• "in situ", quando ocorre no subsolo em profundidade com injeção de CO₂ [Sanna et al, 2014].

O CO₂ pode ser capturado de grandes fontes, como usinas de energia, instalações de processamento de gás natural e alguns processos industriais, ou até mesmo da atmosfera [BGS, 2022]. A maioria dos programas utiliza captura pré-combustão

Captura pré-combustão: captura de CO₂ antes da combustão, convertendo combustíveis fósseis em gás de síntese (uma mistura de hidrogênio e monóxido de carbono). O CO₂ é separado do gás de síntese também antes da combustão usando técnicas de purificação ou solventes físicos.

e absorção por amina.

Absorção por amina: na captura pós-combustão, é usado amina para capturar seletivamente o CO₂ dos fluxos de gases de combustão. Amina: solvente usado para absorver gases ácidos, como CO₂ e H₂S.

[Meehan, 2025].

A forma mais econômica de transporte para os locais de armazenamento pode ser o bombeamento por meio de dutos, uma tecnologia bem conhecida e confiável. Em pequena escala, porém, podem ser usados navios e caminhões-tanque [BGS, 2022].

Esquema geral do Sequestro Geológico de Carbono com injeção de CO₂.

(Imagem baseada em: USGSb, 2022).

2.1. Injeção de carbono

A injeção controlada de CO₂ em formações geológicas subterrâneas foi realizada pela primeira vez no Texas, EUA, no início da década de 1970, como parte de projetos de Recuperação Aprimorada de Petróleo (em inglês, EOR

EOR: recuperação aprimorada de petróleo com CO₂, uma tecnologia consolidada que tem sido aplicada com sucesso na extração de petróleo. Aproveita as excelentes propriedades de dissolução do CO₂ que, acima de uma pressão relativamente baixa, torna-se miscível com o petróleo local, arrastando-o para fora dos poros por meio de diversos mecanismos, como a redução da viscosidade, aumentando sua produção. Além disto, proporciona uma oportunidade para utilizar o CO₂ e armazená-lo permanentemente no subsolo.

– "Enhanced Oil Recovery") e tem sido realizada lá e em muitos outros locais desde então. A EOR oferece potencial ganho econômico com o aumento da produção de petróleo [Benson et al, 2018], assim como a Recuperação Aprimorada de Gás (em inglês, EGR

EGR: processo que consiste na injeção de CO₂ em um reservatório de gás esgotado para restaurar a pressão interna do reservatório a um nível superior ao da atmosfera e deslocar o gás natural remanescente promovendo sua extração, o que não poderia ser feito por tecnologias convencionais.

– "Enhanced gas Recovery") no caso do gás [Liu et al, 2022].

Esquema da recuperação aprimorada de Óleo/Gás.

(Adaptada de: Anikin et al, 2024; Zhang et al, 2024).

Com ou sem EOR (ou EGR), para fins de armazenamento, ao ser injetado no reservatório, o CO₂ deve preferencialmente ser comprimido para ser obtido seu estado supercrítico,

Supercrítico: estado em que uma substância é pressurizada sendo submetia a temperatura e pressão acima de seu ponto crítio. O ponto crítico do CO₂ é caracterizado por temperatura de 31,1 °C e pressão de 73,9 bar. Neste estado, o CO₂ possui densidade semelhante à de um líquido e difusividade semelhante à de um gás, tornando-se excelente solvente para a extração de diversos compostos. Difusividade: característica que determina a rapidez com que o equilíbrio é atingido a partir de um estado de não equilíbrio.

quando ocupa volume menor [Rockett et al, 2011]. Então, quando é dissolvido em água, é produzido um ácido fraco que reage com silicato básico de sódio e potássio ou com minerais de carbonato ou silicato de cálcio, magnésio e ferro, gerando íons bicarbonato por meio de reações químicas [Benson et al, 2018].

A injeção de CO₂ no espaço poroso e nas fraturas de uma formação geológica permeável pode deslocar o fluido local ou o CO₂ pode se dissolver, misturar-se com o fluido local ou reagir com grãos minerais, ou ainda ocorrer uma combinação destes processos no interior do reservatório [Benson et al, 2018].

2.2. Reservatórios geológicos de carbono

O sequestro geológico de carbono é realizado em corpos rochosos subterrâneos, principalmente em bacias sedimentares, incluindo [Bashir et al, 2024]:

• Aquíferos salinos profundos – reservatórios constituídos por formações profundas embebidas em água salgada onde minerais carbonáticos estáveis eventualmente se formam. Em profundidades de 800 a 3.000 m, o CO₂ dissolvido em salmouras tem ambiente favorável para mineralização [missionzero, 2025]).
• Reservatórios exauridos de petróleo ou gás – reservatórios petróleo (ou gás) após esgotamento ou durante EOR (ou EGR). São bem documentados, fornecendo caracterização geológica detalhada incluindo tipo de rocha, porosidade e permeabilidade, linhas de falha e outras informações [Bashir et al, 2024].
• Depósitos de carvão não exploráveis – depósitos que não são adequados para mineração onde uma fina camada de moléculas de CO₂ é adsorvida
  
  

  Adsorção: processo de ligação ou retenção de moléculas ou íons nas superfícies de partículas sólidas, causado por cargas eletrônicas fracas nessas superfícies.

  
  
  nas superfícies entre os leitos de carvão [Bashir et al, 2024]. Além desta capacidade de reter CO₂ com segurança por longos períodos, a injeção de CO₂ em depósitos de carvão pode impulsionar a produção de metano [Hosseinzadeh et al, 2024]. 
• Formações basálticas – reservatórios constituído por rochas basálticas que possuem capacidade única de converter rapidamente CO₂ em minerais carbonáticos estáveis [Ferreira et al, 2024; Sikurajapathi et al, 2025].

Representação esquemática de reservatórios geológicos de carbono em bacia sedimentar junto a camadas com porosidade e permeabilidade altas (potenciais reservatórios) e baixas (potenciais rochas selantes):

Rocha selante: rocha relativamente impermeável que forma uma barreira ou cobertura acima e ao redor da rocha reservatório, impedindo a migração de fluidos para além do reservatório. Sinônimo: caprock.

A. depósito de carvão não explorável.

B. aquífero salino profundo;

C. reservatório exaurido de petróleo/gás; e

D. formação basáltica.

(Imagem baseada em: Mwenketishi et al, 2023; El-Meligi e Nabawy, 2025).

Estima-se que, em níveis globais, formações geológicas bem selecionadas provavelmente retém mais de 99% do armazenamento de CO₂ por longo prazo. Os riscos são comparáveis ​​aos de operações industriais semelhantes existentes, como o armazenamento subterrâneo de gás natural e a EOR (ou EGR). Devido a mecanismos de aprisionamento, o armazenamento geológico pode se tornar mais seguro em períodos mais longos alcançando até milhões de anos [IPCC, 2018].

2.2.1. Rochas

As bacias sedimentares produzem excelentes reservatórios geológicos de carbono pois propiciam segurança, estabilidade e mínimo impacto ambiental. Nestas bacias, estruturas geológicas adequadas e leitos com boas porosidade e permeabilidade, características essenciais para armazenar CO₂, são frequentemente encontradas em arenitos e rochas carbonáticas. O contexto ideal inclui rochas com baixa permeabilidade, como folhelhos e evaporitos, acima das rochas-reservatório, para servirem como selantes viabilizando o aprisionamento do CO₂ [Bashir et al, 2024].

As rochas adequadas para armazenamento de CO₂ devem ser capazes de conter o CO₂ injetado e serem suficientemente porosas e permeáveis ​​para suportar a injeção contínua de fluidos. Em certos casos, o fraturamento hidráulico

Fraturamento hidráulico: processo de injeção de água, areia e/ou produtos químicos em um poço para quebrar a rocha subterrânea e liberar reservas de petróleo ou gás. São criadas microfissuras em áreas específicas da rocha que permitem que o petróleo ou o gás escapem e fluam por tubulações até a superfície. Sinônimo em inglês: "fracking".

pode ser considerado para aumentar a movimentação dos fluídos [OGCI, 2025].

Entre 1996 e 2020 mais de 75% do CO₂ armazenado ocorreu associado a EOR e, até o momento, os reservatórios sedimentares têm sido o principal alvo para o sequestro geológico. Há mais de 150 anos, petróleo e gás são produzidos a partir destes reservatórios e grande parte do conhecimento e experiência adquiridos em subsuperfície é transferível para o armazenamento de CO₂ [OGCI, 2025].

Atualmente, todos os grandes locais de sequestro geológico de CO₂ estão em formações rochosas sedimentares, porém, outros tipos de rocha podem servir como reservatórios de armazenamento. O intemperismo e a alteração naturais de rochas reativas ao CO₂

Rochas reativas ao CO₂: rochas que reagem quimicamente ao CO₂ e às espécies que ele forma quando dissolvido em água (ácido carbônico, bicarbonato e carbonato). Rochas relevantes, como o basalto e a peridotita, são tipicamente compostas por minerais de silicato ricos em ferro e magnésio.

levaram os cientistas a avaliar se elas poderiam ser úteis. Há demonstrações em pequena escala que indicam que são reativas ao CO₂ [OGCI, 2025]:

• algumas rochas ígneas, como
• as rochas máficas,
  
  

  Rocha máfica: rocha ígnea dominada pelos silicatos piroxênio, anfibólio, olivina e mica, minerais ricos em óxidos de magnésio e ferro, que conferem sua cor escura característica. Contém entre 45% e 52% de sílica.

  
  
  como o basalto;
  
  

  Basalto: rocha vulcânica escura de grão fino, frequentemente afanítica (com componentes minerais são tão pequenos que não podem ser reconhecidos macroscopicamente), composta essencialmente por plagioclásio básico e piroxênio.

  
  
  e
• as rochas ultramáficas,
  
  

  Rocha ultramáfica: rocha ígnea composta predominantemente por minerais ferromagnesianos como a olivina, a augita e o hiperstênio. Contém < 45% de sílica.

  
  
  como o peridotito,
  
  

  Peridotito: rocha ultramáfica cujo componente principal é a olivina, compondo >40% dos minerais máficos, sendo que estes devem compor >90% dos minerais presentes.

  
  
  além de
• certas rochas metamórficas derivadas de protólitos
  
  

  Protólito: rocha original que foi transformada metamórfica ou metassomaticamente. É, em princípio, a rocha primordial, sedimentar ou ígnea, que foi transformada, mas, muitas vezes, é entendida como a rocha imediatamente precursora da última transformação significativa.

  
  
  máficos ou ultramáficos, como o serpentinito.
  
  

  Serpentinito: rocha metamórfica magnesiana composta predominantemente por serpentina (mineral silicato de magnésio: Mg₃[Si₂O₅](OH)₄). Pode ser maciça ou xistosa (com minerais recristalizados segundo orientação preferencial em planos e/ou linhas).

  
  

Rochas máficas e ultramáficas são particularmente adequadas devido às suas elevadas concentrações de ferro, cálcio e magnésio, que promovem uma mineralização rápida [Osama, 2025], mimetizando o processo natural de intemperismo de rochas silicatadas [Matter et al,2025].

Alguns exemplos de rochas-reservatórios (A, B e C) e rocha selante (D).

A. Lâmina delgada de amostra com espaço poroso (em azul) de arenito da Formação Johansen da Bacia do Mar do do Norte norueguês.

B. Lâmina delgada mostrando poros (em azul) relativamente grandes e bem interconectados em arenito da Formação Broom Creek de Dakota do Norte, EUA.

C. Lâmina delgada mostrando cimento de quartzo com textura franjada nos poros (em azul) de calcário da Formação Barra Velha da Bacia de Santos, Brasil.

D. Testemunhos de sondagem de evaporitos da Formação Ariri da Bacia de Santos, Brasil, com halita

Halita: mineral, cuja composição química é cloreto de sódio (NaCl), conhecido como sal de cozinha, encontrado como sólido no subsolo e como material dissolvido na água (lagos e oceanos).

em rede de anidrita

Anidrita: sulfato de cálcio cuja composição química é CaSO₄. Mineral formado principalmente pela evaporação da água que contém sais dissolvidos. Seu nome vem do grego significando "pedra sem água".

(barra amarela), mosaico de halita (barra azul), halita com clastos de anidrita (barra verde) e anidrita nodular laminada (barra vermelha).

(Créditos: A. Sundal et al, 2016; B. Smith et al, 2017; C. Lupinacci et al, 2023; D. Gorla e Carneiro, 2023).

As rochas sedimentares e outros tipos de rochas-reservatório estão distribuídas pelo mundo em bacias sedimentares com programas de sequestro de CO₂ que variam em tamanho e no tipo de aprisionamento do carbono [OGCI, 2025]. 

2.2.2. Aprisionamento do carbono

No armazenamento geológico, para que o CO₂ injetado não escape e alcance a atmosfera, é preciso que existam mecanismos de aprisionamento (trapeamento ou, em inglês, "trapping") dos seguintes principais tipos [missionzero, 2025; OGCI, 2025]:

• Aprisionamento estrutural – aprisionamento que evita que o CO₂ injetado, que preenche os espaços entre os grãos da rocha-reservatório, suba. Isto tende a ocorrer porque, em sua fase livre,
  
  

  CO₂ em fase livre: CO₂ que não foi dissolvido em água, nem mineralizado e nem transformado de alguma outra forma por meio de reações químicas.

  
  
  ele é tipicamente mais flutuante que os fluídos naturais locais. A migração ascendente além do limite da rocha-reservatório é impedida fisicamente pela barreira suficientemente impermeável da rocha selante.
• Aprisionamento residual (ou capilar) – aprisionamento onde parte do CO₂ injetado fica retida em minúsculas cavidades na rocha, durante sua migração em fase livre através do reservatório.
• Aprisionamento por solubilidade – aprisionamento onde, em formações com água salgada (como aquíferos salinos), o CO₂ injetado dissolve-se gradualmente e o fluído rico em carbonato se torna mais denso que o fluído circundante. Ao longo do tempo, este fluído, devido a sua maior densidade, é movido para camadas mais profundas. Esta situação se fortalece progressivamente à medida que mais CO₂ se dissolve.
• Aprisionamento mineral – aprisionamento que ocorre sob condições termodinâmicas favoráveis, quando o CO₂ dissolvido, geralmente em água salgada, reage quimicamente. Os fluidos acidificados da formação podem dissolver minerais de silicato, levando à liberação de cátions divalentes (exemplos: Fe²⁺, Mg²⁺, Ca²⁺). Estes reagem com o ácido carbônico e os íons carbonato presentes na solução, causando a mineralização permanente de minerais carbonáticos sólidos. 

Mecanismos de aprisionamento de dióxido de carbono em armazenamento geológico.

(Imagem adaptada de: Kim et al, 2023).

No aprisionamento mineral, o CO₂ injetado dissolvido em água rica em sais cria condições favoráveis para que seja incorporado na precipitação de minerais carbonáticos estáveis [Zeiss, 2025] através da carbonatação mineral [BGS, 2022]. Este processo de mineralização é mais rápido em formações basálticas, podendo ocorrer em um ou dois anos [missionzero, 2025], e também pode ocorrer em rochas silicatadas comuns (como peridotito e serpentinito) [Dichicco et al, 2015].

Embora os três primeiros mecanismos de aprisionamento apresentados anteriormente sejam tipicamente descritos no contexto do armazenamento de CO₂ em sedimentos, eles também se aplicam às rochas máficas e ultramáficas. Nestas rochas, ocorrem principalmente aprisionamentos por solubilidade e mineral, que dependem da quantidade de CO₂ injetada, da quantidade e da taxa na qual ele se mistura com os fluidos locais e da taxa de dissolução mineral, porém algum aprisionamento estrutural ainda pode ser necessário [OGCI, 2025].

3. Iniciativas de sequestro geológico de carbono

A CCS é adotada por mais de 30 países em suas Contribuições Nacionalmente Determinadas

Contribuições Nacionalmente Determinadas: ações climáticas pós 2020 que representam os esforços de cada país para reduzir as emissões de GEE nacionais buscando alcançar as metas de longo prazo e atingir o pico global das emissões o mais rápido possível. Devem estar de acordo com as melhores evidências científicas disponíveis, de modo a alcançar um equilíbrio entre as emissões antropogênicas e a remoção desses gases pelos sumidouros na segunda metade deste século.

no âmbito do Acordo de Paris.

Acordo de Paris: acordo assinado na Conferência das Nações Unidas sobre Mudanças Climáticas (COP21) em Paris, em 2015, estabelecendo metas de longo prazo para orientar todas as nações a: • reduzir substancialmente as emissões globais de gases de efeito estufa para manter o aumento da temperatura global bem abaixo de 2°C acima dos níveis pré-industriais e empenhar esforços para limitá-lo a 1,5°C acima dos níveis pré-industriais, reconhecendo que isso reduziria significativamente os riscos e os impactos das mudanças climáticas; • avaliar periodicamente o progresso coletivo em direção à consecução do objetivo deste acordo e de suas metas de longo prazo; e • fornecer financiamento aos países em desenvolvimento para mitigar as mudanças climáticas, fortalecendo a resiliência e aprimorando a capacidade de adaptação aos impactos climáticos.

Sua implantação em larga escala, no entanto, exige ações colaborativas de longo prazo no combate aos gases de efeito estufa [GCI, 2025].

3.1. Situação em 2025

Durante 2025, muitos países apresentaram progresso significativo em políticas, leis e regulamentações específicas para CCS. Este avanço se reflete no número de iniciativas em operação, construção e desenvolvimento [GCI, 2025].

Evolução da capacidade global anual de iniciativas de CCS ao longo do tempo [GCI, 2025].

(Imagem adaptada de: RCraig09).

Avanços de CCS em 2025 [GCI, 2025]:

• Iniciativas operacionais (em relação ao ano anterior):
• a quantidade aumentou 54% chegando a 77 instalações;
• a capacidade de captura aumentou 25% alcançando 64 milhões de toneladas anuais;
• Iniciativas totais (em relação ao ano anterior):
• quantidade aumentou 17% chegando a 734 instalações.
• Iniciativas em desenvolvimento avançado (em relação ao ano anterior):
• capacidade de captura aumentou 45% alcançando 262 milhões de toneladas anuais.
• Iniciativas em construção:
• capacidade de captura em julho de 2025 era de 44 milhões de toneladas anuais

Localização das iniciativas de CCS em 2025.

(Crédito: GCI, 2025).

3.2. Alguns exemplos (instalações e testes)

3.2.1. Em rochas sedimentares

Depósitos carbonáticos e siliciclásticos da Bacia de Santos no Brasil

A Bacia de Santos, na costa brasileira a ≈5000 m de profundidade, contém os principais campos petrolíferos brasileiros. Inclui rochas que têm origem associada à fragmentação do supercontinente Gondwana e à abertura do Oceano Atlântico durante o Cretáceo Inferior [Sommer, 2022]. Nesta bacia, a Formação Barra Velha, um dos reservatórios do Pré-sal, é constituída por depósitos carbonáticos e siliciclásticos.

Siliciclástica: diz-se de rocha sedimentar que se forma principalmente pela acumulação e consolidação de grãos minerais, principalmente silicatos.

Acima dela, o espesso pacote de sal (com espessuras de 2000 a 2500 m proporcionadas pelas elevadas taxas de evaporação) da Formação Ariri, composta por halita e anidrita, atua como rocha selante do reservatório [Sommer, 2019].

A Petrobras possui um programa de CCUS em operação na Bacia de Santos em escala comercial, localizado a 300 km da costa brasileira. O CO₂ (que corresponde entre 8 e 40% do volume do gás natural extraído) é separado, comprimido e injetado em poços para sequestro de carbono e para EOR [co2re, 2023].

Em 2024, foram injetadas 14,2 milhões de toneladas de CO₂ nos reservatórios do pré-sal da Bacia de Santos, o que corresponde a 28% do total mundial daquele ano. Além de pioneiro em águas ultraprofundas, este é o maior programa de CCUS em operação no mundo, considerando a quantidade de CO₂ injetada anualmente. Entre 2008 e 2024, tecnologias pioneiras contribuíram para um total de 67,9 milhões de toneladas injetadas de CO₂ [Agência Petrobras, 2025].

A plataforma P-74, que opera no pré-sal da Bacia de Santos.

Atualmente, nesta bacia, 22 plataformas FPSOs (em inglês, "Floating Production, Storage and Offloading" – Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência), como a P-74, são equipadas com sistemas para captura e injeção do CO₂.

(Crédito: Agência Petrobras, 2025).

Arenitos e siltitos na região da Ilha Barrow na Austrália

Em agosto de 2019, a joint venture Gorgon liderada pela Chevron iniciou a injeção de CO₂ e, por 40 anos, planeja injetar de 3,3 a 4 milhões de toneladas de dióxido de carbono por ano na Formação Dupuy, na região sob a Ilha Barrow. Esta operação utiliza os campos de gás da Grande Área de Gorgon, na costa noroeste da Austrália Ocidental [WA.gov, 2025].

O CO₂ em fase supercrítica é injetado em reservatório profundo na Formação Dupuy, que consiste em arenitos e siltitos intercalados com porosidade moderada, que foram depositados no Jurássico superior em encosta submarina. Dupuy é sobreposta pelo Grupo Barrow do Cretáceo, cuja parte inferior consiste em folhelhos e arenitos intercalados, incluindo o Folhelho Basal, lateralmente extenso, que constitui o trapeamento da zona de injeção [Trupp et al, 2013]. 

Campos de gás entre 200 m (Gorgon) e 1350 m (Jansz-lo) de profundidade que fazem parte do Projeto Gorgon, nas proximidades da Ilha Barrow, na costa noroeste da Austrália Ocidental [Nopsema, 2025].

(Imagem baseada em: NASA GSFC; Glen Dillon).

Arenitos do Grupo Dunlin na Noruega

A Rede Langskip, projeto de CCS em grande escala da Noruega, tem as operações de transporte e de armazenamento de CO₂ realizadas pelo programa Northern Lights (Equinor, Shell e Total). O transporte é feito por gasoduto submarino até o Sítio de Armazenamento Aurora no norte do Mar do Norte, na costa oeste da Noruega. A injeção é realizada por poço com infraestrutura submarina tendo como alvo rochas de formações profundas na Bacia do Mar do do Norte [co2re, 2025].

A fase 1 do Northern Lights, com capacidade de 1,5 milhão de toneladas por ano, foi concluída, tendo sido expandida para entrar na fase 2 com capacidade para 5 milhões de toneladas anuais [norlights, 2025]. Em meados de 2025, os primeiros volumes de CO₂ da fase 2 foram injetados [equinor, 2025].

O armazenamento é realizado em rochas do Grupo Dunlin do Jurássico Inferior, sendo os arenitos das formações Johansen e Cook as unidades de armazenamento principal e secundária, respectivamente, e o folhelho da Formação Drake constituindo a unidade selante [Griffiths et al, 2025].

Amostras de testemunhos de sondagem do Grupo Dunlin:

A e B. Arenitos da Formação Johansen de 2761 m e 2725 m respectivamente.

C. Arenito da Formação Cook de 2680 m.

D. Folhelho da Formação Drake de 2593 m.

(Crédito: Griffiths et al, 2025).

Arenitos da Bacia Cooper na Austrália

O programa Moomba (da Santos, fornecedora de gás natural para o mercado interno australiano e de gás natural liquefeito para a Ásia) iniciou sua operação de injeção de CO₂ em setembro de 2024 tendo capacidade de 1,7 milhões de toneladas anuais [Santos, 2025] planejada para 25 anos. Um gasoduto transporta o CO₂ capturado da instalação da gás de Moomba até os campos de gás esgotados de Strzelecki e Marabooka [Santos, 2024]. 

Localização da instalação de Moomba e da Bacia Cooper.

(Crédito da imagem: Stöckl/NASA; Lockhart et al, 2018).

Estes campos estão localizados na Bacia de Cooper a ≈45 km a leste-sudeste de Moomba. Na primeira fase, o reservatório de armazenamento do CO₂ é constituído pelos arenitos fluviais da Formação Toolachee. Estes são trapeados por extensas camadas intercaladas de folhelho argiloso/siltito da Formação Top Toolachee e do Grupo Nappamerri [Santos, 2024].

Arenitos de Richardton nos EUA

A Red Trail Energy é uma instalação de produção de etanol da Gevo North Dakota [Gevo, 2025] localizada na cidade de Richardton em Dakota do Norte, EUA. Ela distribui etanol nos EUA e no Canadá. A Gevo possui arrendamento para 5.800 acres na Formação Broom Creek, que tem espaço poroso suficiente para 1 milhão de toneladas de sequestro de CO₂ por ano [Gevo, 2026].

Atualmente a instalação de Richardton, adjacente à usina de etanol, realiza captura e armazenamento de CO₂ injetando ≈180.000 toneladas anualmente a mais de 1,6 km de profundidade na Formação Broom Creek [EERC, 2025]. Esta formação é caracterizada predominantemente por arenitos, sendo trapeada por argilitos e siltitos intercalados por evaporitos da Formação Opeche [EPA, 2022].

Instalação de etanol Red Trail Energy da Gevo North Dakota, em Richardton, Dakota do Norte, EUA.

Desta instalação são capturadas 100% das emissões de CO₂ do processo de fermentação, para produção de etanol, sendo injetadas a uma taxa de 500 toneladas por dia na Formação Broom Creek [ethanolproducer, 2022]. A Red Trail Energy é pioneira como instalação de produção de etanol que gera Certificados de Remoção de CO₂ [Jennifer L, 2024] no mercado voluntário de carbono [NotasGeo, 2026].

(Crédito: Highsmith).

Calcário e dolomito da Bacia do Rio Green nos EUA

No campo de LaBarge, Wyoming, EUA, a ExxonMobil extrai gás natural a partir da Formação Madison, na Bacia do Rio Green, que possui reservatórios ricos em hidrocarbonetos. Na Estação de Tratamento de Shute Creek, desde 2005, o CO₂ (e impurezas), que é capturado do gás natural produzido, é injetado em poços na mesma formação em profundidades entre ≈5100 m e ≈5900 m [EPA, 2025]. Entre 2010 e 2022, a estação de tratamento tinha capacidade nominal de 7 milhões de toneladas injetadas por ano [geoengineeringmonitor, 2022]. O gás aprisionado no campo de LaBarge, em média, consiste de 66% de CO₂, 21% de CH₄, 7% de N₂, 5% de H₂S e 0,6% de He [Zwahlen et al, 2018]. 

A Formação Madison é constituída por alternância de calcário e dolomito com porosidade média de 8%–10%. Acima, o arenito da Formação Weber, que teve sua permeabilidade reduzida ao longo do tempo, funciona como primeira vedação para os fluídos presentes na Formação Madison [Zwahlen et al, 2018]. Mais acima, a camada selante definitiva é constituída pelas formações triássicas Dinwoody e Chugwater, compostas por siltitos, folhelhos e arenitos de granulação fina [Wang et al, 2018].

Mais ao norte de Shute Creek, em Montana, EUA, ocorrem afloramentos (em primeiro plano) do calcário da Formação (ou Grupo) Madison cortados pelo cânion do Rio Sun. Ao fundo, podem ser vistas as Montanhas Rochosas.

(Crédito: Qfl247).

3.2.2. Em rochas máficas ou ultramáficas

Basalto de Hellisheidi na Islândia

O projeto piloto de CCS da CarbFix está situado a ≈3 km ao sul da usina geotérmica de Hellisheidi, na Islândia. O vapor gerado por esta usina é composto por ≈0,5% de gases geotérmicos, sendo CO₂ o principal deles [Sigurdardottir et al, 2010]. Dois experimentos foram realizados em 2012 [Matter et al, 2016]:

• Fase I – 175 toneladas de CO₂ puro injetadas de janeiro a março; e 
• Fase II – 73 toneladas de mistura gasosa de CO₂ e H₂S (sendo 55 toneladas de CO₂) injetadas de junho a agosto.

Esta segunda fase verificou a viabilidade da injeção com impurezas, já que o custo da separação dos gases é significativo [Matter et al, 2016].

A injeção foi direcionada a uma sequência basáltica (em profundidade de 400-800 m) rica em cátions divalentes capazes de formar carbonatos [Alfredsson et al, 2013]. Mais de 95% do CO₂ injetado foi mineralizado em menos de dois anos [Aradóttir t al, 2012; Matter et al, 2016].

As rochas subterrâneas no local dos experimentos são principalmente basaltos toleíticos olivínicos, constituídos por derrames de lava e hialoclastitos

Hialoclastito: agregado de detritos finos e vítreos formado pelo contato repentino de magma quente e coerente com água fria ou sedimentos saturados de água. A rápida perda de calor do magma para a água fria cria uma tensão térmica de tração na camada magmática à medida que esta se resfria e se contrai, fazendo com que a zona vítrea resfriada se fragmente e forme detritos fragmentados por têmpera. Depósitos espessos de hialoclastito se formam sobre fluxos de basalto quando estes entram em erupção sob o mar ou desembocam no mar.

[Alfredsson et al, 2013]. Os hialoclastitos sobrepostos, de baixa permeabilidade [Matter et al, 2016], servem como rocha selante [Alfredsson et al, 2013].

Após este projeto piloto, a primeira injeção em escala industrial ocorreu em 2014. O processo foi ampliado em 2016 e novamente em 2017, quando ≈10.000 toneladas de CO₂ e ≈5.000 toneladas de H₂S foram injetadas no reservatório [Sigfússon et al, 2018]. Com a integração da unidade Silverstone, a capacidade anual de captura de carbono aumentará para 34.000 toneladas de CO₂ [cinea, 2024]. A unidade de Silverstone da Carbfix em Hellisheidi foi inaugurada em junho de 2025 [eeas, 2025].

A usina geotérmica de Hellisheidi na Islândia.

A CarbFix armazena as emissões de CO₂ capturadas da Usina Geotérmica de Hellisheidi através da unidade Silverstone. Esta instalação de CCS é pioneira em operação em terra na Europa [eeas, 2025].

(Crédito da imagem: Sigrg).

Basalto do Grupo do Rio Colúmbia de Wallula nos EUA

O Departamento de Energia dos EUA, por meio da Parceria Regional Big Sky para Sequestro de Carbono, realizou projeto piloto para sequestro de CO₂ nas proximidades da cidade de Wallula, no sudeste do estado de Washington, EUA [McGrail et al, 2011]. O armazenamento utilizou aquíferos basálticos da Bacia do Rio Colúmbia, que constituem depósitos de basalto continental com espessura composta máxima de mais de 4.870 metros na porção central da bacia [netl, 2025].

O Grupo Basáltico do Rio Colúmbia estende-se pelos estados de Washington, Oregon e Idaho, nos EUA. São basaltos toleítos quartzosos, dominados por plagioclásio, augita e material mesostático

Mesostase: material residual, composto por minerais microcristalinos provenientes do resfriamento rápido do magma, encontrado em rochas vulcânicas.

vítreo e não cristalino [netl, 2025]. Este grupo é subdividido em seis formações e uma delas é o Basalto Grande Ronde cujos interfluxos, abaixo de ≈730 metros de profundidade, foram selecionados para injeção de CO₂. O alvo principal, localizado entre 828 e 875 m, possui três zonas de brecha basáltica com permeabilidade moderadamente alta. Na parte superior do Grande Ronde, o Membro Umtanum apresenta permeabilidade extremamente baixa funcionando como camada selante [McGrail et al, 2011].

Afloramento do basalto Grande Ronde (Mioceno médio) do Grupo Basáltico do Rio Colúmbia em Washington, EUA.

Este basalto é encontrado em toda a área da Bacia do Rio Colúmbia [Reiel et al, 2002] com recursos estimados de armazenamento em subsolo para 40 bilhões de toneladas de CO₂ [Cao et al, 2024].

(Crédito da imagem: Walter Siegmund)

Em 2013, experimentalmente, foram injetadas ≈1.000 toneladas de CO₂ supercrítico em zonas permeáveis ​​do basalto do Rio Colúmbia, ao longo de 25 dias [Giannetta e Hoover, 2025]. Após dois anos, em vesículas de amostras da zona de injeção, foi identificado o mineral carbonatico ankerita, que contém cálcio, ferro, magnésio e manganês, com clara correlação com a assinatura isotópica do CO₂ injetado [pnnl, 2020]. 60% do CO₂ foi mineralizado, preenchendo 4% do espaço do reservatório [Giannetta e Hoover, 2025].

Basalto Serra Geral da Bacia do Paraná no Brasil

Experimento de laboratório com mineralização de CO₂ foi realizado com amostras de basaltos da Bacia do Paraná, no sul do Brasil. Verificou-se que estas rochas ​​possuem associação mineral, textura e composição que permitem precipitação rápida de carbonatos. No experimento, esta precipitação se iniciou 72 horas após a injeção. A mineralização ocorreu com reação entre o CO₂ dissolvido e minerais ricos em cálcio presentes nos basaltos. Precipitaram aragonita (75,9%), dolomita (19,6%) e calcita (4,6%) sendo estimado um armazenamento de ≈75% do CO₂ com aprisionamento imediato por solubilidade [Ferreira et al, 2024].

Os basaltos estudados representam o principal registro de magmatismo toleítico na porção sul da plataforma sul-americana, cobrindo parcialmente o centro e o sul do Brasil, Uruguai e Paraguai. Estas lavas basálticas, agrupadas no Grupo Serra Geral, atingem uma espessura de 1750 m na porção centro-norte da bacia [Ferreira et al, 2024].

Em afloramentos, o basalto (utilizado no experimento com mineralização de CO₂) exibe camadas maciças com fraturas verticais e horizontais (C), geralmente intercaladas com camadas que apresentam alto teor vesicular (A e detalhe em B).

(Crédito: Ferreira et al, 2024).

Peridotitos do Ofiolito de Samail em Omã

O sequestro de CO₂ nas rochas ultramáficas de Omã, incluindo os peridotitos do Ofiolito

Ofiolito: sequência litológica típica de crosta oceânica, apresentando rochas máfico-ultramáficas serpentinizadas originadas nas zonas de ridges das cadeias meso-oceânicas em um edifício pluto-vulcânico-sedimentar. Serpentinização: processo que envolve hidrólise e transformação de minerais ferromagnesianos primários, como olivina e piroxênio, para produzir fluidos ricos em H₂ e uma variedade de minerais secundários em uma ampla gama de condições ambientais. Hidrólise: reação química na qual a água é usada para quebrar as ligações de uma determinada substância.

de Samail, tem sido estudado há décadas. Estima-se que ≈10.000 a ≈100.000 toneladas por ano de CO₂ atmosférico são convertidas em minerais carbonáticos sólidos, sendo que as estratégias mais promissoras para CCS em Omã incluem EOR e EGR, bem como a exploração de campos de hidrocarbonetos esgotados [Al-Kindi, 2024].

Um dos alvos dos programas de CCS de Omã são aquíferos de peridotitos que podem alcançar profundidades de ≈1000 m. A injeção de CO₂ supercrítico ou dissolvido em água tem potencial para a carbonatação nestas rochas através de fraturas condutivas e conectivas já que a permeabilidade da matriz do peridotito é muito baixa [Al-Kindi, 2024].

Em teste piloto, CO₂ capturado de planta de amônia no Sultanato de Omã foi injetado em peridotito do ofiolito de Samail, obtendo-se rápida precipitação de minerais carbonáticos, sendo que ≈88% do CO₂ injetado foi mineralizado como minerais carbonáticos em até 45 dias após a injeção [Matter et al, 2025].

Uma alternativa ("ex situ") é a utilização de rejeitos de peridotito de minas de cromita abandonadas em Omã que podem produzir rochas trituradas ricas em olivina. Estes rejeitos incluem minerais de magnésio reativos com potencial para consumir grandes quantidades de CO₂. Este processo exige grandes áreas para espalhar o peridotito triturado, porém não tem as complexidades da estratégia ("in situ") da injeção no subsolo [Al-Kindi, 2024].

Localização do Ofiolito de Samail em Omã.

Partes das Montanhas de Omã são cobertas pelo Ofiolito de Samail, a maior, mais bem exposta e preservada sequência de crosta oceânica e manto superior do mundo [Al-Kindi, 2024]. 

(Crédito da imagem: John Nevard / NASA; Editor Socks; Rajendran et al, 2014).

4. Desafios do sequestro geológico de Carbono

Os principais desafios do sequestro de CO₂ podem ser classificados como tecnológicos, econômicos, políticos e ambientais.

Desafios tecnológicos

• Aprimoramento da eficiência de Captura
• O desenvolvimento de tecnologias de captura eficientes e economicamente viáveis continua sendo um desafio que está associado à eliminação de problemas ambientais e de segurança e à ampliação dessas tecnologias para implantação em larga escala. Os pontos críticos são a redução do consumo de energia e o aumento da confiabilidade. A falta deste aprimoramento pode inviabilizar totalmente um programa [Meehan, 2025].
• Minimização do consumo de energia
• A energia consumida na captura e compressão de CO₂ pode anular parte da redução de emissões alcançada. Poucos programas de CCS utilizam eletricidade proveniente de fontes renováveis [Meehan, 2025].
• Gerenciamento da Infraestrutura
• Transporte – O CO₂ comprimido a altas pressões exige estrutura especializada para manuseio e confinamento seguros durante todo o transporte de modo a evitar vazamentos ou acidentes [Meehan, 2025]. No caso de uso de dutos, é preciso assegurar a integridade e a confiabilidade dos mesmos em longas distâncias, incluindo a garantia de fluxo, por exemplo, devido a impurezas do fluído [Rui et al, 2025]. Embora a indústria petrolífera tenha décadas de experiência na operação de dutos de CO₂ de alta pressão, grandes desafios persistem [Meehan, 2025]. Também há carência de infraestrutura que conecte fontes de captura aos locais de armazenamento [Rui et al, 2025] e há desafios substanciais em termos de regulamentação e licenciamento [Meehan, 2025]. 
• Injeção – O gerenciamento da injeção deve se preocupar principalmente com a perda de integridade do poço que é mais provável de ocorrer quando o revestimento ou o cimento são danificados pela reação com o CO₂ injetado [Song et al, 2023].
• Geral – A operação de projetos de CCS em larga escala em regiões remotas ou com infraestrutura precária apresenta desafios adicionais [Rui et al, 2025].
• Caracterização do reservatório
• A caracterização minuciosa do reservatório é exigida para garantir altas taxas de injeção, potencial de armazenamento e contenção de CO₂ a longo prazo. Esta caracterização inclui principalmente a delimitação de estruturas geológicas, a compreensão das interações dinâmicas entre o CO₂ injetado e o arcabouço geológico, a quantificação da capacidade de armazenamento e a avaliação da viabilidade técnica e econômica dos locais propostos. Os dados, porém, são frequentemente inadequados e escassos, geralmente restritos a profundidades rasas e com cobertura espacial limitada [Rui et al, 2025].
• Ao contrário dos campos de petróleo e gás, a maioria dos aquíferos salinos é relativamente pouco caracterizada do ponto de vista geológico. Além disto, o espaço poroso nos aquíferos salinos já está cheio de água, um fluido muito pouco compressível [Meehan, 2025].
• Monitoramento da injeção e do armazenamento
• O poço de injeção deve ser monitorado durante todo o processo, pois é o principal caminho de fluxo do CO₂ injetado[Song et al, 2023].
• O monitoramento inclui o rastreamento da propagação e do movimento do CO₂ no subsolo, verificando a sua contenção dentro do reservatório [Rui et al, 2025] 

Desafios econômicos

• Administração da receita
• Mecanismos incertos de incentivos ou de precificação de carbono afetam a receita das iniciativas de CCS [Meehan, 2025].
• Redução dos elevados custos
• Os custos de CCS incluem despesas com infraestrutura de captura (80% dos custos se acumulam na fase de captura [Nie, 2025]), transporte e armazenamento, o que pode representar barreiras financeiras à implementação dos programas em larga escala [Meehan, 2025]. 
• Administração dos custos operacionais
• Estes custos são contínuos e incluem principalmente manutenção, monitoramento e restauração ambiental. Eles podem impactar a viabilidade econômica das iniciativas de CCS ao longo de seu ciclo de vida [Meehan, 2025]. 

Desafios políticos

• Conquista da aceitação pública
• As preocupações do público com a segurança, os impactos ambientais e a potencial responsabilização das ações devem ser consideradas. Muitas vezes a confiança pública depende da transparência do empreendimento, da percepção de risco e da sensação de equidade social [sustainability, 2025]. A aprovação da comunidade vai além das licenças formais e oficiais, funcionando como uma "licença social para operar" [catf, 2025].
• Obtenção de apoio Político
• O ceticismo público leva à hesitação política ou à retirada de apoio, paralisando o investimento e, como um ciclo, reforçando as preocupações públicas [catf, 2025]. A fragilidade do apoio parlamentar e governamental pode ser causada também por instabilidade política. A falta de apoio político tem como principal resultado o atraso na adoção da legislação sobre CCS [GCI, 2025], prejudicando sua implantação comercial [Meehan, 2025]. 
• Alterações regulatórias e na evolução das políticas ambientais podem gerar incertezas quanto à viabilidade e à rentabilidade a longo prazo dos projetos de CCS. Um arcabouço regulatório robusto e políticas governamentais favoráveis ​​são vitais para a expansão das operações [Rui et al, 2025].

Desafios Ambientais

• Gerenciamento de riscos geoquímicos
• Na carbonatação mineral "ex situ", há o risco de libertação de contaminantes metálicos provenientes de resíduos minerais para o ambiente [Al-Kindi, 2024].
• Gerenciamento de riscos geomecânicos
• Se o período de injeção for prolongado, a pressão dos poros pode reativar falhamentos, inclusive na camada selante. Pode acontecer resposta poroelástica
  
  

  Poroelasticidade: característica que descreve o comportamento do meio poroso contínuo e do fluido presente nos poros em relação a deslocamentos e tensões aplicadas. Trata conjuntamente a estrutura sólida e o fluido presente nos poros para calcular as variações na pressão dos poros, nos deslocamentos do sólido e nos deslocamentos do fluido devido a tensões e deslocamentos associados a processos externos ou internos.

  
  
  da rocha resultando na deformação da formação. Esses riscos podem levar a vazamento de CO₂, sismicidade induzida, soerguimento da superfície e, em decorrência, problemas ambientais [Song et al, 2023; Meehan, 2025].

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