Los tres descubrimientos fueron realizados durante 2026 en el pozo exploratorio Morpho, frente a las costas de Amapá. Los resultados amplían el conocimiento sobre el potencial de hidrocarburos de la cuenca de la Foz del Amazonas.

La petrolera brasileña Petrobras confirmó un tercer hallazgo de petróleo en el pozo exploratorio Morpho, ubicado en el bloque FZA-M-59, frente a las costas del estado de Amapá, en el norte de Brasil.

El nuevo descubrimiento se produjo tras las evaluaciones de las formaciones geológicas atravesadas durante la perforación, que anteriormente habían permitido identificar presencia de petróleo en agosto y a comienzos de octubre de 2026.

De acuerdo con la compañía, el tercer hallazgo corresponde a un nuevo intervalo con presencia de hidrocarburos dentro del mismo pozo, situado en una zona marítima cuya profundidad de agua alcanza los 2.886 metros.

Con este resultado, Petrobras suma tres descubrimientos en Morpho y obtiene mayor información sobre las características geológicas y el potencial petrolero de la cuenca de la Foz del Amazonas, considerada una de las nuevas fronteras exploratorias del Margen Ecuatorial brasileño.

La empresa precisó que las actividades de perforación y recopilación de información geológica ya concluyeron. Actualmente, corresponde completar los procedimientos de cierre del pozo antes de trasladar la unidad de perforación hacia una nueva ubicación exploratoria.

Tres descubrimientos amplían el potencial petrolero de Morpho

El tercer hallazgo representa un nuevo resultado positivo para Petrobras en el bloque FZA-M-59 durante 2026. La primera detección de petróleo fue anunciada en agosto, mientras que la segunda se comunicó a principios de octubre, luego de avanzar con las operaciones de perforación.

Los trabajos permitieron identificar nuevos intervalos con presencia de hidrocarburos, proporcionando información adicional sobre el sistema petrolero de esta región marítima.

La presidenta de Petrobras, Magda Chambriard, destacó los resultados alcanzados y señaló que los tres descubrimientos en un mismo pozo reflejan el potencial exploratorio de la zona y el trabajo técnico desarrollado por los equipos de la compañía.

La ejecutiva también vinculó estos avances con la estrategia empresarial orientada a explorar nuevas áreas y ampliar las oportunidades de incorporación de recursos petroleros.

Sin embargo, Petrobras todavía no ha informado el volumen de petróleo recuperable asociado con estos hallazgos ni ha determinado si cuentan con condiciones para desarrollar una explotación comercial.

Por ello, los resultados deben considerarse descubrimientos exploratorios que requieren estudios y evaluaciones adicionales antes de establecer su potencial económico y productivo.

Pozo Morpho opera en aguas de 2.886 metros de profundidad

El pozo exploratorio se encuentra en el bloque FZA-M-59, en la cuenca sedimentaria de la Foz del Amazonas, frente al litoral de Amapá. Esta zona integra el Margen Ecuatorial brasileño, una región que Petrobras considera relevante para ampliar sus actividades de exploración de petróleo y gas natural.

La operación se desarrolla en aguas ultraprofundas, con una columna de agua de 2.886 metros, lo que demanda tecnología especializada y capacidades técnicas para ejecutar las actividades de perforación.

Durante los trabajos, Petrobras recopiló información sobre las formaciones geológicas atravesadas e identificó distintos intervalos con presencia de hidrocarburos.

Los datos obtenidos permitirán profundizar el conocimiento sobre las características del subsuelo marino y contribuirán a las evaluaciones del potencial petrolero de esta cuenca.

Estos resultados adquieren importancia dentro de los planes de la compañía para explorar nuevas fronteras de hidrocarburos y ampliar su base de recursos.

Petrobras trasladará plataforma de perforación a la cuenca Potiguar

Tras completar las actividades exploratorias en Morpho, Petrobras iniciará los procedimientos correspondientes para finalizar las operaciones en el pozo, mediante su cierre técnico o abandono.

Una vez concluida esta etapa, la unidad de perforación será movilizada hacia la cuenca Potiguar, frente a las costas del estado de Río Grande do Norte.

En esta nueva ubicación, la compañía tiene previsto comenzar una perforación exploratoria en el área denominada Mãe de Ouro, como parte de la continuidad de sus actividades en el litoral brasileño.

El traslado permitirá a Petrobras avanzar con su programa de exploración en otras zonas marítimas, mientras concluye los trabajos desarrollados en el bloque FZA-M-59.

Margen Ecuatorial gana importancia en la estrategia energética brasileña

Petrobras mantiene el desarrollo de nuevas actividades exploratorias en el Margen Ecuatorial como parte de su estrategia para identificar oportunidades de petróleo y gas natural y contribuir a la reposición de sus reservas.

En ese contexto, la cuenca de la Foz del Amazonas representa una de las áreas de interés para ampliar el conocimiento sobre los recursos de hidrocarburos existentes en el territorio marítimo brasileño.

Los tres hallazgos registrados en el pozo Morpho durante 2026 fortalecen la información geológica disponible y aportan nuevos elementos para evaluar el potencial de esta frontera exploratoria.

No obstante, la identificación de petróleo en distintos intervalos no significa que existan reservas comerciales certificadas ni que la compañía esté en condiciones de iniciar su explotación.

Petrobras deberá analizar los resultados obtenidos para establecer las dimensiones de los descubrimientos, su potencial de recuperación y las posibilidades de un eventual desarrollo productivo.

De esta manera, los resultados de Morpho representan un avance exploratorio para Brasil, aunque todavía será necesario completar las evaluaciones técnicas y económicas antes de determinar su impacto en la producción nacional de hidrocarburos.

Identificó hidrocarburos en el pozo exploratorio Milano-1X, ubicado en el bloque CPO-5, en el departamento del Meta.
La petrolera india ONGC Videsh anunció un nuevo descubrimiento de petróleo en Colombia, tras obtener resultados positivos durante la perforación del pozo exploratorio Milano-1X, ubicado en el bloque CPO-5, en el departamento del Meta.

De acuerdo con la compañía, las estimaciones preliminares indican que el pozo presenta un potencial de producción cercano a los 750 barriles de petróleo diarios, aunque el volumen definitivo dependerá de los estudios técnicos que actualmente se encuentran en desarrollo.

El descubrimiento confirma la presencia de hidrocarburos en la formación Lower Mirador, una zona que la empresa considera relevante para continuar evaluando nuevas oportunidades exploratorias en los Llanos Orientales colombianos.

ONGC Videsh, filial internacional de exploración y producción de la empresa estatal india Oil and Natural Gas Corporation (ONGC), destacó que los resultados obtenidos permiten ampliar el conocimiento geológico del bloque CPO-5.

Asimismo, el hallazgo contribuye a reducir la incertidumbre exploratoria sobre el potencial de la formación Lower Mirador y proporciona nueva información técnica para las siguientes fases de evaluación.

La compañía precisó que el comportamiento del pozo y los análisis pendientes serán determinantes para establecer su capacidad de producción.

Pozo Milano-1X alcanza los 3.444 metros de profundidad
La perforación del pozo exploratorio Milano-1X alcanzó una profundidad total de 11.300 pies, equivalentes aproximadamente a 3.444 metros, como parte de las actividades desarrolladas por ONGC Videsh en el bloque CPO-5.

Durante los trabajos exploratorios, los equipos técnicos identificaron un intervalo de 27 pies de arena con presencia de hidrocarburos.

Este resultado permitió confirmar características geológicas favorables para la acumulación de petróleo dentro de la formación Lower Mirador.

Posteriormente, mediante la toma de muestras de fluidos, los especialistas verificaron la presencia de petróleo con una gravedad de 15,72 grados API.

Esta característica corresponde a un crudo pesado, de acuerdo con la clasificación indicada por la compañía.

La información obtenida durante la perforación constituye uno de los principales elementos técnicos para continuar evaluando el comportamiento del yacimiento.

ONGC Videsh explicó que los resultados positivos representan un avance en el conocimiento de las condiciones geológicas del área explorada.

Asimismo, señaló que el descubrimiento abre nuevas posibilidades para investigar el potencial petrolero de Lower Mirador.

ONGC Videsh estima potencial de 750 barriles diarios
Uno de los principales resultados del descubrimiento corresponde al potencial inicial de producción identificado por la petrolera india.

Según ONGC Videsh, las primeras estimaciones apuntan a una capacidad cercana a los 750 barriles de petróleo por día.

Sin embargo, la compañía aclaró que esta cifra es preliminar y todavía debe ser confirmada mediante evaluaciones adicionales.

El volumen definitivo dependerá de los análisis técnicos en curso y del comportamiento del pozo durante las siguientes etapas del proyecto.

Por ello, la estimación anunciada no constituye aún una tasa de producción comercial confirmada.

Los estudios posteriores permitirán obtener información más precisa sobre las características del yacimiento y su potencial productivo.

La empresa considera que el resultado representa un avance importante para su programa exploratorio en Colombia.

Además, el descubrimiento proporciona información que podría contribuir a orientar futuras decisiones de exploración dentro del bloque CPO-5.

América Latina y el Caribe incrementó su producción de petróleo un 6 % interanual y la de gas natural un 3 % en mayo de 2026, según el reporte mensual de petróleo y gas de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), correspondiente a mayo 2026. El crecimiento se registra junto con una marcada orientación comercial hacia mercados externos: estos recibieron el 91 % del valor de las exportaciones petroleras y suministraron el 81 % del valor de las importaciones de gas natural.

La producción petrolera alcanzó 307 millones de barriles, un aumento del 4,8 % respecto de abril de 2026. Brasil, México y Venezuela concentraron el 70 % del total regional, consolidándose como los principales productores durante el mes analizado.

En gas natural, la producción llegó a 25.1 mil millones de metros cúbicos, con un crecimiento del 3 % mensual. Durante los últimos doce meses, la región mantuvo una producción superior a los 23.000 millones de metros cúbicos mensuales. Brasil lideró con el 26 %, seguido de Argentina, con el 20 %, y Trinidad y Tobago, con el 17 %.

El comercio entre países de la región mostró diferencias importantes según el hidrocarburo: representó el 51 % del valor de las importaciones de petróleo, pero apenas el 19 % de las de gas natural. Estas participaciones corresponden al valor monetario de los intercambios y no a volúmenes físicos ni a proporciones del consumo regional.

El reporte de OLACDE ofrece información para evaluar la evolución del suministro y los vínculos comerciales en un contexto de incertidumbre geopolítica internacional. Con datos de producción de sieLAC y de comercio exterior de Trade Map, la publicación aporta evidencia para orientar decisiones sobre seguridad energética e integración regional.