Ao buscar a definição de campo marginal, percebe-se que não existe apenas uma definição, mas sim vários e seguindo os mais diversos critérios, existindo três que são considerados os mais importantes. O primeiro deles é o critério geológico; o segundo, o econômico; e, o terceiro é o critério tecnológico.
A definição a seguir foi proposta por Luczynski (2002, p. 152):
a) Campos marginais definidos com base em critérios geológicos: correspondem a campos inseridos em uma ou mais estruturas geológicas que dificultam a sua exploração econômica. No entanto, a exploração econômica pode vir a ocorrer no futuro, isto é, se a tecnologia futura de exploração de petróleo permitir a sua recuperação em base rentável ao produtor.
b) Campos marginais definidos com base em critérios econômicos: quando o custo de extração (petróleo ou gás) é maior do que a expectativa do lucro a ser recebido com a venda, diz-se que o campo é marginal, independente da dotação da reserva, isto é, qualquer que seja a quantidade de recurso lá existente (milhões de barris ou de metros cúbicos). Os custos de extração podem ser elevados por não haver tecnologia adequada para fazê-lo dentro das condições econômicas reinantes, ou devido à complexidade do arcabouço geológico, acessibilidade, falta de recursos a investir no desenvolvimento da produção, ausência ou omissão de legislação e falta de incentivos à produção. Entretanto, estas dificuldades podem ser superadas via avanços tecnológicos, mudanças nas condições econômicas ou revisões legais.
Uma outra forma de definir um campo marginal é aplicar o princípio do limite econômico de produção, o qual é, basicamente, uma variação do retorno esperado versus o custo de extração. Diz-se que um campo atingiu o limite econômico de produção quando os custos de extração do recurso são equivalentes à expectativa de arrecadação (preço de venda), logo, deixa-se o petróleo ou gás no reservatório e a produção é encerrada ou abandonada. Em outras palavras, o campo torna-se “subeconômico”. Contudo, pode ser retomada no futuro se as condições econômicas ou tecnológicas assim o permitirem.
c) Pode-se também definir campo marginal de uma forma mais técnica. Seba (1998) diz que campo marginal é aquele capaz de produzir um retorno econômico ao explorador, desde que todas as técnicas, metodologias operacionais e análises estejam provadas como minimamente corretas. Ainda segundo o autor, a viabilidade econômica deste tipo de campo é muito dependente do preço do óleo ao longo da vida produtiva. Contudo, uma vez desenvolvido, pode- se determinar se é melhor continuar a produção ao invés de encerrá-la e abandonar o campo. Diante das explicações técnicas, percebe-se que o ponto no tempo em que irá ocorrer o limite econômico de produção pode ser administrado de acordo com o tipo de produção e de duas formas. Na primeira delas, imagina-se que a recuperação de petróleo e/ou gás é primária, ou seja, depende apenas das diferenças de pressão reinantes entre o reservatório e a superfície, e não se cogita, por não ser interessante ou ainda carecer de recursos para tal procedimento, o emprego de técnicas de recuperação secundária. Neste caso, quando as condições de equilíbrio são atingidas, isto é, o recurso não é mais extraído via forças naturais, entende-se, então, que o campo atingiu o seu limite econômico de produção.
Já na segunda forma, quando cessam as forças naturais, o produtor entende que é o momento de empregar técnicas de recuperação secundária ou terciária. Isto faz com que o limite econômico de produção seja adiado para um instante futuro do tempo. Mesmo assim, o período
em que estava previsto o encerramento (futuro) da produção mais uma vez pode ser adiado, obviamente dependendo das condições econômicas e tecnológicas reinantes. Campos que não apresentam características econômicas favoráveis para as grandes produtoras podem ser viabilizados por companhias independentes, pois possuem necessidades menores de rentabilidade e custos indiretos menores (ZAMITH, 2005).
Discorrendo sobre campos maduros, da etimologia da Língua Portuguesa, um campo de petróleo maduro pode ser entendido como um campo plenamente desenvolvido, ou seja, com sua produção plenamente desenvolvida (FERREIRA, 2009).
Devido à continuidade de produção, o reservatório perde o volume de hidrocarbonetos que originalmente possuía, e, por consequência, acaba perdendo pressão, evoluindo para a situação de reservatório maduro. Com a utilização de técnicas de recuperação, busca-se o prolongamento da vida útil do reservatório. Nesse caso, o campo entra em sua fase de maturidade ou passa a ser conhecido como um campo maduro (DOS SANTOS JR, 2006).
Dos Santos Jr. (2006) cita que as técnicas de recuperação secundárias ocorrem pela alteração das condições naturais do campo, ou seja, para evitar o decaimento da pressão. Os mecanismos básicos de recuperação adotados são:
Injeção de gás na cobertura de gás ou na zona de óleo; Injeção de água no aquífero ou na zona de óleo;
Injeção de vapor buscando a diminuição da viscosidade dos óleos pesados.
Ainda segundo Dos Santos Jr. (2006), cabe o uso de mecanismos de recuperação terciária, que são alterações dos mecanismos básicos, utilizando técnicas mais sofisticadas como sistemas térmicos para alteração da viscosidade do fluido por meio da injeção de vapor ou combustão in
situ ou, ainda, sistemas químicos, como a injeção de produtos que alteram as características
químicas do óleo ou da rocha (acidificação).
Para Zamith (2005), a ANP define como maduras as regiões nas quais a produção se encontra em fase de declínio. Segundo a autora, para que o campo seja definido como maduro, ele precisa possuir de 40% a 60% de seus recursos in situ, mas se faz necessário o uso de técnicas de recuperação ou se faz necessária a perfuração de novos poços.
Outra característica relevante de um campo maduro é a grande produção de água presente. Com o avanço da vida útil do reservatório, a produção de água vai se superpondo à produção de petróleo, superando-a largamente com o avanço da maturidade. Esta característica ainda confere uma dificuldade adicional ao operador de um campo maduro, uma vez que a água não
pode ser descartada in natura no meio ambiente, requerendo tratamento ou reinjeção (GUIMARÃES, 2005).
Portanto, a maturidade de um campo decorre do regime de produção, independentemente do retorno econômico da produção. É considerado campo maduro aquele que produtividade encontra naturalmente em queda rumo à exaustão de sua reserva recuperável.
É importante frisar que nem todo campo marginal é de fato um campo maduro, todavia ocorre, em muitos casos, que a maturidade de um campo é acompanhada da declaração de campo marginal pela empresa concessionária.
No estado do RN, é bastante comum tal acontecimento. Como a extração de petróleo da bacia potiguar iniciou-se nos anos 50 com a Petrobras, muitos campos estão em operação por longos períodos. Como exemplo, o campo de Ubarana, na costa de Guamaré, está em operação desde 1976. O polo produtor do estado é bem explorado e é uma oportunidade para pequenos e médios produtores de petróleo buscarem ali campos marginais e maduros.
Os contratos de concessão de regiões com acumulações marginais e maduras, normalmente, são fixados em 15 anos, contados a partir da data de declaração de comercialidade do campo13.