Práticas intensivas de exploração de petróleo e gás e sismicidade induzida: mecanismos, evidências empíricas e limites da relação causal
Autor: Sodré GB Neto
DOI: 10.13140/RG.2.2.12811.25123
Tipo de estudo: revisão narrativa crítica da literatura
Data: julho de 2026
Infográfico sobre Sismicidade Induzida 
Resumo
A expansão de métodos intensivos de produção de petróleo e gás — incluindo fraturamento hidráulico, reinjeção para recuperação secundária, descarte profundo de água produzida e depleção acelerada de reservatórios — foi acompanhada, em algumas regiões, por aumentos expressivos da sismicidade. Este artigo avalia a hipótese de uma relação elevada entre essas operações e terremotos induzidos. Foi realizada uma revisão narrativa crítica de estudos primários, revisões e trabalhos de modelagem, organizada por mecanismo físico, tipo de operação e estudo de caso. A literatura demonstra que a relação é forte, causalmente plausível e empiricamente bem documentada, sobretudo para o descarte de grandes volumes de água residual; é também comprovada, embora menos frequente, para o fraturamento hidráulico direto e para a depleção de campos de hidrocarbonetos. O mecanismo dominante consiste na perturbação do estado de tensão de falhas preexistentes por aumento ou redução da pressão de poros, acoplamento poroelástico, compactação diferencial, transferência de tensão e deslizamento assísmico. A intensidade da resposta sísmica não depende apenas do volume ou da pressão industrial, mas da proximidade e orientação de falhas, da conectividade hidráulica, da distância ao embasamento cristalino, do regime tectônico e do histórico operacional. Conclui-se que “extração agressiva” deve ser definida operacionalmente — por taxas, volumes, pressões, velocidade de depleção e proximidade de estruturas críticas — e que não se deve generalizar a causalidade para toda atividade petrolífera. Essas operações normalmente desencadeiam ou antecipam a ruptura de falhas já tensionadas, em vez de criar a energia de grandes terremotos tectônicos.
Palavras-chave: sismicidade induzida; petróleo e gás; fraturamento hidráulico; água produzida; injeção profunda; depleção de reservatório; falhas geológicas.
Abstract
The expansion of intensive oil and gas production methods—including hydraulic fracturing, enhanced recovery injection, deep disposal of produced water, and accelerated reservoir depletion—has been accompanied by marked seismicity increases in some regions. This article evaluates the hypothesis of a strong relationship between these operations and induced earthquakes. A critical narrative review of primary studies, reviews, and modeling papers was organized by physical mechanism, operation type, and case study. The literature shows that the relationship is strong, causally plausible, and empirically well documented, especially for large-volume wastewater disposal; it is also established, although less frequent, for direct hydraulic-fracturing stimulation and hydrocarbon-field depletion. The dominant mechanism is the perturbation of pre-existing faults through pore-pressure changes, poroelastic coupling, differential compaction, stress transfer, and aseismic slip. Seismic response depends not only on industrial volume or pressure, but also on fault proximity and orientation, hydraulic connectivity, distance to crystalline basement, tectonic regime, and operational history. “Aggressive extraction” should therefore be operationally defined by rates, cumulative volumes, pressures, depletion velocity, and proximity to critically stressed structures. These operations generally trigger or advance failure on already stressed faults, rather than create the tectonic energy released by major natural earthquakes.
Keywords: induced seismicity; oil and gas; hydraulic fracturing; produced water; deep injection; reservoir depletion; geological faults.
- Introdução
A sismicidade induzida é a ocorrência de terremotos cuja nucleação ou cronologia foi alterada por uma atividade humana. Revisões recentes mostram que mineração, barragens, produção de hidrocarbonetos, injeção de fluidos, armazenamento subterrâneo e exploração geotérmica podem perturbar tensões crustais e reativar falhas.1 O inventário global desses episódios confirma que as respostas variam de microeventos instrumentais a terremotos danosos, embora os eventos de maior magnitude sejam muito menos frequentes.2 Na indústria de petróleo e gás, a distinção essencial é entre estimulação por fraturamento hidráulico, descarte ou reinjeção de água, recuperação avançada e depleção do reservatório, porque cada operação impõe uma trajetória hidromecânica diferente.3
A literatura contemporânea converge em um ponto: a operação industrial raramente “cria” uma falha ou toda a energia de um terremoto; em geral, modifica a tensão efetiva de uma falha preexistente que já acumulava energia tectônica.4 Por isso, instalações com volumes semelhantes podem apresentar respostas sísmicas radicalmente diferentes. Modelos hidromecânicos indicam que permeabilidade, difusividade hidráulica, regime de tensões, orientação de falhas e acoplamento entre o reservatório e o embasamento são tão importantes quanto os parâmetros de operação.5
O fraturamento hidráulico costuma produzir microfraturas próximas ao poço, necessárias para aumentar a permeabilidade. A maioria dessas rupturas é pequena, mas uma pequena fração das operações intercepta falhas maiores e produz eventos perceptíveis.6 A revisão global específica sobre o tema mostra que a incidência é altamente localizada: poucos poços concentram a maior parte dos casos relevantes, sobretudo no oeste do Canadá, Reino Unido, Estados Unidos e China.7 A produção convencional também pode causar eventos moderados quando a depleção e a compactação redistribuem tensões em falhas do reservatório ou de sua vizinhança.8
O problema científico não é, portanto, decidir entre “há relação” e “não há relação”, mas determinar quando, por qual mecanismo e com que nível de confiança uma sequência pode ser atribuída à atividade industrial. Monitoramento deficiente, incerteza na localização hipocentral e dados operacionais incompletos podem dificultar essa atribuição.9 Critérios clássicos recomendam combinar coincidência temporal e espacial, plausibilidade hidráulica, profundidade, resposta a mudanças operacionais e compatibilidade com o regime tectônico, evitando inferências baseadas apenas em correlação.10
Hipótese de trabalho: práticas intensivas de exploração de petróleo e gás apresentam relação causal elevada com terremotos quando impõem grandes ou rápidas perturbações de pressão e tensão em formações hidraulicamente conectadas a falhas preexistentes próximas da instabilidade.
- Método
Foi realizada uma revisão narrativa crítica, e não uma metanálise. O corpus foi estruturado para representar seis eixos: revisões gerais; mecanismos hidromecânicos; fraturamento hidráulico direto; descarte e reinjeção de água residual; depleção de reservatórios; e magnitude, previsão e mitigação. Foram priorizados estudos com mecanismos físicos explícitos, dados operacionais, catálogos sísmicos, relocação de hipocentros, mecanismos focais, deformação geodésica ou modelagem de pressão e tensão.
O termo “formas agressivas de extração” não é uma categoria técnica padronizada. Neste artigo, ele designa operações com uma ou mais das seguintes características: alta taxa de injeção; grande volume cumulativo; pressão elevada; curta distância hidráulica de falhas ou do embasamento; depleção rápida; grande variação espacial de compactação; ou repetição operacional capaz de acumular perturbações. Essa definição evita atribuir risco sísmico uniforme a toda produção de petróleo e gás.
A força do nexo foi avaliada qualitativamente pela convergência entre cinco linhas de evidência: alteração da linha de base sísmica; relação espaço-temporal com a operação; mecanismo físico plausível; compatibilidade entre profundidades e estruturas; e resposta observada ou modelada a mudanças operacionais. As conclusões distinguem causalidade bem sustentada, atribuição provável e associação ainda contestável.
- Fundamentos físicos da indução de terremotos
3.1 Pressão de poros e tensão efetiva
Em uma aproximação de Mohr–Coulomb, uma falha desliza quando a tensão cisalhante supera sua resistência, que depende da coesão e da tensão normal efetiva. O aumento da pressão do fluido reduz a tensão normal efetiva que mantém as superfícies em contato. Mesmo um incremento de pressão menor que a pressão aplicada no poço pode ser suficiente se a falha estiver criticamente tensionada. Modelos de nucleação poroelástica mostram que a injeção altera simultaneamente pressão e tensões elásticas no meio poroso.11
A difusão hidráulica explica parte da migração espacial e do atraso temporal entre injeção e sismicidade. Em Oklahoma, a combinação de difusão de pressão e tensões poroelásticas reproduziu melhor a distribuição observada do que modelos baseados em apenas um desses efeitos.12 Entretanto, eventos a dezenas de quilômetros dos poços podem ocorrer antes que uma frente de pressão puramente difusiva alcance a falha, caso a deformação poroelástica transmita tensão mais rapidamente.13
3.2 Deslizamento assísmico e transferência de tensão
A injeção pode iniciar deslizamento lento, sem ondas sísmicas detectáveis, em uma porção pressurizada da falha. Esse deslizamento assísmico redistribui tensão para segmentos adjacentes e pode disparar ruptura sísmica fora da zona diretamente alcançada pelo fluido.14 Experimentos e teoria mostram que a frente de deslizamento assísmico pode avançar mais rapidamente que a própria migração do fluido, ampliando a distância de influência.15 Observações no oeste do Canadá também indicam que o deslizamento assísmico participa da ativação de falhas durante o fraturamento hidráulico.16
Depois de um primeiro terremoto, a transferência estática de tensão de Coulomb pode promover eventos em segmentos vizinhos. A sequência de Prague, Oklahoma, mostrou compatibilidade entre essa transferência e a propagação de rupturas para uma segunda falha.17 A taxa de pressurização também importa: mudanças rápidas podem favorecer instabilidade dinâmica em condições nas quais uma pressurização gradual produziria resposta menos sísmica.18
3.3 Volume, produtividade sísmica e estado crítico
O volume injetado aumenta o espaço de rocha perturbado e, em modelos estatísticos, eleva a probabilidade de encontrar falhas suscetíveis. O índice sismogênico formaliza que formações distintas produzem números diferentes de eventos para o mesmo volume, evidenciando que a geologia controla a eficiência sísmica da operação.19 A teoria de atrito dependente de taxa e estado explica por que pequenas perturbações podem antecipar a ruptura de uma falha próxima do limiar, sem que a operação forneça toda a energia liberada.20
| Operação | Perturbação dominante | Condições que elevam o risco | Resultado típico |
| Fraturamento hidráulico | Pressão elevada e rápida; abertura de fraturas; transferência poroelástica | Interseção com falha permeável e favoravelmente orientada | Predomínio de microeventos; raros eventos perceptíveis ou danosos |
| Descarte de água produzida | Grande volume e longa duração; difusão regional de pressão | Injeção próxima do embasamento, alta taxa e conectividade com falhas | Enxames prolongados e eventos moderados, inclusive após redução operacional |
| Recuperação secundária/avançada | Reinjeção para manter pressão e deslocar hidrocarbonetos | Desequilíbrio espacial entre injeção e produção; falhas conectadas | Sismicidade localizada e dependente da trajetória de pressão |
| Depleção do reservatório | Queda de pressão, compactação e redistribuição de tensão | Compactação diferencial, fluência e falhas dentro ou junto ao campo | Sismos progressivos, frequentemente correlacionados ao histórico de produção |
- Fraturamento hidráulico: relação real, porém espacialmente rara
No oeste do Canadá, análises de forma de onda e distribuição espacial demonstraram a ativação de falhas preexistentes durante operações de fraturamento hidráulico.21 O conjunto regional da Bacia Sedimentar do Oeste Canadense mostrou forte coincidência entre determinadas sequências e poços de fraturamento, mas também indicou que a grande maioria das operações não gerou eventos de magnitude relevante.22 Essa assimetria é central: a relação causal é forte nos sítios suscetíveis, não uniforme em toda a indústria.
No play Duvernay, a produtividade sísmica aumentou com o volume de fluido utilizado na estimulação, sustentando uma relação dose–resposta em escala de poço.23 Contudo, o volume não atua isoladamente. Falhas profundas, feições cársticas e zonas fraturadas podem criar caminhos de alta permeabilidade que conectam o reservatório estimulado ao embasamento.24 Mapas de suscetibilidade geológica mostram que a ocorrência depende da coincidência entre operação, estruturas preexistentes e estado regional de tensão.25
Sistemas de fraturas em grande escala funcionam como vias preferenciais para a transmissão da pressão até falhas maiores.26 Em Fox Creek, os eventos se concentraram em corredores estruturais específicos, reforçando que a resposta é controlada por heterogeneidade geológica.27 Modelos de transferência elastostática acrescentam que estágios sucessivos de fraturamento podem carregar uma falha mesmo sem conexão hidráulica direta em toda a extensão.28
O caso de Preston New Road, no Reino Unido, ilustra a combinação de pressão, poroelasticidade e transferência de tensão. A sequência continuou após interrupções operacionais, o que evidencia a existência de “eventos retardatários” e limita sistemas de controle baseados apenas na magnitude instantânea.29
Na Bacia de Sichuan, China, múltiplas linhas de evidência — relocação hipocentral, mecanismos focais, evolução temporal e modelagem de tensão — associaram operações de fraturamento a eventos de até Mw 4,7.30 Sequências posteriores no sul de Sichuan incluíram terremotos ML 5,7 e 5,3 próximos de operações de gás de folhelho.31 Em Weiyuan, um evento ML 4,9 foi interpretado como raso e espacialmente relacionado ao campo estimulado.32 Redes sísmicas temporárias identificaram migração e agrupamento de eventos compatíveis com ativação de falhas durante a estimulação.33
A interpretação do terremoto de Luxian, Ms 6,0, como provavelmente induzido por perturbação de pressão de fraturamento é cientificamente importante, mas exige cautela: trata-se de uma inferência que envolve uma ruptura maior e dependência substancial da tensão tectônica acumulada.34 No Canadá, modelagem do maior evento atribuído ao fraturamento mostrou que a geometria da falha e a conexão entre estágios de estimulação e embasamento são determinantes.35 Casos emergentes em Duvernay East confirmam que a suscetibilidade pode aparecer em novas áreas à medida que a atividade se expande.36
Esses resultados rejeitam duas simplificações opostas. A primeira é afirmar que o fraturamento hidráulico “não causa terremotos” porque a maioria dos eventos é pequena. A segunda é sustentar que qualquer poço fraturado representa elevada probabilidade de terremoto danoso. A evidência apoia uma formulação intermediária: o fraturamento é um gatilho comprovado, mas o risco significativo concentra-se em uma minoria de operações que perturbam falhas maiores e favoravelmente orientadas.
- Descarte e reinjeção de água produzida: a associação mais robusta
A água produzida com petróleo e gás pode exceder em muito o volume utilizado na estimulação inicial. Quando descartada por meses ou anos em formações profundas, ela produz uma perturbação cumulativa de pressão em escala regional. Em Oklahoma, a sequência Mw 5,7 de Prague foi vinculada a poços de descarte por coincidência espacial, evolução temporal e plausibilidade hidráulica.37 O aumento abrupto da sismicidade no centro do estado desde 2008 foi atribuído à injeção maciça de água residual em formações conectadas ao embasamento.38
Em escala do centro dos Estados Unidos, poços de alta taxa apresentaram associação mais forte com sismicidade do que poços de baixa taxa, embora nem todo poço de alta vazão fosse sismogênico.39 A análise do descarte de água salgada em Oklahoma mostrou que grandes volumes acumulados e pressões regionais podiam explicar a expansão das zonas ativas.40 Após a redução regulatória das taxas, modelos previram declínio gradual — e não instantâneo — porque a pressão armazenada continua a difundir-se.41
Previsões baseadas em física para Oklahoma e Kansas reproduziram a evolução do perigo ao incorporar histórico de injeção e resposta da crosta.42 Ainda assim, o terremoto Mw 5,8 de Pawnee ocorreu durante esforços de mitigação, demonstrando que o risco pode persistir e que falhas pouco conhecidas permanecem capazes de produzir eventos maiores.43 A sequência resultou da interação entre injeção, geometria de falhas e pré-choques, e não de um parâmetro operacional isolado.44
A profundidade da injeção em relação ao embasamento é particularmente importante. Um modelo bayesiano para Oklahoma identificou a distância vertical ao embasamento como o parâmetro mais correlacionado ao momento sísmico; restringir a injeção a centenas de metros acima do embasamento reduziria substancialmente a liberação anual esperada de momento.45
No oeste do Canadá, a análise de descarte “agressivo” mostrou que a combinação de alta taxa, grande volume cumulativo e proximidade de falhas aumentou o perigo, oferecendo uma definição operacional do termo.46 A densidade, temperatura e compressibilidade do fluido e da formação também controlam a amplitude e o alcance dos transientes de pressão; por isso, o mesmo volume não produz a mesma resposta em todos os aquíferos.47
Na Bacia Delaware, Texas, sismicidade profunda foi associada principalmente a injeção relativamente rasa, compatível com acoplamento poroelástico e transmissão de pressão por caminhos permeáveis.48 Dados geodésicos e sísmicos do oeste do Texas mostram que extração, injeção e deformação superficial se sobrepõem, exigindo modelos que representem ambas as operações.49 Na região Dallas–Fort Worth, a ocorrência dependeu de superar limiares de pressão em falhas específicas, reforçando que controle de pressão deve ser espacialmente direcionado.50
A síntese desses casos permite uma conclusão firme: entre as operações petrolíferas, o descarte de água residual em grande volume, alta taxa e proximidade hidráulica de falhas ou do embasamento possui a relação mais consistente com enxames sísmicos e terremotos moderados. Muitas vezes, portanto, a expressão pública “terremoto causado pelo fracking” identifica incorretamente o fraturamento inicial quando o principal mecanismo é o descarte posterior da água coproduzida.
- Produção e depleção: compactação, subsidência e reativação de falhas
A retirada de petróleo, gás e água reduz a pressão do reservatório. A matriz rochosa passa a suportar maior tensão efetiva, levando a compactação, subsidência e redistribuição de tensões. Modelos de campos de gás mostram que tanto a poroelasticidade quanto a deformação dependente do tempo podem reativar falhas.51
Groningen, nos Países Baixos, é o exemplo mais documentado. Décadas de produção foram acompanhadas por aumento de sismicidade, danos e revisão progressiva da política de exploração.52 Modelos que incluem compactação diferencial reproduzem concentrações de tensão nas bordas de blocos de falha e explicam por que o deslizamento não se distribui uniformemente pelo reservatório.53 A taxa sísmica cresceu de forma aproximadamente exponencial com o aumento do nível de tensão, indicando que reduções de produção diminuem o perigo, mas não revertem imediatamente o estado mecânico acumulado.54
A fluência do reservatório introduz atraso entre queda de pressão, compactação e terremotos, o que ajuda a explicar a persistência após alterações de produção.55 Em Lacq, França, modelos poroelásticos ligaram a depleção de gás a mudanças de tensão em falhas próximas.56 A análise espaço-temporal do campo confirmou deformação associada à produção e resposta sísmica coerente com a geometria do reservatório.57 Um terremoto ML 4,0 ocorrido após forte redução da produção foi interpretado à luz de tensões residuais e evolução de longo prazo, mostrando que o encerramento não elimina instantaneamente o perigo.58
No sul do Texas, estudos clássicos mostraram que a despressurização de planos de falha em campos de petróleo e gás pode alterar barreiras e asperezas sísmicas.59 A teoria poroelástica geral demonstra que produção e injeção geram mudanças de tensão dentro e fora do reservatório; o sinal dessas mudanças depende da geometria, das propriedades elásticas e da posição da falha.60
Assim, a extração sem reinjeção também pode induzir terremotos. Contudo, a inferência exige separar o efeito da depleção de outras práticas concomitantes, como recuperação secundária e descarte de água. O nexo é mais convincente quando a sismicidade acompanha a queda de pressão e a compactação modelada, localiza-se em falhas do campo e responde ao histórico de produção.
- Magnitude máxima, grandes eventos e limites da causalidade
A maioria dos eventos diretamente associados à estimulação hidráulica é pequena, mas a cauda da distribuição de magnitudes é relevante para o risco. Uma hipótese relaciona o momento sísmico máximo ao volume líquido injetado, impondo um limite físico se o fluido for a única fonte de deformação.61 Entretanto, análises estatísticas sugerem que as maiores magnitudes observadas podem resultar da amostragem da distribuição de falhas disponíveis, sem um limite rígido determinado apenas pelo volume.62
Modelos de volumes finitos mostram que aumentar o volume perturbado eleva a probabilidade de alcançar uma falha capaz de produzir um evento maior, mas não determina de forma única a magnitude.63 Simulações dinâmicas indicam que uma ruptura pode escapar da zona diretamente pressurizada quando encontra um segmento suficientemente tensionado; nesse caso, a energia tectônica regional sustenta a propagação.64
Isso explica por que eventos acima de magnitude 5 são raros, mas não impossíveis, e por que a expressão “a indústria gerou toda a energia do terremoto” é fisicamente imprecisa. A operação pode ser a causa proximal do momento da ruptura, enquanto a tectônica fornece grande parte da energia elástica acumulada. Para eventos incomuns, a atribuição deve ser probabilística e sustentada por várias linhas independentes de evidência.
- Implicações para monitoramento e regulação
A gestão de risco deve começar antes da perfuração, com mapeamento de falhas, caracterização do estado de tensões, estimativa de conectividade e instalação de rede sísmica capaz de medir a linha de base. Abordagens de risco para o fraturamento recomendam ajustar limites operacionais ao perigo local e às consequências para populações e infraestrutura.65
Sistemas de semáforo — verde, amarelo e vermelho — são úteis, mas não suficientes. Algumas sequências continuam após a parada, e saltos de magnitude podem ocorrer entre eventos consecutivos. Limites estatísticos sobre o decaimento mostram que a sismicidade retardatária deve integrar protocolos de decisão e períodos de observação pós-operação.66 Uma abordagem baseada em processos combina dados em tempo real, modelos de pressão e tensão, atualização probabilística e ações graduais, em vez de depender de um único valor de magnitude.67
| Medida | Fundamento | Limitação |
| Reduzir taxa e volume de injeção | Diminui crescimento e alcance da perturbação de pressão | A resposta pode ter atraso de semanas, meses ou mais |
| Aumentar distância de falhas e embasamento | Reduz chance de conexão com estruturas sismogênicas | Falhas menores ou ocultas podem não estar mapeadas |
| Balancear produção e reinjeção | Evita gradientes extremos de compactação ou sobrepressão | O efeito depende da geometria e da permeabilidade |
| Implantar monitoramento de alta resolução | Detecta linha de base, migração e mudança de magnitude | Redes esparsas subestimam pequenos eventos e profundidades |
| Usar semáforo probabilístico | Permite resposta operacional rápida | Não elimina saltos de magnitude nem eventos pós-parada |
| Compartilhar dados operacionais | Melhora atribuição causal e previsão | Requer padronização, auditoria e transparência regulatória |
- Discussão
A pergunta inicial pode ser respondida em três níveis. Primeiro, existe base física sólida: injeção e extração alteram a tensão efetiva e o campo de tensões. Segundo, existe evidência empírica convergente: Oklahoma, Texas, Alberta, Sichuan, Groningen e Lacq exibem relações espaço-temporais e mecânicas entre operações e sismicidade. Terceiro, existe heterogeneidade extrema: milhares de operações não produzem eventos perceptíveis, enquanto poucas concentram grande parte do risco.
Por essa razão, a expressão “alta relação” é defensável se entendida como alta força causal nos contextos geológicos suscetíveis, e não como alta frequência universal. O descarte de água produzida apresenta a associação regional mais robusta; o fraturamento direto possui incidência menor, porém casos causais claros; e a depleção pode induzir sismicidade por compactação e poroelasticidade, sobretudo em campos extensos e compartimentados.
Também é necessário separar perigo de risco. Perigo descreve a probabilidade e a intensidade do movimento do solo; risco incorpora exposição de pessoas, vulnerabilidade de edificações e consequências econômicas. Um terremoto induzido moderado e raso, próximo a uma cidade, pode causar dano desproporcional em comparação com evento natural mais profundo de magnitude semelhante.
A principal incerteza científica continua sendo a magnitude máxima. Falhas ocultas, tensões pouco conhecidas e propagação além do volume pressurizado impedem previsão determinística. Isso não justifica inação: justifica regulação adaptativa, limiares conservadores, redução de injeção próxima ao embasamento, redes locais densas e transparência dos dados.
- Conclusão
A literatura científica fundamenta uma relação causal elevada entre certas formas intensivas de exploração de petróleo e gás e terremotos induzidos. A evidência é particularmente forte para o descarte e a reinjeção de grandes volumes de água residual; é bem estabelecida para uma pequena fração das operações de fraturamento hidráulico; e é consistente para a depleção de reservatórios que produz compactação diferencial e redistribuição de tensões.
Essa relação é condicional. Altas taxas, grandes volumes, pressões elevadas e depleção rápida aumentam a perturbação, mas o resultado depende decisivamente de falhas preexistentes, conectividade hidráulica, distância do embasamento e tensão tectônica. Em geral, a operação antecipa ou desencadeia a ruptura de uma falha já carregada; ela não cria do zero uma falha nem toda a energia de um grande terremoto tectônico.
Portanto, a formulação cientificamente mais precisa não é “a extração de petróleo causa terremotos” de modo universal, mas: operações intensivas de extração, estimulação e manejo de fluidos podem causar sismicidade e, em ambientes geologicamente suscetíveis, terremotos perceptíveis ou danosos; o risco pode ser reduzido, embora não eliminado, por planejamento, monitoramento e controle adaptativo.
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