Recent important discoveries of gas and oil fields during the last few years have called attention to the Santos Basin, offshore Southeast Brazil. The basin is located south of the Campos Basin, the most prolific Brazilian oil province. The Cabo Frio Arch is the frontier between them, but the two basins present many similarities in their structural and stratigraphic evolution. Meanwhile, the Upper Cretaceous record is significantly more preserved in the Santos Basin, being characterized by thick Santonian to Maastrichtian progradational siliciclastic clinoforms. The accommodation space was generated by salt basinward withdrawal, which in consequence caused the rafting of the Albian Guarujá carbonate sequences and of the deposition of Cenomanian to Turonian marine shales and Ilhabela turbidites. Because of the withdrawal of Aptian transitional evaporites and rafted younger sequences, the deltaic clastic wedges downlap the pre-Aptian unconformity, placing in contact Upper Cretaceous reservoirs with Lower Cretaceous rift source-rocks. Progradation was not simultaneous along the basin and resulted from migration of sediment input along the Brazilian margin. In order to understand the way of depocenter migration, a sequence stratigraphic analysis was carried out using available seismic lines and well data. The sequence boundaries were traced in 60 wells, and isopach and several lithologic ratio maps were produced for each sequence. The maps show clearly a depocenter migration towards northeast during the Late Cretaceous along the Santos Basin into the Campos Basin, where the Tertiary section is well developed. Early Tertiary section is well developed in the north portion of the Santos Basin, represented by prominent deltaic progradation and associated turbidite systems. Another important Tertiary depocenter is placed in the southmost portion of the Santos Basin, where deep-water systems were recognized in seismic sections. The recognition of the pathway of depocenter migration is an important guide to oil and gas exploration, since it support interpretation concerning the relation between the formation of reservoir rocks and the timing of petroleum generation and migration.Recentes descobertas de petróleo atraíram a atenção para a Bacia de Santos, localizada na região sudeste da costa brasileira. A bacia está situada a sul da Bacia de Campos, a mais prolífera província de petróleo do Brasil. As bacias são separadas pelo alto de Cabo Frio e apresentam muitas similaridades na evolução estrutural e estratigráfica. A seção terciária é bem desenvolvida em ambas as bacias, porém os registros do Cretáceo superior são significativamente mais expressivos na Bacia de Santos, representados por espessas cunhas clásticas progradacionais formadas do Santoniano ao Maastricthiano. Espaço de acomodação foi gerado pela retirada do sal e sua migração em direção as porções de águas profundas da bacia, com rafting das seqüências carbonáticas albianas e deposição de folhelhos marinhos com intercalações de turbiditos Ilhabela no Cenomaniano-Turoniano. Devido ao deslocamento dos evaporitos aptianos, cunhas clásticas progradacionais sobre a discordância pré-aptiana colocaram em contato rochas geradoras da seqüência rifte com rochas reservatórios do Cretáceo superior. O sal continuou em movimento, mas seu maior deslocamento ocorreu durante o Neo-Cretáceo, não tendo sido a progradação das clinoformas simultânea ao longo da bacia. Para entender o arcabouço estratigráfico das seqüências deposicionais e migração de seus depocentros, foi realizada análise estratigráfica utilizando dados de sísmica 2D e de poços. Mapas de isópocas e de razões litológicas foram construídos com base em 60 poços, os quais mostraram claramente migração dos depocentros para nordeste no Neo-Cretáceo, em direção a Bacia de Campos, onde a seção terciária é melhor desenvolvida. Na parte norte da Bacia de Santos, a seção terciária inferior é caracterizada pela existência de proeminentes progradações deltaicas associadas a sistemas turbidíticos. Um outro importante depocentro terciário está localizado na parte sul da bacia, onde sistemas de águas profundas foram reconhecidos em seções sísmicas, ainda não perfurados. O reconhecimento do caminho da migração dos depocentros é um importante guia geológico para a exploração de óleo e gás, porque permite interpretações acerca da idade da formação de rochas reservatório e do tempo de migração dos hidrocarbonetos.