4005763 Ano: 2025
Disciplina: Geologia
Banca: IDCAP
Orgão: PPSA

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Especialista de Petróleo e Gás - Petrofísica
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Geologia Geral
Geologia do Petróleo

Para a construção de um modelo geológico 3D um dado fundamental é a acurácia da porosidade. Qual é a afirmação correta?

A

A porosidade a ser utilizada nos modelos 3D, é a média da obtidas na petrofísica de plugues de testemunhos por serem medições físicas laboratoriais, sendo as mais precisas.

B

A integração de dados sísmicos com as porosidades de laboratório e dos testemunhos (densidade de grãos, porosidade e permeabilidade) geram as sismofácies que propiciam os valores de porosidades mais acurados para a modelagem.

C

Com a integração de dados da interpretação de perfis com a descrição das fácies descritas nos testemunhos e lâminas delgadas associadas à petrofísica básica, podem ser obtidas petrofácies com valores de porosidades para serem usados na modelagem geológica 3D.

D

A porosidade PHId é a que apresenta maior precisão, obtidas em todos os poços e é a que deve ser usada.

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4005757 Ano: 2025
Disciplina: Geologia
Banca: IDCAP
Orgão: PPSA

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Especialista de Petróleo e Gás - Geologia de Exploração
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Especialista de Petróleo e Gás - Petrofísica
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Geologia do Petróleo

A testemunhagem pode ser realizada a uma profundidade pré-definida ou condicionada a algum marco, indícios de hidrocarbonetos ou intervalo específico do reservatório. Em uma perfuração, está programada a testemunhagem contínua do reservatório. Para uma melhor definição do ambiente deposicional é importante que se testemunhe os primeiros metros do reservatório. A uma profundidade próxima da prevista para o reservatório, ocorre uma quebra no tempo de penetração. Qual a ação do geólogo?

A

O geólogo imediatamente solicita interromper a perfuração e manobrar para a retirada da coluna de perfuração e descer o barrilete de testemunhagem.

B

O geólogo prossegue a perfuração com uma taxa de penetração reduzida, esperando a chegada de indícios de hidrocarbonetos ou de gás à superfície para interromper a perfuração e realizar a testemunhagem, caso se caracterize o topo do reservatório.

C

O geólogo imediatamente solicita interromper a perfuração e circular até o tempo de retorno da amostra de calha. Analisa a litologia e indícios de hidrocarbonetos para decidir pela testemunhagem ou continuação da perfuração em uma taxa reduzida.

D

O geólogo prossegue a perfuração normalmente, esperando a chegada de indícios de hidrocarbonetos ou de gás à superfície, para então realizar a testemunhagem.

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4005755 Ano: 2025
Disciplina: Geologia
Banca: IDCAP
Orgão: PPSA

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Especialista de Petróleo e Gás - Petrofísica
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Geologia Geral
Geologia do Petróleo

Na bacia de Campos os principais reservatórios são encontrados em diferentes níveis estratigráficos. Aponte os principais reservatórios com a respectiva formação geológica e em ordem estratigráfica:

A

Arenitos Turbidíticos da Fm. Carapebus; Carbonatos de Alta Energia da Formação Quissamã e Formação Imbetiba; Carbonatos Microbiais da Formação Macabu e Formação Coqueiros.

B

Carbonatos Microbiais da Formação Macabu e Formação Coqueiros; Arenitos de Alta Energia da Formação Quissamã e Formação Imbetiba; Calcarenitos de Alta Energia da Formação Carapebus.

C

Carbonatos Microbiais da Formação Pós-Rift; Carbonatos de Alta Energia da Formação Plataforma Rasa e Formação Imbetiba; Arenitos Turbidíticos da Fm. Talude e Plataforma.

D

Carbonatos Microbiais da Formação Macabu e Formação Coqueiros; Carbonatos de Alta Energia da Formação Quissamã e Formação Imbetiba; Arenitos Turbidíticos da Formação Carapebus.

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4005754 Ano: 2025
Disciplina: Geologia
Banca: IDCAP
Orgão: PPSA

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Especialista de Petróleo e Gás - Petrofísica
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Geologia Geral
Geologia do Petróleo

Cite alguns dos principais ambientes deposicionais carbonáticos.

A

Recifes de coral, plataformas carbonáticas, lagunas, ambientes marinhos profundos, lagos glaciais, ambientes evaporíticos.

B

Recifes de coral, plataformas carbonáticas, lagunas, ambientes marinhos profundos, lagos alcalinos, ambiente evaporítico.

C

Recifes de coral, plataformas carbonáticas, lagunas, ambientes deltáicos, lagos alcalinos, ambiente evaporítico.

D

Recifes de coral, plataformas carbonáticas, lagunas, ambientes eólicos, lagos alcalinos, ambiente evaporítico.

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4005752 Ano: 2025
Disciplina: Geologia
Banca: IDCAP
Orgão: PPSA

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Especialista de Petróleo e Gás - Petrofísica
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Geologia GeralGeotectônica

O texto seguinte servirá de base para responder às questão.

Abaixo estão quatro afirmações baseadas em publicações da ANP e disponíveis ao público em geral.

I.Este campo, com reservatórios da Formação Carapebus, de idade Oligocênica, é formado por arenitos com excelentes características de produtividade e portador de óleo entre 17 e 24° API. Já foi o campo de maior produção de óleo do Brasil.

II.O reservatório deste campo, da Formação Barra Velha, de idade Aptiana, é composto por carbonatos incomuns, lamitos nas porções proximais e folhelhos nas porções distais. Faz parte da super sequência onde no topo ocorrem espessa camada de evaporitos da Formação Ariri. Um de seus campos é o de maior produção de óleo do Brasil atualmente.

III.Esta área é de fronteira exploratória em setores de águas rasas e águas profundas, tem como objetivo principal turbiditos neocretácicos e com expectativa de óleo leve. Os volumes estimados somam 30 bilhões de bbl. Para a perfuração de poços exploratórios na área é necessário aguardar a licença ambiental que não foi concedida.

IV.O Bloco Aram foi arrematado na 6° rodada de licitações de partilha da produção. O reservatório, da Formação Macabu é possivelmente constituído por rochas carbonáticas microbiais do Aptiano e depositadas em um ambiente lacustrino alcalino.

ANP 11° Rodada de licitações; ANP Áreas em oferta permanente - 2022,

Com relação a evolução tectônica, podemos classificar as fases de evolução geo-tectônica:

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4005751 Ano: 2025
Disciplina: Geologia
Banca: IDCAP
Orgão: PPSA

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Especialista de Petróleo e Gás - Geologia de Exploração
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Especialista de Petróleo e Gás - Petrofísica
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Geologia do Petróleo

O texto seguinte servirá de base para responder à questão.

Abaixo estão quatro afirmações baseadas em publicações da ANP e disponíveis ao público em geral.

I.Este campo, com reservatórios da Formação Carapebus, de idade Oligocênica, é formada por arenitos com excelentes características de produtividade e portador de óleo entre 17 e 24° API. Já foi o campo de maior produção de óleo do Brasil.

II.O reservatório deste campo, da Formação Barra Velha, de idade Aptiana, é composta por carbonatos incomuns, lamitos nas porções proximais e folhelhos nas porções distais. Faz parte da super sequência onde no topo ocorrem espessa camada de evaporitos da Formação Ariri. Um de seus campos é o de maior produção de óleo do Brasil atualmente.

III.Esta área é de fronteira exploratória em setores de águas rasas e águas profundas, tem como objetivo principal turbiditos neocretácicos e com expectativa de óleo leve. Os volumes estimados somam 30 bilhões de bbl. Para a perfuração de poços exploratórios na área é necessário aguardar a licença ambiental que não foi concedida.

IV.O Bloco Aram foi arrematado na 6° rodada de licitações de partilha da produção. O reservatório, da Formação Macabu é possivelmente constituído por rochas carbonáticas microbiais do Aptiano e depositadas em um ambiente lacustrino alcalino. ANP 11° Rodada de licitações;

ANP Áreas em oferta permanente - 2022,

Com relação ao estágio de desenvolvimento dos campos ou áreas exploratórias do texto acima, qual a resposta correta?

A

I − Campo de Lula, em produção; II − Campo de Búzios, em produção e desenvolvimento complementar; III − Bloco em fase exploratória, sem poços perfurados; IV − O Bloco Aram, em fase de perfuração de poços de desenvolvimento para a declaração de comercialidade.

B

I − Campo de Marlim, já passou pelo pico de produção; II − Campo de Tupi, com desenvolvimento inicial finalizado; III − Bloco em fase exploratória, em estudo de viabilidade econômica para a perfuração do poço pioneiro. IV − O Bloco Aram perfurando poços de desenvolvimento para a declaração de comercialidade.

C

I − Campo de Marlim, em produção e desenvolvimento complementar; II − Campo de Tupi, em produção; III − Bloco em fase exploratória, sem poços perfurados; IV − O Bloco Aram está na fase de avaliação exploratória após descoberta de óleo de excelente qualidade pelo pioneiro.

D

I − Campo de Tupi, em produção; II − Campo de Búzios, produzindo e em desenvolvimento; III − Bloco em fase exploratória, sem poços perfurados; IV − O Bloco Aram, em fase de desenvolvimento após a declaração de comercialidade.

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4005715 Ano: 2025
Disciplina: Geologia
Banca: IDCAP
Orgão: PPSA

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Especialista de Petróleo e Gás - Geologia de Reservatórios
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Geologia do Petróleo

Em uma certa locação de extensão (Poço 3), é fundamental a obtenção de uma amostra do óleo do reservatório para análises geoquímicas para rápidas decisões quanto aos próximos poços e quanto ao plano de desenvolvimento. Com estas premissas, qual a melhor opção para constar no prospecto da locação?

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4005714 Ano: 2025
Disciplina: Geologia
Banca: IDCAP
Orgão: PPSA

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Especialista de Petróleo e Gás - Geologia de Reservatórios
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Geologia do Petróleo

Na modelagem 3D de um reservatório pela interpretação de perfis, foram obtidas a porosidade e permeabilidade para todos os poços. Como pode ser realizada a distribuição destas propriedades na modelagem 3D incorporando os dados sísmicos?

A

Para popular o modelo geológico com a porosidade e permeabilidade estas são utilizadas como variáveis principais a serem estimadas. Com a sísmica convertida para profundidade, os seus atributos são utilizados como variáveis secundárias para a estimação. Utilizando-se a krigagem com deriva externa ou cokrigagem colocalizada se obtém a porosidade e permeabilidade para todas as células do modelo.

B

Está em desenvolvimento algoritmos 3D para modelagem petrofísica com dados sísmicos, não estando ainda disponíveis no mercado.

C

Para a distribuição a porosidade e permeabilidade conjuntamente com os dados sísmicos, pode-se utilizar a krigagem com deriva externa ou cokrigagem colocalizada, onde os atributos sísmicos são utilizados como variáveis primárias e a porosidade e permeabilidade como variáveis secundárias a serem estimadas. Como resultado é obtida a porosidade e a permeabilidade para popular todas as células do modelo 3D.

D

A sísmica tem baixa resolução vertical com relação aos dados de poços. A sua aplicação na modelagem 3D é com relação a geometria e mapeamento estrutural do campo ou reservatório e seu zoneamento interno. Para a porosidade e permeabilidade são obtidos pela descrição por testemunhos, lâminas delgadas, petrofísica e perfis, valores médios e sua variância, permitindo as krigagem destas propriedades no modelo geológico 3D.

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4005713 Ano: 2025
Disciplina: Geologia
Banca: IDCAP
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Especialista de Petróleo e Gás - Geologia de Reservatórios
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Geologia Geral
Geologia do Petróleo

Dentre os tipos de falhas podemos citar:
I.Falhas normais.
II.Falhas inversas.
III.Falhas lístricas.
IV.Falhas transformantes.
V.Falhas transcorrentes.

Destes tipos de falha podemos afirmar:

A

I.São formadas em um regime tectônico distensional;
II.Originam-se em ambiente tectônico compressional;
III.São um tipo particular de falhas normais, mas com mergulho curvo, frequentemente associada às fases iniciais de formação de um rifte;
IV.Usualmente estão relacionadas a formação das cristas meso-oceânicas e podem formar o limite de placas tectônicas;
V.Ocorrem associadas a zonas de cisalhamento e a limites transformantes entre placas tectônicas.

B

I.São formadas em um regime tectônico distensional;
II.Originam-se em ambiente tectônico normal;
III.São um tipo particular de falhas normais, mas com mergulho curvo, frequentemente associada às fases finais de formação da fase drift;
IV.Ocorrem associadas a zonas de cisalhamento e a limites transformantes entre placas tectônicas;
V.Usualmente estão relacionadas a formação das cristas meso-oceãnicas e podem formar o limite de placas tectônicas.

C

I.São formadas em um regime tectônico normal;
II.Originam-se em ambiente tectônico distensional;
III.São um tipo particular de falhas normais, mas com o mergulho curvo, frequentemente associada às fases pós rifte;
IV.Usualmente estão relacionadas a formação das cristas meso-oceânicas e podem formar o limite de placas tectônicas;
V.Ocorrem associadas a zonas de cisalhamento e limites transformantes entre placas tectônicas.

D

I.São formadas em um regime tectônico distensional;
II.Originam-se em ambiente tectônico compressional;
III.São um tipo particular de falhas normais, mas com mergulho curvo, frequentemente associada às fases iniciais de formação de um rift;
IV.Usualmente estão relacionadas a formação das cristas meso-oceãnicas e podem formar o limite de placas tectônicas;
V.Ocorrem associadas a zonas de cisalhamento e a limites transformantes entre placas tectônicas.

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4005712 Ano: 2025
Disciplina: Geologia
Banca: IDCAP
Orgão: PPSA

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Especialista de Petróleo e Gás - Geologia de Reservatórios
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Geologia Geral
Geologia do Petróleo

Na confecção dos mapas geológicos existem vários métodos para a estimativa de valores entre dados de poços. Dois dos métodos utilizados frequentemente para a confecção de mapas geológicos são a interpolação e a krigagem. Indique qual a afirmação correta:

A

A krigagem é utilizada em áreas com pouca amostragem de dados, como dados de poços, e a interpolação é muito usada para áreas com boa amostragem e dependência espacial conhecida.

B

A interpolação estima valores com base nos dados próximos e não considera a estrutura espacial dos dados. Gera estimativas suaves sem representar bem a variabilidade natural dos dados. A krigagem é um método geoestatístico de estimativa que utiliza a estrutura espacial dos dados.

C

A interpolação é muito utilizada em modelagem 3D de reservatórios devido a seu algoritmo de simples execução, enquanto a krigagem, por se basear em semivariogramas, é mais utilizado em mapas.

D

A interpolação e a Krigagem na confecção de mapas tendem sempre a minimização do erro das estimativas. A interpolação embora menos precisa, permite a estimativa do erro das estimativas.