O imageamento sísmico no domínio do tempo é um processo computacional robusto e eficiente, rotineiramente aplicado a dados sísmicos. A migração em tempo é considerada adequada para imageamento sísmico em áreas com pequenas variações laterais de velocidade, o que não impossibilita o processo de migração em tempo não ser eficaz, mesmo para tais pequenas variações, quando desejamos interpretar com maior acurácia estruturas geológicas mais sutis. Para remover erros estruturais inerentes à migração em tempo, é necessário converter imagens migradas no tempo para o domínio de profundidade, seja migrando os dados originais com um algoritmo de migração de profundidade pré-empilhamento, ou migrando em profundidade dados pós-empilhamento, após a demigração em tempo. Cada opção requer a conversão da velocidade de migração em tempo para um modelo de velocidade em profundidade. Todos os painéis abaixo se referem diretamente a métodos de análise de velocidades sísmicas, EXCETO:

O processo de conversão tempo-profundidade (TxP) de dados sísmicos permite a produção de mapas em profundidade e espessura de camadas geológicas mapeadas sismicamente. Esses mapas são cruciais na exploração de hidrocarbonetos porque permitem a avaliação volumétrica de gás ou óleo existente. A conversão em profundidade é uma tarefa tradicional de intérpretes sísmicos porque medidas sísmicas são feitas em tempo duplo, mas as medidas em poços estão em profundidade. A conversão em profundidade integra diversas informações sobre eventos observados em poços e velocidades das camadas, para se derivar um bom modelo de velocidade 3D.

Todos os itens abaixo fazem parte do processo convencional de construção de um modelo de velocidade eficaz, EXCETO:

Um software moderno e eficiente de modelagem geológica 3D, para inserir o máximo de detalhes geológicos de reservatórios em cada modelo construído, deve possuir todas as seguintes qualidades, EXCETO:

Aplicativos de interpretação sísmica, genericamente e de forma mundial, têm evoluído paralelamente à evolução tecnológica dos hardwares, das bases e da gestão de dados disponíveis para tal interpretação. Das tendências apontadas abaixo, apenas uma delas não é perceptível pelo mercado mundial de petróleo. Assinale tal resposta.

Existem várias abordagens diferentes para estimar o intervalo de incertezas nas quantidades recuperáveis de hidrocarbonetos para um projeto. Os avaliadores dessas incertezas podem optar por aplicar mais de um método para um projeto específico, especialmente para desenvolvimentos de áreas mais complexas. Todos os métodos de estimativa de incertezas a seguir estão corretamente resumidos, EXCETO:

A escolha do método mais apropriado para a estimativa de reservas e recursos e a acurácia das estimativas, depende fortemente de fatores como o tipo, a quantidade e a qualidade dos dados disponíveis e requeridos para análises técnicas e comerciais. A experiência em análises de recursos petrolíferos mostra que é correto afirmar que:

Monitoramento (surveillance) é uma das mais importantes fases de um plano de desenvolvimento da produção de um determinado reservatório. Uma importante aplicação da sísmica 3D é relacionada ao monitoramento do reservatório a partir do movimento do fluido em seu interior durante a produção. Essa aplicação é comumente denominada de sismica time-lapse – 4D e envolve o levantamento de duas sísmicas 3D (Base e Monitor) numa mesma área. Com relação a tal monitoramento sísmico, são etapas fundamentais nesse processo 4D, EXCETO:

O volume total de rocha reservatório (Gross Rock Volume) (GRV) contido numa trapa é definido por elementos estruturais, e depende criticamente da altura da coluna de hidrocarbonetos. Incertezas no GRV geram incertezas nos volumes in-situ, nas reservas e nos perfis de produção. Todos os itens abaixo relacionados a processamento e/ou interpretação sísmica causam incertezas no GRV, EXCETO:

Um plano desenvolvimento de projetos de E&P deve cobrir as fases de exploração, de avaliação do desenvolvimento da produção, do planejamento do desenvolvimento, da produção e de descomissionamento de um campo de petróleo. Com relação a tais fases, todas as afirmativas a seguir são consagradas e consideradas corretas, EXCETO:

O play brasileiro pré-sal, no setor sul das águas profundas e ultraprofundas da bacia de Campos, consiste em óleo gerados nas fases rift/sag, acumulados em reservatórios do Aptiano, em fechamentos estruturais ou paleo-topograficos/ altos deposicionais, imediatamente abaixo da camada de sal, efetiva camada selante. As litologias citadas a seguir são subplays nessa região, EXCETO: