Questões PPSA 2025 para Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica

Q3844002

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844002 Engenharia de Petróleo

Texto associado

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 ao estágio de desenvolvimento ou exploração do texto acima, qual a resposta correta?

A

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

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Q3844003

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844003 Geologia

Texto associado

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:

A

I. Fase Pré-Rifte; II e III. Fase Rifte; IV. Fase Pós-Rifte.

B

I. Fase Pré-Rifte; II e III. Fase-Drift; IV. Fase Pós-Rifte.

C

I. Fase Drift; II e III. Fase Pós-Drift; IV. Fase Rifte.

D

I e III. Fase Drift; II e IV. Fase Pós-Rifte.

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Q3844004

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844004 Engenharia de Petróleo

Durante a perfuração de poços de petróleo são obtidas amostras de calha, podendo também ser adquiridos testemunhos e amostras laterais. Com relação às amostras de calha, podemos afirmar:

A

A qualidade das amostras de calha para análise e descrição depende muito do tipo de broca utilizada. As brocas tricônicas, por resultarem em fragmentos de litologia muito pequenos, apresentam maiores dificuldades na sua caracterização.

B

As amostras com indícios de hidrocarbonetos serão enviadas para a Agência Nacional de Petróleo (ANP). Todas as demais, sem indícios, são descartadas, salvo casos especiais.

C

As amostras de calha correspondem exatamente à profundidade vertical no momento de sua amostragem.

D

Agência Nacional de Petróleo específica que todos os poços exploratórios terão coleta de amostras de calha pela operadora, com um intervalo de amostragem de 3 em 3 metros nos intervalos objetivo e de 9 em 9 metros em todo o intervalo, e enviadas para a ANP.

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Q3844005

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844005 Geologia

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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Q3844006

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844006 Geologia

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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Q3844007

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844007 Engenharia de Petróleo

A modelagem do sistema petrolífero 3D é uma importante ferramenta na exploração de petróleo. Qual das afirmações abaixo é a correta?

A

A modelagem do sistema petrolífero 3D é realizada integralmente pelo geólogo ou geólogos logo após a perfuração do poço pioneiro.

B

Através da modelagem do sistema petrolífero 3D se obtêm informações importantes sobre a geração de hidrocarbonetos, as rotas de migração e trapeamento, sendo amplamente utilizada nos prospectos de poços de desenvolvimento.

C

O modelo 3D do sistema petrolífero 3D fornece informações que são utilizadas na avaliação de uma área exploratória, sendo muito importante para a compreensão da acumulação de petróleo e das estimativas da chance de sucesso de uma locação exploratória.

D

Na construção de um sistema petrolífero 3D são integrados dados da evolução geológica da área, como por exemplo, taxa de sedimentação, teor de matéria orgânica, pressão e temperatura. Havendo geração de hidrocarbonetos, testam suas rotas de migração e trapeamento, e esta modelagem é utilizada na construção do modelo de fluxo.

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Q3844008

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844008 Engenharia de Petróleo

Em uma perfuração, está programada a testemunhagem contínua do reservatório. Para uma melhor definição do ambiente do posicional 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 prossegue a perfuração normalmente, esperando a chegada de indícios de hidrocarboneto ou de gás, para então realizar a testemunhagem.

B

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

C

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

D

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.

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Q3844009

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844009 Engenharia de Petróleo

Na perfuração de poços horizontais ou de alto ângulo é necessária orientação da perfuração para manter o poço na posição desejada no reservatório, que é o geodirecionamento. Com relação ao geodirecionamento podemos afirmar:

A

É realizado através de MWD (Measurement While Drilling) conjugado ao LWD (Logging While Drilling) durante a perfuração. Uma das curvas mais importantes para o geodirecionamento é a de resistividade profunda para a orientar a "navegação". É necessária uma perfeita coordenação entre o geólogo de acompanhamento e o engenheiro de perfuração.

B

Os modelos 3D permitem a realização de projetos direcionais de alta precisão, descartando a necessidade de correções. E as mudanças de orientação da perfuração são muito lentas, impossibilitando correções efetivas.

C

A melhor técnica é, ao término da fase anterior a final, realizar uma sísmica de refração no fundo do poço para atualizar o projeto direcional.

D

É realizado através de MWD (Measurement While Drilling) conjugado ao LWD (Logging While Drilling). Principalmente pelas curvas de densidade e neutrão, é corrigida a "navegação" do trecho final. É necessária uma perfeita coordenação entre o geólogo de acompanhamento e o engenheiro de perfuração.

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Q3844010

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844010 Engenharia de Petróleo

Dentre os principais métodos de análise petrográfica utilizados na caracterização de rochas de petróleo podemos citar:

A

Percentual da cimentação carbonática com ácido clorídrico, análise da porosidade e estimativa de permeabilidade com lupa binocular, avaliação de conteúdo de hidrocarbonetos com solventes orgânicos.

B

Descrição de lâminas delgadas com a composição mineralógica, percentual de porosidade primária e secundária, identificação dos processos diagenéticos.

C

Microscopia óptica, difração de raio x, microscopia eletrônica de varredura (MEV), petrofísica por imagem digital.

D

Microscopia óptica, difração de raio x, microscopia eletrônica de varredura (MEV), análise da matéria orgânica.

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Q3844011

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844011 Engenharia de Petróleo

Um poço estratigráfico em uma área de fronteira exploratória foi avaliado por perfis, Raios Gama, Resistividade, Densidade, Porosidade Neutrônica e Sônico. Foi identificada uma coluna com hidrocarbonetos acima de um intervalo com água, inferidos pelo acompanhamento geológico (calha e detetor de gás) e pela perfilagem. Não foi realizada nenhuma amostragem fluido, ou amostras laterais. Para a determinação da coluna de óleo desta descoberta podemos afirmar:

A

Através das amostras de calha e da própria perfilagem pode-se inferir a matriz da rocha para o cálculo da porosidade. Obtendo-se a resistividade da água da formação pelo método de RWa mínimo e utilizando-se os expoentes de cimentação e saturação (m e n) e o coeficiente de tortuosidade consagrados para a matriz pode-se obter as saturações de óleo, (1 −SW) pela equação de Archie. Pelos perfis é obtida a espessura de reservatório, obtendo-se a da coluna de óleo (HPHISo) da locação.

B

Através das amostras de calha e da própria perfilagem pode-se inferir a matriz de rocha para o cálculo da porosidade e pela interpretação dos perfis, pode-se obter as saturações de óleo móvel pela equação de Archie.

C

Sem outras informações, esta combinação de perfis é insuficiente para a obtenção da coluna de óleo (HPHISo) deste poço estratigráfico.

D

Poços estratigráficos não são perfilados e sim testemunhados nas zonas objetivo.

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Q3844012

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844012 Engenharia de Petróleo

Uma locação exploratória pioneira teve sucesso, tendo descoberto óleo. A seguir a avaliação exploratória com poços de delimitação prosseguiu com a perfuração de novos poços. Com relação às definições de recursos e reservas seguindo a ANP, qual a afirmação correta?

A

Efetuou-se o plano de desenvolvimento inicial, com a modelagem 3D do reservatório, simulação de fluxo de fluidos e análise econômica. O Valor Presente Líquido do projeto foi positivo, embora ainda houvesse incertezas do volume de óleo do reservatório. O volume de hidrocarbonetos volume com 80% de probabilidade de produção foi classificado como reserva provada não desenvolvida.

B

Ao final da fase exploratória e após a declaração de comercialidade da área pela ANP foram classificadas reservas 1P, 2P e 3P desenvolvidas desse novo campo de petróleo.

C

Efetuou-se o plano de desenvolvimento inicial, com a modelagem 3D do reservatório, simulação de fluxo de fluidos e análise econômica. O Valor Presente Líquido do projeto foi negativo devido ser uma área offshore remota. Assim o volume recuperável em condições de superfície foi classificado como recurso contingente.

D

Efetuou-se o plano de desenvolvimento inicial, a modelagem 3D do reservatório, simulação de fluxo de fluidos e análise econômica. O Valor Presente Líquido do projeto foi positivo. O volume de hidrocarbonetos in place do reservatório foi reclassificado como reserva possível desenvolvida.

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Q3844013

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844013 Engenharia de Petróleo

O Campo de Jubilee, é um campo offshore da margem ocidental de Gana. O seu sistema turbidítico de fácies de canal e lobos é do Cretáceo Superior com traps estratigráficas e estruturais. É um análogo para quais bacias da margem continental brasileira?

A

Bacia de Pelotas.

B

Bacia da Parnaíba.

C

Novas fronteiras da Margem Leste.

D

Bacia da Foz do Amazonas Offshore e Bacia de Barreirinhas.

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Q3844014

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844014 Engenharia de Petróleo

O Pré Sal das águas ultra profundas da Bacia de Santos apresenta um óleo leve de ótima qualidade. Atualmente vários campos apresentam-se em estágio de desenvolvimento, com várias unidades de produção e novas unidades, de altas capacidades, sendo instaladas. Qual opção está correta?

A

Os carbonatos oolíticos do Pré Sal produtores da Formação Barra Velha, onde se encontram excelentes reservatórios, foram depositados na Fase drifte em uma típica plataforma carbonática em forma de rampa.

B

Os carbonatos microbiais produtores da Formação Barra Velha, onde se encontram excelentes reservatórios, foram depositados na Fase Pós-Rifte, depositados em um ambiente transicional marinho profundo.

C

Os carbonatos microbiais produtores da Formação Barra Velha, onde se encontram excelentes reservatórios, foram depositados na Fase Pós-Rifte e formados em um ambiente transicional entre continental e marinho estressante.

D

Os carbonatos microbiais produtores da Formação Quissamã, onde se encontram excelentes reservatórios, foram depositados na Fase Rifte, formados em um ambiente transicional entre continental e marinho bastante estressante.

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Q3844015

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844015 Engenharia de Petróleo

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

A

Teste de Formação a Cabo Modular − MDT, com amostragens monofásicas do fluido.

B

Teste de Produção com amostragem de fundo.

C

Teste de Formação com amostras segregadas.

D

Testemunhagem com testemunho preservado.

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Q3844016

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844016 Geologia

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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Q3844017

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844017 Engenharia de Petróleo

Com relação aos turbititos da bacia de Campos podemos dizer:

A

Ocorrem do Mioceno até o Eoceno Inferior. Usualmente o reservatório consiste em uma série de lobos turbidíticos amalgamados, com excelente porosidade (22 a 28%) e elevada permeabilidade (50 a 1000 md) com óleo médio a pesado (20 a 25° API).

B

Ocorrem no Albiano e Cenomaniano. O reservatório consiste em uma sucessão de sequências de Bouma amalgamadas, com excelente porosidade (22 a 28%) e elevada permeabilidade (50 a 1000 md) com óleo médio a pesado (20 a 25° API).

C

Ocorrem do Mioceno até o Eoceno Inferior. Usualmente o reservatório consiste em uma série de lobos turbidíticos amalgamados, com excelente porosidade (22 a 28%) e elevada permeabilidade (50 a 1000 md) com óleo médio a pesado (20 a 25° API) e com valores elevados de CO2.

D

Ocorrem desde o Mioceno até o Eoceno Inferior. Usualmente o reservatório consiste em uma série de lobos turbidíticos canalizados, com excelente porosidade (22 a 28%) e média permeabilidade (10 a 50 md) com óleo de ótima qualidade (28 a 30° API).

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Q3844018

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844018 Engenharia de Petróleo

A ferramenta mais completa de Teste de Formação a cabo (TFC), é o Teste de Formação a cabo Modular − MDT. Das afirmações abaixo qual a correta?

A

Dentre as aplicações do MDT estão a medição de pressão estática do reservatório, a identificação do contato de fluidos e a estimativa de permeabilidade e anisotropia da formação. A amostragem de fluido da formação pode ser realizada após a remoção do filtrado por bombeamento e em vários pontos em uma única corrida.

B

Dentre as aplicações do MDT estão a medição de pressão estática do reservatório, a identificação do contato de fluidos e a estimativa de permeabilidade e anisotropia da formação. Para a amostragem do fluido da formação o MDT apresenta a configuração de 2 tanques para poder segregar o fluido a ser analisado do filtrado da lama de perfuração.

C

Dentre as aplicações do MDT estão a medição de pressão estática do reservatório, a identificação do contato de fluidos e a estimativa de permeabilidade e anisotropia da formação. Também pode fazer amostragem do fluido da formação em múltiplos pontos. A sua operação pode ser realizada sem a necessidade de uma perfilagem anterior por possuir sensor de resistividade para a escolha dos pontos, com grande ganho de tempo de operação.

D

Um diferencial do MDT é a possibilidade de medidas de pressão em até 30 pontos distintos, sendo uma excelente ferramenta para identificação dos fluidos, dos gradientes de pressão e contatos entre fluidos.

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Q3844019

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844019 Engenharia de Petróleo

Testes de Formação a cabo são medições de pressão estática da formação a poços aberto realizadas em praticamente todos as perfurações.
A figura abaixo representa uma carta de Pressão versus Tempo esquemática. Indique a resposta correta:
q_38 imagem.png (522×277)

Proett et al, 1994

A

Os dados de fluxo 1 e 2 indicam um reservatório de alta permeabilidade. O ponto dois ilustra a pressão hidrostática; os pontos três e cinco a pressão estática e os pontos 4 e 6 o final dos fluxos de amostragem.

B

O teste acima ilustra um teste efetivo, com o selo do packer (ponto dois) e com duas tomadas efetivas de pressão estática (pontos três e cinco) e duas de fluxo (pontos quatro e cinco).

C

Esta carta mostra um reservatório de alta permeabilidade e com teste efetivo, apesar de um pequeno período de comunicação com a pressão hidrostática no ponto dois. Os pontos um e sete são da pressão estática, os pontos três e cinco são a pressão no instante de abertura para os fluxos e os pontos quatro e seis são as pressões de fluxo estabilizadas.

D

A figura ilustra o teste de um reservatório possivelmente de baixa permeabilidade. O ponto um representa a pressão hidrostática; os pontos três e cinco a pressão de fluxo; o ponto quatro é o ponto final da primeira estática e o 6 é o final da segunda estática, de maior confiabilidade do que a primeira estática, por ter maior tempo para estabilização.

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Q3844020

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844020 Engenharia de Petróleo

A estimativa do volume de hidrocarbonetos de um intervalo, óleo ou gás, desde um prospecto geológico da fase exploratória até o final da vida de um campo de petróleo, é continuamente atualizada. Podemos afirmar:

A

Os modelos geológicos 3D permitem uma integração de dados de várias fontes, e uma constante atualização do volume de óleo in place durante a fase de delimitação ou desenvolvimento dos campos, aumentando a confiabilidade dos volumes.

B

Existe uma relação direta entre volume de óleo in place e reservas, classificadas em possíveis, prováveis e provadas.

C

Os mapas de net-pay, integrados à porosidades e à saturação de óleo, fornecem o volume de óleo em condições de superfície do intervalo analisado.

D

Nos mapas "H.PHI.So" ou "H.PHI.Sg" o termo H (m) corresponde à espessura entre o topo e a base do intervalo com óleo ou gás.

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Q3844021

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica |

Q3844021 Engenharia de Petróleo

Na figura abaixo (Chang et al 2008) estão representados os principais modelos de acumulação (plays) da Bacia de Campos. Quais são estes plays, apresentados em ordem estratigráfica?
q_40 im.png (525×317)

A

A - Play Carbonático Albiano da Fm. Guarujá; B - Play Turbidítico da Fm. Marambaia; C - Play Turbidítico da Fm. Ilha Bela; D − Play Pré-Sal.

B

A − Play Carbonático Albiano da Fm. Guarujá; B − Play Pré-Sal; C − Play Turbidítico da Fm. Ilha Bela; D − Play Turbidítico da Fm. Marambaia.

C

A − Play Pré-Sal; B − Play Carbonático Albiano da Fm. Guarujá; C − Play Turbidítico da Fm. Ilha Bela; D − Play Turbidítico da Fm. Marambaia.

D

A − Play Pré-Sal; B − Play Turbidítico da Fm. Marambaia; C − Play Turbidítico da Fm. Ilha Bela; D − Play Carbonático Albiano da Fm. Guarujá.

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Questões de Concurso Público PPSA 2025 para Especialista em Petróleo e Gás - Petrofísica

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