Questões de Concurso para PPSA

Q3844035

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

Q3844035 Engenharia de Petróleo

Na Avaliação dos reservatórios do Pré-Sal uma ferramenta é imprescindível, o NMR − ferramenta de Ressonância Nuclear Magnética. Qual é a afirmação correta?

A

As rochas do Pré-Sal apresentam mineralogia e estrutura porosa complexas, de difícil avaliação por perfis convencionais. O tempo de polarização e o de relaxamento dos núcleos de hidrogênio permitem a identificação do hidrocarboneto e da água livre na formação.

B

As rochas do Pré-Sal apresentam uma estrutura porosa complexa e de elevada heterogeneidade. Sua importância fundamental é obter o fluido livre do reservatório. A sua utilização é realizada sob muitos cuidados ambientais devido ao uso de fonte radioativa.

C

Seu princípio é o tempo de relaxação (T2) do spin do núcleo de hidrogênio que são polarizados quando a formação é submetida a um forte campo magnético. A sua importância fundamental é obter o fluido livre do reservatório.

D

Seu princípio é o tempo de relaxação (T2) do spin do núcleo de hidrogênio que são polarizados quando a formação é submetida a um forte campo magnético. A sua importância fundamental é obter a saturação de água irredutível do reservatório.

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Q3844034

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

Q3844034 Engenharia de Petróleo

Algumas das ferramentas de perfilagem de poços de petróleo estão com seu princípio de funcionamento resumidos a seguir:

I.A ferramenta emite uma onda sonora que viaja pela formação que é detectada pelos transmissores. O tempo entre a emissão e a chegada da onda é medido e é registrado.
II.A ferramenta utiliza uma fonte radioativa. Seu princípio de funcionamento é o efeito Compton, onde raios gama são emitidos e interagem com os elétrons da formação e retornam aos detectores da ferramenta.
III.Medem a resistividade da formação e apresentam dois tipos principais de funcionamento, indução e resistividade focalizada.
IV.Através de uma fonte radioativa são emitidos nêutrons de alta energia que perdem parte da energia ao se chocarem com os núcleos dos átomos da formação. Quanto maior a concentração de hidrogênio maior é esta perda.

Cite quais são as ferramenta de perfilagem dos itens acima e suas características associadas:

A

I.Ferramenta de Nêutrons. A porosidade obtida pelo neutrão é muito afetada por gás no reservatório; II.Ferramenta de Densidade. Conhecendo-se a "matriz" da formação apresenta uma boa estimativa de permeabilidade; III.Ferramentas de Resistividade. É necessário adequar o tipo de ferramenta ao tipo de fluido e a salinidade da água de formação; IV.Ferramenta Sônica. Um importante uso é a "amarração sísmica".

B

I.Ferramenta Sônica. Um importante uso é a "amarração sísmica"; II.Ferramenta de Densidade. Conhecendo-se a "matriz" da formação, apresenta uma boa estimativa de permeabilidade; III.Ferramentas de Resistividade. É necessário adequar o tipo de ferramenta ao tipo de fluido e às resistividades esperadas; IV.Ferramenta de Nêutrons. A porosidade obtida pelo neutrão é muito afetada por gás no reservatório.

C

I.Ferramenta Sônica. Um importante uso é a "amarração sísmica"; II.Ferramenta de Densidade. Conhecendo-se a "matriz", da formação apresenta uma boa estimativa de permeabilidade; III.Ferramentas de Resistividade. É necessário adequar o tipo de ferramenta ao tipo de fluido e a salinidade da água de formação; IV.Ferramenta de Nêutrons. A porosidade obtida pelo neutrão é muito afetada por gás no reservatório.

D

I.Ferramenta Sônica. Um importante uso é a "amarração sísmica"; II.Ferramenta de Densidade. Conhecendo-se a "matriz" da formação fornece uma boa estimativa de permeabilidade; III.Ferramentas de Resistividade. É necessário adequar o tipo de ferramenta ao tipo de fluido e às resistividades esperadas; IV.Ferramenta de Nêutrons. A porosidade obtida pelo neutrão é muito afetada por gás no reservatório.

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Q3844033

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

Q3844033 Engenharia de Petróleo

Na avaliação da probabilidade de sucesso de um prospecto considerou-se os seguintes dados:

Geração: p = 100%
Migração e trapa: p = 50%
Reservatório: p = 50%
Reservatório com água: p = 50%
Reservatório com gás (HC): p = 40%

Qual a probabilidade final de sucesso desta locação de encontrar gás ou óleo?

A

Sucesso p = 25%; sucesso e com gás p= 40%; sucesso e com óleo p= 10%.

B

Sucesso p = 12,5% sucesso com gás p= 10%; sucesso com óleo p= 2,5%.

C

Sucesso p = 25%; sucesso e com gás p= 20%; sucesso e com óleo p= 5%.

D

Sucesso p = 12,50% sucesso com gás p= 5%; sucesso com óleo p= 7,5%.

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Q3844032

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

Q3844032 Engenharia de Petróleo

Entre o teste de Formação a Cabo (TFC) e o Teste de Formação a Poço Revestido (TFR), o que pode se dizer na comparação entre ambos:

A

Ambos obtêm a pressão estática, a permeabilidade efetiva e amostras do fluido da formação. Como uma regra geral, com algumas exceções, em todos os poços se realizam TFR, mas nem todos realizam TFC.

B

Ambos obtêm a pressão estática, a permeabilidade efetiva e amostras do fluido da formação. Com relação à pressão estática da formação, mas uma das vantagens do TFR em relação ao TFC é a rapidez de sua execução devido permitir a realização de várias tomadas de pressão consecutivas, obtendo-se assim o gradiente estático do reservatório.

C

Ambos obtêm a pressão estática, a permeabilidade efetiva e amostras do fluido da formação. A grande vantagem do TFR em relação ao TFC é a obtenção do índice de produtividade, além do seu custo menor.

D

Ambos obtêm a pressão estática, a permeabilidade efetiva e amostras do fluido da formação. No entanto, o TFC convencional (p.ex. RFT e SFT) devido ao raio de investigação muito pequeno, as amostragens de fluido podem ser muito afetadas pela zona invadida e a permeabilidade por dano de formação.

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Q3844031

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

Q3844031 Geologia

A principal rocha geradora da bacia são folhelhos dos andares locais Buracica e Jiquiá (Barremiano/Aptiano), depositados durante a fase rifte. A migração mais importante para a bacia são as janelas de sal, locais sem a presença de evaporitos, onde falhamentos lístricos levam o óleo da fase rifte até os diferentes reservatórios da fase drifte. Na fase drifte ocorrem os calcarenitos de alta energia do Albiano. Ainda na fase drifte, estão os turbiditos do Cretáceo Superior e Paleógeno, que são os responsáveis pela maior parte do óleo produzido nesta bacia.

A

Bacia de Santos.

B

Bacia de Sergipe-Alagoas.

C

Bacia Potiguar.

D

Bacia de Campos.

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Q3844030

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

Q3844030 Engenharia de Petróleo

Em terra, o principal sistema petrolífero é composto por geradores da fase rifte da Formação Cricaré, porém há também geração a partir de intervalos ricos em matéria orgânica da Formação Regência, com acumulações em reservatórios em arenitos do Membro Mucuri da Formação Mariricu, arenitos da Formação São Mateus, carbonatos da Formação Regência, e arenitos turbidíticos da Formação Urucutuca. Na porção marinha predomina o sistema petrolífero Urucutuca-Urucutuca da fase drifte, caracterizado pelos geradores de origem marinha da Formação Urucutuca, enquanto a migração e o trapeamento estão fortemente relacionados à movimentação do sal, com acumulações presentes em reservatórios turbidíticos da mesma formação.
Estes dois sistemas petrolíferos são referentes a qual Bacia sedimentar?

A

Bacia de Sergipe Alagoas.

B

Bacia Amazônica.

C

Bacia de Barreirinhas.

D

Bacia do Espírito Santo.

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Q3844029

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

Q3844029 Engenharia de Petróleo

Na perfuração de poços de petróleo, tanto exploratórios como de desenvolvimento, em mar ou terra, é realizado o acompanhamento geológico. Dentre as funções do acompanhamento geológico, podemos citar:

A

Descrição de amostras de calha e testemunhos; identificação de indícios de hidrocarbonetos; elaboração do perfil de acompanhamento geológico e da programação de perfilagem; transmissão de informações de rotina, decisão do momento de realizar testemunhagem.

B

Descrição de amostras de calha e testemunhos; identificação de indícios de hidrocarbonetos; elaboração do perfil de acompanhamento geológico; transmissão de informações de rotina; após a retirada e descrição do testemunho decidir pela descida de revestimento.

C

Descrição de amostras de calha e testemunhos; identificação de indícios de hidrocarbonetos; elaboração do perfil de acompanhamento geológico e da programação de perfilagem; transmissão de informações de rotina; após a retirada e descrição de testemunho decidir pela descida de revestimento.

D

Descrição de amostras de calha e testemunhos; identificação de indícios de hidrocarbonetos; elaboração do perfil de acompanhamento geológico; transmissão de informações de rotina; decisão do momento de realizar testemunhagem.

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Q3844028

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

Q3844028 Engenharia de Petróleo

Na avaliação através de testes de produção realizados em poços de petróleo o que se pode dizer do TFR - Teste de Formação a Poço Revestido?

A

Apenas em poços perfurados em lâmina d' água profunda ou ultra profunda podem ser realizados testes de formação a poço revestido. Como o fechamento para estática no TFR é realizado com válvulas de fechamento na superfície, o efeito de estocagem é menor do que os testes de produção. Dentre os objetivos do teste estão a identificação e amostragem dos fluidos presentes, a medição da pressão estática, do índice de produtividade e dos limites do reservatório.

B

Em poços perfurados em lâmina d' água profunda ou ultra profunda não podem ser realizados testes de formação a poço aberto por motivo de segurança. O TFR pode ser seletivo através de dois packers para isolamento do intervalo testado. Como o fechamento para estática é realizado com válvulas de fundo o efeito de estocagem é menor do que os testes de produção. Dentre os objetivos do teste estão a identificação e amostragem dos fluidos presentes, a medição da pressão estática e do índice de produtividade.

C

Em poços perfurados em lâmina d' água profunda ou ultra profunda não podem ser realizados testes a poço aberto por razões técnicas e econômicas. O TFR investiga o intervalo entre o packer assentado e o fundo do poço. Dentre os objetivos do teste estão a identificação e amostragem dos fluidos presentes, medição da pressão estática, do índice de produtividade e dos limites do reservatório.

D

Em poços perfurados em lâmina d' água profunda ou ultra profunda não podem ser realizados testes de formação a poço aberto por motivos de segurança. Como o fechamento para estática é realizado com válvulas de fundo o efeito de estocagem é maior do que os testes de produção. Dentre os objetivos do teste estão a identificação e amostragem dos fluidos presentes, medição da pressão estática, do índice de produtividade e do volume de óleo do reservatório por balanço de materiais.

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Q3844027

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

Q3844027 Engenharia de Petróleo

Em um reservatório carbonático com poucos dados e apenas dois poços perfurados será realizado uma terceira perfuração visando a obtenção de dados de perfis que suportarão a definição de petrofácies para a construção do modelo geológico. O TFR realizado no 2° poço mostrou a influência de dupla porosidade e permeabilidade. Qual seria o perfil ou os perfis recomendados para a caracterização desta dupla porosidade e permeabilidade e com qual objetivo?

A

Perfis de Imagem Resistiva ou Sônica visando a caracterização das possíveis fraturas, falhas e suas quantidades e orientações.

B

Raios Gama Espectral para identificação das fraturas abertas através dos traços de radioatividade de minerais depositados nas fraturas.

C

Perfis de Imagem Resistiva ou Sônica para a caracterização de vugs, dissoluções e porosidade móldica.

D

Perfil Sísmico de Poço − VSP −, de alta resolução, para a identificação de fraturas, se abertas ou fechadas e a proporção entre porosidade secundária e porosidade primária.

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Q3844026

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

Q3844026 Geologia

Na bacia de Santos, os carbonatos das formações Itapema e Barra Velha constituem os principais reservatórios da sessão Pré-Sal, com gigantescos volumes de óleo descobertos e em plena fase de desenvolvimento. Destes reservatórios qual a opção correta?

A

Foram depositados na fase Drift, em um ambiente transicional, sendo constituído por carbonatos microbiais e com espesso selo salino recobrindo o reservatório.

B

Foram depositados na fase Rift, em um ambiente transicional, sendo constituído por carbonatos microbiais sobrepostos a espessa camada salina.

C

Foram depositados na fase Pós-Rift, em um ambiente transicional, sendo constituído por carbonatos microbiais e com espesso selo salino recobrindo o reservatório.

D

Foram depositados na fase Pós-Rift, em um ambiente transicional, sendo constituído por carbonatos microbiais e carbonatos oolíticos e com espesso selo salino recobrindo o reservatório.

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Q3844025

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

Q3844025 Engenharia de Petróleo

As seções estratigráficas e a correlação entre poços são de importância fundamental para a geologia de petróleo, desde uma área exploratória até o final da vida de um campo de petróleo. Qual é a afirmação correta sobre as seções estratigráficas e a correlação entre poços?

A

As seções estratigráficas elaboram ou auxiliam a correlação do zoneamento estratigráfico entre poços. Uma seção estratigráfica muito utilizada é a litoestratigráfica. Sempre deve-se usar a profundidade vertical nos poços e a definição de um datum como superfície de referência.

B

Com o advento da sísmica 4D de elevada resolução, a correlação entre poços e o zoneamento estratigráfico não depende de seções estratigráficas.

C

Existem diversos tipos de seções estratigráficas como a litoestratigráfica, bioestratigráfica e de estratigrafia de sequências. Em comum entre elas está o uso do topo de uma formação como datum.

D

Na correlação entre poços, além dos perfis elétricos, deve-se usar outros dados disponíveis, como a interpretação sísmica, dados de datação, descrição de testemunhos e dados de pressão. Desta maneira a correlação se torna determinística, independente de modelos deposicionais teóricos.

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Q3844024

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

Q3844024 Engenharia de Petróleo

Durante as fases de projeto e construção de poços de explotação e exploração é necessário o envio de uma série de relatórios à Agência Nacional de Petróleo, nas fases de projeto e construção de poços de desenvolvimento e exploratórios. Dentre esses relatórios do geólogo de acompanhamento podemos citar:

A

Notificação da perfuração de poços, comunicação de início de perfuração, notificação de perfilagens realizadas, relatório de avaliação e relatório de teste de produção.

B

Notificação da perfuração de poços, comunicação de início de perfuração, notificação de perfilagens realizadas, relatório final de perfuração.

C

Relatório dos poços de correlação, boletim diário de perfuração, perfil diário de acompanhamento geológico.

D

Prospecto da locação, boletim diário de perfuração, perfil diário de acompanhamento geológico.

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Q3844023

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

Q3844023 Engenharia de Petróleo

Como pode ser detectado e analisado os indícios de hidrocarbonetos gasosos durante a perfuração?

A

Pela análise cromatográfica do gás extraído pelo gás trap do fluido de perfuração.

B

Pelos sensores fixos existentes na mesa de perfuração que monitoram todo o tempo qualquer indício de gás vindo no fluido de perfuração.

C

Através da análise cromatográfica do gás extraído das amostras de calha.

D

Pela quebra do tempo de penetração e a análise das amostras de calha daquela profundidade.

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Q3844022

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

Q3844022 Engenharia de Petróleo

Em um sistema petrolífero, o que podemos dizer com relação à rocha geradora e com relação à maturação da matéria orgânica para a geração de petróleo?

A

Uma pequena fração de matéria orgânica é preservada nos sedimentos. Os ambientes mais favoráveis a preservação de matéria orgânica são os ambientes anóxicos, como mares restritos e lagos profundos.

B

Uma rocha geradora deve ter no mínimo um teor de 5% de carbono orgânico total para a geração de hidrocarbonetos.

C

O querogênio do Tipo I é rico em carbono (alta razão C/H) e derivado principalmente de lipídeos de origem algálica. Comumente são encontrados em rochas geradoras depositadas em ambiente marinho e é o que possui o maior potencial para a geração de petróleo.

D

Após a geração de querogênio e com o prosseguimento da sedimentação ocorre o aumento da temperatura e pressão. Ocorre então a fase de catagênese, quando, ocorre a formação de óleo ou gás à depender do tipo de matéria orgânica e da temperatura.

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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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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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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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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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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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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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