Questões de Concurso para Especialista

Q3848323

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848323 Geologia

Um dos critérios para se escolher os parâmetros de uma aquisição sísmica, em particular o espaçamento entre receptores, é a busca que o dado registrado não esteja em álias espacial para a banda de frequência e eventos desejados de serem registrados. Numa situação onde se deseja processar os dados no domínio do tiro (shot-gather), temos uma fonte sísmica ilustrada na posição F para uma aquisição marítima. Neste contexto, por simplicidade, imaginemos que temos apenas a camada de água e duas camadas abaixo, todas paralelas homogêneas e isotrópicas, conforme ilustrado na figura. Para uma onda compressional (P) que é emitida pela fonte F, transmitida na interface entre a água e a camada 1, e refletida na interface desta camada com a camada 2, desejamos registrar tanto a reflexão PP quanto a PS (convertida) nos receptores colocados no fundo do mar e igualmente espaçados. Sobre o espaçamento destes receptores (ΔX) e o potencial álias espacial dos eventos PP e PS descritos, supondo o mesmo raio incidente, com o mesmo ponto de reflexão, podemos afirmar corretamente que:
47.png (443×386)

A

O espaçamento máximo Δ X para que os eventos descritos, até uma mesma frequência máxima f, não entrem em álias espacial, é maior para a onda PP do que para a onda PS.

B

O espaçamento máximo Δ X para que os eventos descritos, até uma mesma frequência máxima f, não entrem em álias espacial, é menor para a onda PP do que para a onda PS.

C

O espaçamento máximo Δ X para que os eventos descritos, até uma mesma frequência máxima f, não entrem em álias espacial, é igual para as ondas PP e PS.

D

Desde que a taxa de amostragem temporal dos receptores seja menor do que 1/(2f), com f indicando a frequência máxima recebida, os eventos não entrarão em álias espacial.

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Q3848322

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848322 Geologia

No trabalho de interpretação sísmica, uma importante ferramenta é a utilização de atributos sísmicos. Dentre estes, o atributo do envelope, também conhecido como amplitude instantânea, é um dos comumente utilizados. Considere um traço sísmico S₁(t), expresso em tempo. Podemos manipulá-lo matematicamente, invertendo completamente sua polaridade (multiplicando-o por "-1"), gerando um novo traço, denominado S₂(t). Alternativamente, podemos aplicar ao traço S₁(t) uma rotação de fase de 90º, o que tipicamente alterna as posições dos picos e dos zero-crossings, gerando o traço S₃(t). Por fim, podemos aplicar um fator de escala ao traço S₁(t), multiplicando-o por 10, gerando o traço S₄(t). Ao construirmos os envelopes destes dados, isto é, calcular o atributo da fase instantânea para cada um destes quatro traços sísmicos, obtemos respectivamente os novos traços E₁(t), E₂(t), E₃(t) e E₄(t). Sobre estes quatro envelopes, podemos afirmar que quantos deles serão matematicamente idênticos?

A

Apenas dois destes quatro serão iguais entre si.

B

Apenas três destes quatro serão iguais entre si.

C

Nenhum. Todos serão distintos entre si.

D

Todos os quatro envelopes resultarão no mesmo resultado.

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Q3848321

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848321 Geologia

Ao se decidir por um novo projeto de aquisição sísmica numa área, a equipe do projeto está em dúvidas se deve optar por uma estratégia do tipo streamer ou nodes, e pede suporte técnico à equipe de geofísica para entender as principais diferenças. Sobre as três afirmativas abaixo, é correto o que se afirma em:

I. Uma aquisição do tipo nodes permite tipicamente obter registros com maiores offsets fonte-receptor, favorecendo o imageamento de reservatórios profundos.
II. A aquisição streamer é a mais eficiente quando se deseja uma grande cobertura azimutal para a iluminação sísmica da área.
III. A aquisição do tipo nodes permite um controle de qualidade superior durante a operação, uma vez que é prática se observar o dado registrado em tempo real no navio da operação.

A

Os itens I, II e III estão incorretos.

B

Apenas os itens I e III estão corretos.

C

Apenas os itens II e III estão corretos.

D

Apenas o item I está correto.

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Q3848320

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848320 Geologia

Em uma região com intensa atividade tectônica, uma rocha sedimentar apresenta uma dobra recumbente. Qual das seguintes descrições melhor caracteriza as características esperadas para esta dobra?

A

Dobra com eixo inclinado e flancos discordantes.

B

Dobra com eixo aproximadamente horizontal e flancos que se aproximam do paralelismo.

C

Dobra com ângulo interlimbo maior que 60°.

D

Dobra com eixo aproximadamente vertical e flancos divergentes.

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Q3848318

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848318 Geologia

Considere uma área exploratória onde está sendo estudado um potencial reservatório ao longo de uma área de 80 km² a 3 km de profundidade, com espessura média de 50 m. Sabendo que a porosidade média estimada é de 10%, com saturação de água de 20% (e 80% de óleo), qual deve ser o fator de recuperação alvo mínimo, de forma que se recupere um volume de óleo de ao menos 600 milhões de barris? Considere que um barril contém 160 litros.

A

45%.

B

30%.

C

35%.

D

40%.

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Q3848317

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848317 Física

Na aquisição sísmica, geofones e acelerômetros são sensores amplamente utilizados para registrar os sinais sísmicos, mas suas características e métodos de medição diferem significativamente. Essas diferenças impactam diretamente a resposta do sensor às propriedades do sinal sísmico e às condições do meio. Considerando as diferenças fundamentais entre geofones e acelerômetros, qual das alternativas abaixo descreve corretamente um aspecto técnico dessas tecnologias de aquisição?

A

Geofones medem diretamente o deslocamento (posição) do movimento do solo e possuem resposta ideal em baixas frequências.

B

Geofones requerem integração do sinal para obter deslocamento e são mais adequados para sismologia de larga escala, enquanto acelerômetros medem o deslocamento diretamente e são preferidos em levantamentos de alta resolução.

C

A sensibilidade dos geofones permite sua utilização em ambientes com alta presença de ruído de alta frequência, enquanto acelerômetros, por não serem sensíveis a vibrações, são mais indicados para ambientes de baixa energia.

D

Acelerômetros possuem uma boa resposta em diversas frequências, incluindo muito baixas, e medem diretamente a aceleração, enquanto geofones medem a velocidade do movimento do solo em uma faixa típica de frequências intermediárias.

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Q3848316

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848316 Oceanografia Geológica

Numa aquisição sísmica marítima 3D do tipo streamer, onde o navio fonte reboca longos cabos com sensores, podemos afirmar que o uso de um número maior de cabos, mantendo o espaçamento entre eles e o tamanho Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração - 1 10 da célula (bin) de processamento, contribuirá na prática usual das operações sísmicas, com:

A

Uma maior eficiência (menor tempo) operacional, uma vez que permitirá um espaçamento maior entre as linhas de navegação, mantendo a cobertura nominal por célula.

B

Menores impactos operacionais ligados a potenciais obstruções presentes na superfície do mar, como a existência de alguma plataforma de produção.

C

Uma maior cobertura (fold) por célula imageada.

D

Uma maior riqueza azimutal do dado, uma vez que cada célula será iluminada com uma diversidade de azimutes maior.

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Q3848315

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848315 Geologia

No processo de inversão dos dados sísmicos, com o qual, a partir de dados de amplitudes (dados migrados e empilhados), estimam-se as impedâncias sísmicas, podemos afirmar corretamente que:

A

Numa inversão elástica, é importante a utilização de volumes de amplitudes empilhados em diferentes faixas de ângulo de incidência.

B

O processo de inversão sísmica tem, dentre alguns de seus benefícios comuns, o ganho de resolução no dado e a compensação de efeitos de iluminação sísmica.

C

As baixas frequências neste processo são tipicamente obtidas a partir do próprio dado sísmico, que é rico em dados nesta faixa (entre 0 e 5 Hz).

D

É esperado que tanto um processo de inversão acústico quando elástico forneçam a mesma impedância acústica (IP) ao final do processo, sendo o diferencial da inversão elástica que ela também entrega a impedância cisalhante (IS).

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Q3848314

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848314 Engenharia de Petróleo

Sobre o processamento de dados sísmicos marítimos, uma das etapas iniciais consiste na correção da deriva do relógio, o clock drift. Sobre este processo, podemos afirmar corretamente que:

A

Ele é necessário para aquisições de fundo oceânico, tanto as que utilizam sensores autônomos, como os nodes, quanto sensores permanentes ligados por cabo à plataforma, como o PRM.

B

O sincronismo do relógio dos sensores imediatamente antes de início e logo após o término da aquisição é uma boa prática no processo de correção do clock drift nas aquisições onde ele é necessário.

C

Ele deve ser aplicado de forma global, utilizando a mesma correção para todos os sensores do levantamento sísmico.

D

Em aquisições nodes onde os sensores registram todos os tiros do projeto, sem necessidade de rolamento, isto é, aquisições all-alive, não é necessária a etapa de correção do clock-drift no processamento.

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Q3848313

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848313 Engenharia de Petróleo

Na avaliação de prospectos exploratórios, a estimativa da chance de sucesso (CoS) é crucial para a tomada de decisões de perfuração. Qual dos fatores abaixo NÃO é normalmente considerado na determinação da chance de sucesso de um prospecto exploratório?

A

Potencial econômico do petróleo extraído.

B

Qualidade e espessura da rocha-reservatório.

C

Presença e efetividade do selo (rocha capeadora).

D

Existência de estruturas geológicas favoráveis (trapas).

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Q3848312

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848312 Geologia

No sistema petrolífero associado aos reservatórios nas bacias de Campos e Santos, as janelas de sal são consideradas elementos fundamentais, já que afetam diretamente os processos de geração, migração e acumulação de hidrocarbonetos. Qual das alternativas abaixo descreve corretamente um papel das janelas de sal no contexto desse sistema petrolífero?

A

As janelas de sal atuam como barreiras ao fluxo térmico para as camadas geradoras, dificultando o amadurecimento da matéria orgânica e diminuindo a eficiência do sistema petrolífero.

B

A ausência de sal nas janelas compromete a formação de armadilhas estruturais para o Pós-sal, tornando essas áreas menos propensas à acumulação de hidrocarbonetos.

C

A presença de janelas de sal é determinante para aumentar a vedação do sistema petrolífero do pré-sal, garantindo que os hidrocarbonetos permaneçam acumulados em reservatórios carbonáticos subjacentes.

D

As janelas de sal permitem maior conectividade entre armadilhas de hidrocarbonetos do pós-sal e camadas geradoras, e podem favorecer localmente o fluxo térmico, o que contribui para o amadurecimento da matéria orgânica em condições favoráveis.

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Q3848311

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848311 Engenharia de Petróleo

As bacias de Campos e Santos são duas das mais importantes bacias sedimentares brasileiras na produção de petróleo. Qual das seguintes características melhor diferencia a evolução tectono-sedimentar dessas bacias?

A

A Bacia de Campos apresenta maior influência da tectônica do sal e da halocinese. Esses fatores desempenharam um papel importante na redistribuição de sedimentos e na formação de armadilhas estruturais, diferenciando-a da Bacia de Santos.

B

A Bacia de Santos foi predominantemente controlada por tectônica extensiva durante o rifteamento, enquanto a Bacia de Santos apresenta uma interação mais complexa entre a tectônica extensiva e os efeitos da halocinese ao longo de sua evolução.

C

A Bacia de Campos foi fortemente influenciada pela subsidência termal durante o Cretáceo, especialmente na fase pós-rift. Esse processo criou espaço para a deposição de espessos sistemas turbidíticos, que são uma característica marcante da bacia.

D

A sedimentação na Bacia de Santos é marcada por sistemas turbidíticos associados a fluxos gravitacionais, enquanto na Bacia de Campos observa-se maior presença de sedimentação carbonática em contextos pós-rift, incluindo períodos como o Mioceno.

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Q3848310

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848310 Física

Uma onda compressional (P) plana se propaga em um meio acústico homogêneo e isotrópico de densidade ρ₁, com velocidade de propagação v₁, amplitude A_I e frequência f_I. Esta onda incide perpendicularmente na interface que separa este meio de outro, também acústico, homogêneo e isotrópico, mas com densidade ρ₂ e velocidade de propagação v₂. Sobre as amplitudes e frequências das ondas refletida (A_R e f_R) e transmitida (A_Te f_T) resultantes dessa incidência, podemos afirmar que:

A

A onda transmitida sempre terá a mesma frequência da onda incidente. Adicionalmente, neste processo de transmissão, nunca ocorrerá uma inversão de fase.

B

Por conservação de energia, a amplitude da onda transmitida não pode superar a amplitude da onda incidente (A_T ≤ A_I).

C

Chamando de T o coeficiente de transmissão (T = A_T/A_I), a razão entre energia transmitida (por unidade de área e de tempo) e a incidente é dada por T².

D

Caso a impedância acústica do meio 2 seja o dobro da impedância acústica do meio 1 (ρ₂ v₂ = 2* ρ₁ v₁), a amplitude da onda refletida será a metade da amplitude da onda incidente (A_R = A_I/2).

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Q3848309

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848309 Geologia

No contexto dos reservatórios carbonáticos do Pré-sal da Bacia de Santos temos, muitas vezes, uma espessa camada de sal, predominantemente composta por halita, acima do reservatório. Entre esta camada de halita e os carbonatos, é comum uma camada de anidrita, que pode ter algumas dezenas de metros, ou apenas poucos metros de espessura. Sobre o impacto esperado dessa espessura no sinal sísmico a ser interpretado referente à entrada do reservatório (interface anidrita-carbonato), podemos afirmar corretamente que:
Obs.: Considere a convenção de que, indo de camadas mais rasas para mais profundas, um aumento (diminuição) de impedância representa, numa incidência vertical, uma refletividade positiva (negativa), representada por um pico preto (branco).

A

Por termos, em geral, um contraste de impedância acústica negativa ao sair da anidrita para o carbonato, a interface deve ser mapeada em um pico negativo (branco). Tanto em cenários de camadas finas quanto espessas de anidrita.

B

Para um mesmo reservatório carbonático, supondo suas propriedades homogêneas, deve-se interpretar o seu topo, ao longo de toda extensão do reservatório, com a mesma polaridade.

C

Com uma camada de anidrita pouco espessa, com menos de 10m, por exemplo, e com a frequência dominante comum dos dados sísmicos disponíveis para o Pré-sal da Bacia de Santos, mapeamos tipicamente um pico preto (positivo), referente ao contraste de impedância entre a halita e as camadas abaixo dela.

D

O método sísmico não consegue resolver a camada de anidrita basal do sal, de forma que devemos mapear um pico de mesmo sinal, independe da espessura encontrada da camada de anidrita.

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Q3848308

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848308 Geologia

No processamento de dados sísmicos marítimos utilizando sensores de fundo, tipicamente temos dois tipos dados migrados: aquele proveniente do campo ascendente (upgoing) e o descendente (downgoing). Sobre as características destes dois dados, podemos afirmar que:

A

O processamento do dado upgoing é comumente realizado através da técnica de espelhamento, ou mirror migration.

B

Para o mesmo par fonte-receptor, é esperado que uma reflexão primária em um refletor horizontal profundo de interesse possua um maior ângulo de incidência (em camadas típicas plano-paralelas) para o dado downgoing.

C

Tipicamente, para bem imagear as regiões mais rasas, o dado upgoing é o mais indicado, por possuir menores deficiências de iluminação nessa região.

D

Para o mesmo par fonte-receptor, é esperado que o ponto de reflexão, em uma reflexão primária em um refletor horizontal profundo de interesse, esteja mais próximo ao receptor para o dado upgoing do que sua contrapartida no dado downgoing.

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Q3848307

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848307 Geologia

Os reservatórios turbidíticos do pós-sal nas bacias de Campos e Santos são resultado de processos sedimentares relacionados a fluxos gravitacionais submarinos, que transportaram sedimentos. Qual das alternativas abaixo descreve corretamente os processos envolvidos na formação desses reservatórios?

A

As acumulações de turbiditos no pós-sal resultaram de processos climáticos de alta energia, que redistribuíram sedimentos finos na plataforma continental, sem influência de controles tectônicos ou de variações no nível do mar.

B

Os reservatórios turbidíticos do pós-sal foram formados por processos sedimentares que ocorreram em ambientes predominantemente rasos, onde as correntes marinhas redistribuíram sedimentos sem influência tectônica significativa.

C

A deposição de sistemas turbidíticos no pós-sal está relacionada a fluxos gravitacionais submarinos que foram influenciados por fatores como tectônica ativa, variações eustáticas e dinâmica sedimentar, facilitando a canalização de sedimentos para bacias profundas.

D

A configuração dos sistemas turbidíticos foi controlada predominantemente pela tectônica do sal, que determinou a localização dos depósitos sem influência de fluxos gravitacionais ou variações eustáticas.

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Q3848306

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848306 Geologia

Uma etapa importante do processo de interpretação sísmica é a amarração de poços. Sobre este processo, podemos afirmar corretamente que:

A

O processo de amarração é realizado de forma mais simples e unívoca em poços mais inclinados ou horizontais, uma vez que a refletividade estimada nos perfis dos poços será mais representativa dos contrastes observados nos dados sísmicos.

B

O processo de amarração de poços é realizado comumente com o dado sísmico em profundidade, de forma a respeitar o posicionamento das estruturas geológicas.

C

Um dos primeiros passos deste processo consiste na estimativa da wavelet do dado sísmico. Esta, em geral, é única para todos os poços de uma área a ser estudada.

D

Nas boas práticas do processo de amarração de poços, é desejado que a banda da wavelet utilizada seja idêntica à banda encontrada no dado sísmico em cujo poço está sendo amarrando.

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Q3848304

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848304 Engenharia de Petróleo

A inversão sísmica geoestatística é uma abordagem amplamente utilizada para caracterizar e identificar reservatórios. Como ela difere dos métodos determinísticos convencionais?

A

A inversão geoestatística é restrita a estimar propriedades como porosidade e permeabilidade, enquanto os métodos determinísticos são aplicáveis a uma gama mais ampla de propriedades elásticas, como impedância acústica e densidade.

B

A inversão geoestatística utiliza variogramas para representar a continuidade espacial das propriedades do reservatório, gerando múltiplas realizações condicionadas aos dados disponíveis.

C

Nos métodos determinísticos, a incerteza no modelo é incorporada por meio de múltiplas simulações condicionadas, enquanto a inversão geoestatística não permite realizar tais análises de incertezas.

D

A inversão geoestatística não depende de dados sísmicos, baseando-se nas estatísticas espaciais fornecidas pelo modelo geológico.

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Q3848303

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848303 Geologia

Uma das formas mais simples de se estimar um traço sísmico é a partir do método convolucional. Neste, tipicamente convolve-se uma wavelet escolhida e representativa da banda sísmica que se deseja estudar com a refletividade sísmica do meio. Sobre o método convolucional na geofísica, podemos afirmar corretamente que:

A

Caso aplicássemos o método para convolver uma wavelet com ela própria, a banda espectral (aqui definida como a diferença entre a maior e a menor frequência com amplitude não nula) do espectro de amplitude resultante seria o mesmo da wavelet inicial.

B

O modelo convolucional não é usado em análises de AVO (amplitude versus offset), uma vez que se aplica à incidência normal da onda.

C

Diferente de outros métodos de modelagem sísmica, o modelo convolucional não permite a estimativa de reflexões múltiplas.

D

Na operação de convolução entre uma wavelet com N₁ amostras e um perfil de refletividade com N₂ amostras, o resultado matemático desta operação conteria N₁+N₂ amostras.

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Q3848302

Ano: 2025 Banca: IDCAP Órgão: PPSA Prova: IDCAP - 2025 - PPSA - Especialista em Petróleo e Gás - Geofísica de Exploração |

Q3848302 Geologia

Na interpretação sísmica, o flat spot é um indicador direto de hidrocarbonetos (DHI) frequentemente associado ao contato fluido-fluido, como o contato gás-óleo (GOC) ou óleo-água (OWC). A identificação e o mapeamento de flat spots são importantes no processo de interpretação sísmica. Qual das alternativas abaixo descreve corretamente características e os desafios associados à interpretação de flat spots em dados sísmicos?

A

A identificação de flat spots em dados sísmicos em profundidade elimina a necessidade de calibração com dados de poços, pois eles representam o contato fluido-fluido de forma precisa.

B

Um flat spot é identificado como um refletor contínuo e horizontal em dados sísmicos em tempo (quando processados com modelo de velocidade adequado), sendo importantes indicadores da extensão do contato fluido-fluido estudado.

C

Flat spots aparecem como refletividade anômala em dados sísmicos e, mesmo quando mapeados em profundidade, podem apresentar variações de profundidade devido a erros no modelo velocidade utilizado na migração.

D

Flat spots são visíveis apenas em dados sísmicos processados em profundidade, já que dados em tempo não possuem resolução suficiente para identificar feições relacionadas ao contato fluido-fluido.

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