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Questões de Concurso sobre Geofísica
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O perfil composto abaixo mostra uma sucessão vertical composta por arenitos grossos a médios de origem flúviodeltaica, arenitos costeiros finos, arenitos finos e argilitos prodeltaicos e folhelhos e siltitos marinhos, empilhada em uma sucessão de sequências deposicionais.
O intervalo A na figura representa:
A
trato de mar alto, constituído por parasequências retrogradacionais.
B
trato transgressivo, constituído por parasequências progradacionais.
C
trato de mar alto, constituído por parasequências, em geral de raseamento (shallowing-upward).
D
sequência genética de Galloway.
E
trato de regressão forçada, constituído por parasequências retrogradacionais.
Em muitos projetos sísmicos, o primeiro dado que um intérprete pode ter disponível é o resultado do empilhamento após o NMO. A correção de NMO seguida pelo empilhamento é uma maneira rápida e fácil de produzir uma primeira, embora imperfeita, visualização dos dados. Com relação aos processos e características de NMO e empilhamento mencionadas a seguir, é correto afirmar que:
A
a velocidade NMO verdadeira a ser usada no empilhamento pode ser distorcida pelos mergulhos dos refletores. Quanto mais íngreme for o mergulho, menor será a velocidade de NMO.
B
os processos de NMO e empilhamento atuam como filtros de mergulho e atenuam o sinal na presença de mergulhos conflitantes. As amplitudes de planos de falhas podem ser atenuadas ou simplesmente desaparecerem.
C
os processos de NMO e empilhamento aumentam a resolução lateral dos eventos imageados.
D
migrações pós-empilhamento de dados estaqueados recuperam informações atenuadas pelo próprio processo de empilhamento.
E
para campos de velocidade mais complexos, a migração pós-empilhamento é o método a ser escolhido.
Todos os itens abaixo são consequências ou benefícios proporcionados pela inversão de dados sísmicos para impedância, EXCETO:
A
a maioria dos geocientistas compreende melhor o conceito de impedância e geologia do que do traço sísmico.
B
há uma remoção dos efeitos da wavelet dentro do espectro de frequência sísmica.
C
oferece uma melhoria para interpretação estrutural dos eventos.
D
facilita a compreensão das amarrações de poços.
E
permite correlação com propriedades do reservatório.
A modelagem inversa é uma técnica matemática cujo objetivo é determinar propriedades físicas de subsuperfície de uma região terrestre que tenha produzido um determinado registro sísmico. Algumas das propriedades que são invertidas incluem velocidade acústica, formação e densidades de fluidos, impedância da onda P, razão de Poisson, compressibilidade da formação, rigidez de cisalhamento, porosidade e saturação de fluido. Tal modelagem tem sido muito útil para os geofísicos e pode ser categorizada em dois grandes tipos: inversão determinística e estocástica. Assinale a única afirmativa válida para essas inversões:
A
os métodos de inversão estocástica produzem um resultado que é a média de todos os modelos de propriedades com “bom ajuste”, considerado como o valor esperado (expected value).
B
os métodos de inversão estocástica, introduzem a baixa freqüência, dando assim aparência de tendências. A tendência da baixa frequência ausente é então modelada e adicionada ao resultado de impedância relativa, de modo que o resultado da inversão é uma tendência modelada, uma impedância relativa.
C
métodos de inversão determinística são usados para gerar modelos que ultrapassam a resolução sísmica, como usado na simulação de fluxo de reservatório, e assim não exageram as conectividades dos reservatórios, como resultado dos efeitos de lobos laterais da wavelet.
D
métodos de inversão estocástica sempre geram apenas uma realização para soluções de impedância não-únicas.
E
métodos de inversão determinística aplicam técnicas de simulação de possíveis modelos de propriedade de rocha usando o dado sísmico. Isso tem muitas vantagens técnicas para uso em modelos de reservatório e análise de incertezas: ele remove os efeitos de ajuste, modela a incerteza e pode ser calculado em escala fina.
Na área do Pré-Sal brasileiro, uma prática muito comum é a aplicação de dados invertidos para geração de volumes de impedâncias compressionais (IP) e cisalhantes (IS) calibradas com valores obtidos em perfis de poços.
Um volume sísmico muito comum na tentativa de correlações entre dados sísmicos e tais impedâncias é denominado volume μ p (em que μ é o módulo de cisalhamento e p, a densidade). A seguinte equação, usada para gerar volumes invertidos, mostra a melhor aproximação do valor sísmico de μ p:
A
IP2
B
IP2 - IS2
C
IP-IS2
D
IP2-2IS2
E
IS2
Fácies sísmicas podem ser descritas como “unidades sísmicas tridimensionais mapeáveis, compostas por grupos de reflexões cujos parâmetros são diferentes das unidades fácies adjacentes”. Análise de facies sísmicas é a descrição e a interpretação de eventos de reflexão sísmica, tais como configuração, continuidade, amplitude e frequência, internos a uma estrutura estratigráfica de uma seqüência deposicional. Seu objetivo é determinar as variações de parâmetros sísmicos internos de seqüências de terceira ordem e seus tratos de sistemas para descrever variações laterais de litofácies e alterações do tipo de fluido. Quando se deseja usar atributos sísmicos na interpretação de parâmetros de reflexão sísmica, as seguintes afirmativas, que relacionam o atributo sísmico a suas aplicações geológicas, estão corretas, EXCETO:
A
amplitude: diferenças de velocidade e densidade de interfaces individuais; espaçamento vertical entre camadas; espessura das camadas; conteúdo de fluidos.
B
frequência da wavelet: espessura da camada; conteúdo de fluido.
C
continuidade da reflexão (reflection continuity): continuidade lateral dos estratos; processos deposicionais.
D
velocidade instantânea: litologia; estratigrafia; espessura das camada.
E
geometria da reflexão (reflection geometry): padrões de acamamento; processos deposicionais; erosão e paleotopografia; contatos de fluidos.
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.
A
mais ênfase está sendo dada atualmente na explotação do que na exploração pura, permitindo assim que empresas de pesquisa menores se tornem muito lucrativas. Pequenas empresas com forte experiência em tipos de plays específicos surgiram e podem ser extremamente bem sucedidas no desenvolvimento de plays menores que não são consideradas lucrativos pelas empresas com despesas gerais maiores. Para que o intérprete explore efetivamente esses tipos de play menores, é necessário mais dados em comparação com prospectos tradicionais.
B
melhorias de técnicas de aquisição e processamento sísmico forneceram aos geocientistas maior capacidade de delinear muitas características estratigráficas, por vezes consideradas além da resolução sísmica. A maior disponibilidade de dados sísmicos em offset, multicomponentes e gathers permite que empresas menores utilizem hoje os mesmos dados que eram apenas no domínio das grandes empresas. Subseqüentemente, fornecedores de softwares de interpretação de nicho menores desenvolveram aplicativos para melhor interpretar o que esses tipos de dados revelam.
C
uma vez que a tecnologia melhora a compreensão do intérprete sobre a verdadeira forma da superfície terrestre, em relação aos esferoides e datuns, todo software de interpretação precisará compreender e transformar adequadamente os dados a partir de qualquer sistema de coordenadas projetado ou geográfico. Todos os dados de campo serão adquiridos em WGS84 e todos os relatórios regulatórios serão feitos desta forma.
D
aplicações especializadas e processamentos tais como a coerência, análise de atributos e cross-plot, se tornarão ferramentas essenciais na análise de prospectos de trapas sutis. As análises de dados de inversão e multicomponentes proporcionarão aos intérpretes uma compreensão muito melhor da variação litológica lateral a partir de dados sísmicos em torno de um poço de controle.
E
como os tipos de plays na maioria das bacias sedimentares tornam-se mais sutis e de natureza estratigráfica, a integração com dados de geologia e engenharia torna-se ainda mais indispensável na delimitação de reservatórios complexos. O acesso fácil aos dados de registro, pressão e produção, juntamente com a integração de modelos deposicionais e reservatórios, será essencial para o sucesso. A integração destes tipos de dados de forma eficiente e efetiva diferenciará os fornecedores de software.
Geopressões anormais se desenvolvem quando o fluido não consegue se mover para dentro ou para fora do sistema poroso local, de uma forma rápida o suficiente para acomodar o novo ambiente. Para a pressão anormal ocorrer, tal sistema poroso precisa estar isolado do sistema circundante por barreiras impermeáveis. Todos os fatores abaixo são possíveis causadores de sobrepressão dos fluidos, EXCETO:
A
soerguimento tectônico.
B
aumento de calor.
C
dilatação de poros.
D
compactação.
E
geração de hidrocarbonetos.
A principal diferença entre o modelo de sequências genéticas descrito em Galloway (1989) e as sequências deposicionais de Van Wagoner et al. (1988, 1990) fez com que um desses modelos seja mais aceito na indústria do petróleo, quando da aplicação de estratigrafia de sequências. Em relação ao tema, é correto afirmar que:
A
Galloway só identificou dois tratos de sistemas: transgressão e regressão.
B
o limite de cada sequência foi definido por Van Wagoner et. all na superfície de inundação máxima e não ao final da queda do nível de base das águas, como definido por Galloway.
C
Galloway não reconhece o sistema de trato de mar alto como trato importante na deposição de rochas com alto potencial de se tornarem reservatórios de petróleo.
D
o modelo de sequências genéticas só pode ser aplicado para ambientes siliciclásticos.
E
ao contrário de Van Wagoner et all., o limite de cada sequência é definido em Galloway (1989) como situado ao final do sistema de trato transgressivo e início da regressão marinha.
São parâmetros utilizados no controle de qualidade de perfis convencionais, EXCETO:
A
perfil sônico convencional: tempo de trânsito de cerca de 57 μs/pé dentro do revestimento.
B
perfil densidade: densidade de 2,98 g/cm3 defronte camadas de anidrita.
C
porosidade neutrônica em arenitos porosos.
D
caliper do poço: diâmetro interno do último revestimento.
E
análise comparativa em intervalo com seção repetida.
No desenvolvimento geocientífico e análise de perfis de poços para carbonatos, vários esquemas de classificação foram criados para auxiliar na avaliação de formação, com base na quantificação da textura da rocha carbonática. Avanços recentes em métodos de ressonância magnética nuclear (NMR) e na análise de testemunhos, complementados por um uso mais quantitativo dos perfis de imagem, têm conduzido a diversos resultados importantes para a indústria de petróleo na exploração em carbonatos.
Nos reservatórios carbonáticos do pré-sal brasileiro, todas as propriedades de uma rocha carbonática listadas abaixo são estimadas pelos perfis NMR, EXCETO:
A
composição organomineral do carbonato.
B
saturação de água irredutível.
C
indicação da qualidade do reservatório.
D
porosidade in-situ.
E
permeabilidade do carbonato alvo.
Perfis de imagem em poços se referem a métodos de registro a poço aberto e processamento de dados que são usados para produzir imagens em escala centimétrica de suas paredes e das rochas que os compõem. São objetivos desses perfis, EXCETO:
A
identificação de fraturas.
B
características sedimentológicas em pequena escala.
C
net pay de camadas delgadas.
D
impedância das rochas em alta resolução.
E
irregularidades na parede do poço que estão alinhadas com o estresse horizontal mínimo (breakouts).
Em um arenito limpo e poroso, molhável à água, e saturado por óleo com viscosidade da ordem de 3900 cP, em condições de reservatório, a resposta da ferramenta de ressonância nuclear magnética (NMR) é caracterizada por:
A
alto tempo de relaxação T2, acima de 100 ms, e histograma com distribuição platicúrtica.
B
médio tempo de relaxação T2, entre 10 e 100 ms, e histograma com distribuição leptocúrtica.
C
razão T1/T2 superior a 100.
D
média geométrica do tempo T2 superior a 500 ms.
E
baixo tempo de relaxação T2, inferior a 10 ms e histograma com distribuição platicúrtica.
Um conjunto rochoso identificado, por caracteres físicos observáveis, por um tipo ou combinação de vários tipos litológicos ou por feições litológicas marcantes é denominado
A
unidade geocronológica.
B
estratotipo composto.
C
unidade litoestratigráfica.
D
estratótipo de unidade.
E
unidade bioestratigráfica.
Para a detecção de tubulações enterradas (metálicas ou não) em pouca profundidade, o método geofísico mais adequado a ser empregado é:
A
eletrorresistividade.
B
magnetometria.
C
radiometria.
D
sísmica.
E
GPR.
Na prospecção de água subterrânea e de petróleo, o interesse
principal recai na localização da rocha que contém um
aquífero ou uma reserva de petróleo e gás natural. Para tal, o
uso dos métodos geofísicos consiste em ferramenta importante
para essa etapa. A esse respeito, assinale a alternativa correta.
A
Os métodos elétricos e eletromagnéticos são os
únicos utilizados na localização de aquíferos.
B
Na prospecção de petróleo, o método gravimétrico é
empregado para localizar e delimitar estruturas que
proporcionem o armazenamento de óleo e gás, as
quais são identificadas apenas com levantamento de
alta precisão.
C
No caso de acúmulo de óleo associado a domos
salinos, a diferença de densidade entre ambos causa
uma redução local da gravidade, desenvolvendo na
rocha salina uma anomalia caracterizada por um
mínimo gravimétrico, sempre superior a 20 mGal.
D
Muitas concentrações de óleos e gás têm sido
identificadas em zonas de bacias sedimentares com
variações de litofácies. Esses tipos de estruturas de
acumulação podem produzir grandes anomalias, que
somente serão reconhecidas se as medidas forem
muito precisas.
E
A presença de sais minerais na água subterrânea
diminui a respectiva condutividade, permitindo o
mapeamento subterrâneo dos limites entre água doce
e água salobra.
Nos ensaios de compressão simples em rochas, obtém-
-se um gráfico que relaciona a tensão aplicada na amostra
com a deformação linear que este sofreu. A partir desse
gráfico, pode-se determinar
A
o ângulo de atrito e a coesão.
B
o módulo de elasticidade.
C
o coeficiente de Poisson.
D
o coeficiente de adensamento.
E
a resistência ao cisalhamento.
Por meio de uma sondagem a percussão, ou SPT, é possível
determinar:
A
nível d´agua, resistência e estratigrafia de solos.
B
RQD, permeabilidade e resistência.
C
atrito lateral, coesão e compressibilidade.
D
resistência ao cisalhamento, nível d´agua e permeabilidade.
E
fraturamento, RQD e coerência.
A respeito dos métodos indiretos (ondas sísmicas) de
investigação da constituição interna do planeta Terra,
assinale a alternativa correta.
A
O núcleo externo é considerado estar no estado
líquido em razão apenas de as ondas sísmicas de
Love (LQ) e Rayleigh (LR) se propagarem nesse
meio. As ondas sísmicas primárias (P) e secundárias
(S) não se propagam no núcleo externo.
B
O núcleo externo é considerado estar no estado
líquido em razão apenas de as ondas sísmicas de
Love (LQ) se propagarem nesse meio. As ondas
sísmicas Rayleigh (LR) não se propagam em meio
líquido, sendo dissipadas no núcleo externo.
C
O núcleo externo é considerado estar no estado
líquido em razão apenas de as ondas sísmicas
Rayleigh (LR) se propagarem nesse meio.
D
O núcleo externo é considerado estar no estado
líquido em razão apenas de as ondas sísmicas
secundárias (S) se propagarem nesse meio. As ondas
sísmicas primárias (P) não se propagam em meio
líquido, sendo dissipadas no núcleo externo.
E
O núcleo externo é considerado estar no estado
líquido em razão apenas de as ondas sísmicas
primárias (P) se propagarem nesse meio. As ondas
sísmicas secundárias (S) não se propagam em meio
líquido, sendo dissipadas no núcleo externo.
No estudo do comportamento mecânico dos solos, um dos
ensaios mais importantes é a determinação dos limites de
consistência, ou limites de Atterberg, formados pelos limites
de contração (LC), limites de plasticidade (LP) e limites de
liquidez (LL). Em relação a esse assunto, assinale a
alternativa correta.
A
O LP é considerado o teor de umidade limite entre os
estados plástico e semissólido do solo.
B
O LL é definido como a umidade limite entre os estados
plástico e semissólido do solo.
C
O LL é o valor de umidade do solo que determina o
índice de plasticidade (IP) do solo.
D
O LC é o teor limite de umidade entre os estados
semissólido e plástico do solo.
E
O IP é determinado por meio da soma dos valores de
LL e LP (IP = LL + LP).
Gerar simulado