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As amostras de calha fornecem um registro das litologias atravessadas pelo poço, sendo útil para diversas análises. O que a Agência Nacional de Petróleo regulamenta sobre as amostras de calha?
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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.
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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?
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Para a construção de um modelo geológico 3D um dado
fundamental é a acurácia da porosidade. Qual é a
afirmação correta?
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A testemunhagem pode ser realizada a uma profundidade pré-definida ou condicionada a algum marco, indícios de hidrocarbonetos ou intervalo específico do reservatório. Em uma perfuração, está programada a testemunhagem contínua do reservatório. Para uma melhor definição do ambiente deposicional 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?
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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:
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Cite alguns dos principais ambientes deposicionais
carbonáticos.
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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,
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O texto seguinte servirá de base para responder à
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 formada 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 composta 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,
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Em uma certa locação de extensão (Poço 3), é
fundamental a obtenção de uma amostra do óleo do
reservatório para análises geoquímicas para rápidas
decisões quanto aos próximos poços e quanto ao plano
de desenvolvimento. Com estas premissas, qual a
melhor opção para constar no prospecto da locação?
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