Questões de Geologia do ano 2012

As falhas tectônicas podem ser classificadas quanto ao ângulo de inclinação do plano de falha e também segundo o movimento relativo e o movimento aparente dos blocos de rocha, em relação ao plano de falha.

 Sendo assim, na classificação quanto aos movimentos citados, verifica-se que a(s) falha(s)

• A. de cavalgamento refere-se a uma falha inversa cujo mergulho ao plano de falha é menor que 45º, de forma que o bloco sobrejacente é empurrado, principalmente, na horizontal por cima do outro.
• B. direcional, caso o bloco do outro lado da falha esteja deslocado para a direita, causará uma falha lateral sinistral, resultante de forças de cisalhamento.
• C. reversa resulta de compressão e se associa a estiramento crustal.
• D. inversa é aquela em que as rochas sobrepostas ao plano de falha movem-se para baixo em relação às rochas sotapostas, causando um encurtamento da seção.
• E. normais indicam um comportamento dúctil das rochas, enquanto falhas inversas associam-se a um comportamento rúptil.

Os esquemas abaixo representam padrões de empilhamento de fácies durante o preenchimento de uma bacia sedimentar em três situações distintas quanto ao balanço entre o aporte sedimentar e a variação do nível relativo de mar (ou acomodação) no decorrer do tempo geológico.

Em relação a esses três esquemas, constata-se que

• A. O padrão de empilhamento do conjunto de parassequências em (I) representa um preenchimento progradacional e aponta para o aporte sedimentar, suplantando a geração de espaço de acomodação no intervalo de tempo representado.
• B. O padrão de empilhamento representado em (II) registra um arranjo progradacional do conjunto de parassequências e é indicativo de aporte sedimentar excedendo a criação de espaço deposicional.
• C. O padrão de empilhamento do conjunto de parassequências em (III) representa um preenchimento progradacional e aponta a criação de espaço deposicional excedendo o aporte sedimentar no intervalo de tempo representado.
• D. O padrão de empilhamento ilustrado em (III) registra um preenchimento retrogradacional, indicando que a taxa de criação de espaço de acomodação foi excedida pelo aporte sedimentar no intervalo de tempo representado.
• E. A taxa de criação de espaço deposicional excede o aporte sedimentar nas três situações representadas em (I), (II) e (III).

Assim como o método de produção nos poços de petróleo varia, também o design da completação vai variar em função de vários fatores técnicos e econômicos. Na completação de poços, o engenheiro deve levar em consideração vários fatores.

Dentre esses fatores, os MENOS relevantes são os(as)

• A. custos da instalação e os dos equipamentos de completação
• B. aspectos geológicos e a localização do poço
• C. impactos do retorno da produção, o custo de capital e o custo de operação dos projetos
• D. requisitos de serviço de poço, tais como monitoramento de rotina e serviço de cabeça de poço, além de linha de fluxo
• E. propriedades do fluido, a pressão e a profundidade do poço

Considerando-se os fatores que favorecem a concentração e a preservação de matéria orgânica em uma rocha sedimentar, as condições deposicionais mais adequadas para a gênese de uma rocha potencialmente geradora de hidrocarbonetos são

• A. ambiente de frente deltaica, sujeito ao retrabalhamento por ondas normais e de tempestade, e condições de fundo redutoras
• B. ambiente marinho raso de alta energia e condições de fundo oxidantes
• C. ambiente deposicional lacustre de baixa energia, alta produtividade biológica e condições de fundo oxidantes
• D. ambiente deposicional lacustre de baixa energia, alta produtividade biológica e condições de fundo redutoras
• E. ambiente deposicional fluvial de alta energia, baixa produtividade biológica e condições de fundo oxidantes

O óleo é constituído por uma mistura de hidrocarbonetos líquidos, geralmente contendo impurezas como enxofre e metais pesados, entre outras. Tomando-se como critério sua composição, os óleos classificam-se em parafínicos, parafínico-naftênicos, naftênicos, aromáticos intermediários, aromático-asfálticos e aromático-naftênicos.

A partir de óleos naftênicos, é possível a obtenção de

• A. gasolina de alto índice de octanagem
• B. gasolina de baixo índice de octanagem
• C. óleo diesel com boas características de combustão
• D. óleos lubrificantes de baixo índice de viscosidade e alto ponto de fluidez
• E. óleos lubrificantes de baixo índice de viscosidade e elevada estabilidade química

A correta determinação do volume de fluido em uma acumulação de petróleo, e, especificamente, a quantidade que dela pode ser extraída, desempenha um papel fundamental na decisão de se implantar ou não um projeto. Tais estimativas são feitas não só por ocasião da descoberta da acumulação, mas também no decorrer de sua vida produtiva.

As associações corretas são

• A. I – Q , II – P , III – T , IV – R
• B. I – Q , II – T , III – S , IV – P
• C. I – R , II – P , III – S , IV – T
• D. I – S , II – R , III – Q , IV – T
• E. I – S , II – Q , III – R , IV – P

Os reservatórios de petróleo podem apresentar variações horizontais e verticais de porosidade. A quantidade, o tamanho, a geometria e o grau de conectividade dos poros controlam diretamente a produtividade do reservatório.

Nesse sentido, verifica-se que a porosidade

• A. primária é formada após a deposição dos sedimentos e tende a aumentar pelo efeito da compactação mecânica.
• B. primária forma-se durante a deposição, geralmente como resultado da dissolução de minerais.
• C. primária é formada durante a deposição dos sedimentos e tende a diminuir pelo efeito da compactação mecânica.
• D. secundária forma-se durante a deposição, geralmente como resultado da dissolução de minerais.
• E. secundária é formada após a deposição e tende a aumentar pelo efeito da compactação mecânica.

No início da produção em um campo petrolífero, a pressão no reservatório é suficiente para elevar os fluidos até a superfície. Com o passar do tempo de operação, no entanto, a pressão diminui, tornando-se insuficiente para a elevação, sendo necessários, então, métodos artificiais para que os fluidos sejam elevados até a superfície. Tais métodos são diferenciados pelos equipamentos que os compõem, sendo destinados a atender a diferentes condições de campo. Alguns métodos têm uso predominante em poços onshore (na terra), enquanto outros são mais adequados para produção offshore (no mar).

Nos métodos de elevação artificial, constata-se que a elevação por sistema de

• A. bombeio mecânico é adequada para poços offshore.
• B. bombeio centrífugo submerso só é adequada a campos de petróleo onde a razão gás/óleo é alta.
• C. bombeio hidráulico a jato é especialmente atraente em termos de custo operacional de produção, sendo mais atraente ainda em campos offshore.
• D. bombeio por cavidades progressivas não é adequada para a produção de óleo com alta viscosidade.
• E. gás lift só é adequada a poços de pequena profundidade.

Formação Furnas, Grupo Itararé, Formação Aquidauana, Grupo Guatá e Grupo Passa Dois são constituídos por extensos pacotes de rochas sedimentares presentes no Estado de São Paulo, formados em ambiente preponderantemente marinho, da Era

• A.

  Mesozoica.

• B.

  Pré-Cambriana.

• C.

  Cenozoica.

• D.

  Paleozoica.

• E.

  Arqueana.

No Triássico, o mar regrediu e não mais retornou na área centro-oeste do Estado de São Paulo, passando então de ambiente marinho para um ambiente continental, onde rios e lagos se formaram e o clima se transformou até tornarse inteiramente desértico, ocorrendo então um novo ciclo de sedimentação de

• A.

  lamitos − Formações Terra Nova e Rio do Rastro.

• B.

  quartzitos − Formações Piramboia e Botucatu.

• C.

  arenitos − Formações Piramboia e Botucatu.

• D.

  argilitos − Formação Santa Terezinha.

• E.

  basaltos − Formação Serra Geral.