Um grupo de geólogos analisou o aprisionamento do petróleo nas acumulações de uma bacia. Esse aprisionamento é obtido por meio de armadilhas que são classificadas como

Para detectarem a probabilidade de existência de petróleo em determinada área, equipes multidisciplinares buscam indícios da presença de acumulações de hidrocarbonetos. Esse tipo de investigação precedeu as descobertas das bacias do Pré-Sal brasileiro. Além disso, nas áreas do Pré-Sal brasileiro, algumas condições essenciais indicariam a existência (ou os indícios) de acumulação de petróleo. Sobre essas condições, avalie as apresentadas abaixo.
I. Existência de uma rocha geradora com temperatura apropriada.
II. Existência de aquíferos de grandes dimensões.
III. Possibilidade de migração dos hidrocarbonetos para a rocha reservatório.
IV. Presença de rochas ígneas na área pesquisada.
Estão corretas as condições descritas nos itens

Em uma região do Nordeste, foi encontrada uma bacia com probabilidade de exploração de petróleo e, após uma série de estudos da área, o engenheiro decidiu realizar uma prospecção para definir a perfuração de um poço pioneiro. A equipe deve decidir quais métodos podem ser utilizados, para determinar onde será realizada a perfuração do poço. Sobre essa temática, analise os métodos abaixo.
I. Aerofotogrametria
II. Gravimetria
III. Testemunhagem
IV. Cimentação
Quanto aos métodos adequados para decidir onde será perfurado o poço, estão corretos os apresentados nos itens

Durante uma aula sobre reservatórios de petróleo, o professor explicou aos alunos os principais mecanismos de produção de óleo, suas características mais importantes e os fatores de recuperação típicos. Nesse contexto, analise os mecanismos apresentados abaixo.
I. Injeção de vapor.
II. Gás em solução.
III. Influxo de água.
IV. Injeção de CO₂.
Os principais mecanismos de produção de óleo nos reservatórios de petróleo estão presentes nos itens

Foram descobertos dois reservatórios (A e B) com valores semelhantes de pressão, saturação de fluidos e viscosidades. A área e a espessura com óleo também são semelhantes. O reservatório “A” tem permeabilidade de 850 mD, porosidade de 18%, compressibilidade de 4,0 x 10^-61/psi e densidade relativa da rocha de 2,65. O reservatório “B” tem permeabilidade de 300 mD, porosidade de 27%, compressibilidade de 4,5 x 10^-6 1/psi e densidade relativa da rocha de 2,60. Nos dois reservatórios pode existir fluxo dos fluidos no meio poroso e, por hipótese, haveria maior ou menor facilidade de deslocamento dos fluidos em cada um desses reservatórios. No caso descrito, avaliando-se esse aspecto, é correto concluir que