BRPI0214678B1 - método de inspeção eletromagnética para inspecionar uma área previamente identificada como contendo potencialmente um reservatório submarino de hidrocarboneto - Google Patents

Abstract

"levantamento eletromagnético para reservatórios de hidrocarboneto". trata-se de um método de levantamento eletromagnético para fazer o levantamento de uma área previamente identificada como contendo potencialmente um reservatório de hidrocarboneto submarino, o qual compreende obter um primeiro e um segundo conjuntos de dados de levantamento, com uma fonte eletromagnética alinhada no sentido longitudinal e no sentido da largura com relação aos mesmos receptores ou receptores diferentes. a invenção refere-se também ao planejamento de um levantamento que emprega este método e à análise de dados de levantamento tomados em combinação, que permitem que a contribuição galvânica para os sinais coletados no receptor seja contrastada com os efeitos indutores, e os efeitos de atenuação de sinal, que dependem altamente das propriedades locais da formação de rocha, da água e do ar sobrejacentes na área de levantamento. isto é muito importante para o sucesso do emprego do levantamento eletromagnético para identificar reservas de hidrocarboneto e distingui-las de outras classes de estrutura.

Description

MÉTODO DE INSPEÇÃO ELETROMAGNÉTICA PARA

INSPECIONAR UMA ÁREA PREVIAMENTE IDENTIFICADA COMO

CONTENDO POTENCIALMENTE UM RESERVATÓRIO SUBMARINO

DE HIDROCARBONETO.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO [0001] A invenção refere-se ao levantamento eletromagnético do leito marinho para reservas de óleo e outros hidrocarbonetos.

[0002] A determinação da resposta dos estratos abaixo da superfície dentro da crosta terrestre aos campos eletromagnéticos é uma ferramenta valiosa no campo das pesquisas geofísicas. Os processos geológicos que ocorrem em regiões térmica, hidrotérmica ou magneticamente ativas podem ser estudados. Além disto, as técnicas de onda sonora eletromagnética podem fornecer introvisões valiosas sobre a natureza, e particularmente sobre o provável teor de hidrocarboneto, de reservatórios subterrâneos no contexto da exploração e do levantamento subterrâneos de óleo.

[0003] Técnicas sísmicas são frequentemente empregadas durante expedições de exploração de óleo para identificar a existência, a localização e a extensão de reservatórios em estratos de rocha subterrâneos. Embora o levantamento sísmico seja capaz de identificar tais estruturas, a técnica é frequentemente incapaz de distinguir entre as diferentes composições possíveis dos fluidos porosos dentro delas, especialmente os fluidos porosos que tenham propriedades mecânicas semelhantes. No campo da exploração de óleo, é necessário determinar se um reservatório previamente identificado contém óleo ou apenas fluidos porosos aquosos. Para fazê-lo, um poço exploratório é perfurado de modo a se determinar o conteúdo do reservatório. Entretanto, este é um processo dispendioso e que não oferece garantia de recompensa.

[0004] Embora reservatórios enchidos com óleo e reservatórios

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2/37 enchidos com água sejam mecanicamente semelhantes, eles possuem propriedades elétricas significativamente diferentes e estas oferecem a possibilidade de verificação de discriminação eletromagnética. Uma técnica conhecida para a sondagem eletromagnética de estratos de rocha subterrâneos é o método magnético-telúrico (MT) passivo. O sinal medido por um detector eletromagnético baseado na superfície em resposta aos campos eletromagnéticos (EM) gerados naturalmente, como, por exemplo, dentro da atmosfera superior terrestre, pode fornecer detalhes sobre os estratos de rocha subterrâneos circundantes. Entretanto, para levantamentos em mar profundo, todos os sinais com exceção dos sinais MT com períodos correspondentes a vários ciclos por hora são filtrados do leito marinho pela água do mar altamente condutora. Embora os sinais de comprimento de onda grande que não penetram no leito marinho possam ser empregados na sondagem submarina de grande escala, eles não apresentam resolução espacial suficiente para examinar as propriedades elétricas dos reservatórios subterrâneos tipicamente de escala relativamente pequena. Além do mais, uma vez que o levantamento MT se baseia basicamente em campos EM polarizados horizontalmente, ele é intrinsecamente a camadas resistivas delgadas.

[0005] No entanto, medições da resistividade elétrica sob o leito marinho têm desempenhado tradicionalmente um papel essencial na exploração de hidrocarbonetos e na avaliação de reservatórios. Na indústria, os dados sobre a resistividade sob o leito marinho têm sido geralmente obtidos quase exclusivamente pela perfilagem de poços por cabo. Estas são, contudo, vantagens óbvias para o desenvolvimento de métodos geofísicos não invasivos capazes de fornecer tais informações. Embora, inevitavelmente, tais métodos fossem incapazes de apresentar resolução vertical comparável com a perfilagem por cabo, a grande economia em termos de evitar os custos da perfuração de poços de

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3/37 teste em estruturas que não contêm quantidades economicamente recuperáveis de hidrocarboneto representaria uma vantagem econômica importante.

[0006] Nos campos de pesquisa que não são de interesse comercial, métodos geofísicos para mapear variações da resistividade sob o leito marinho por diversas formas de levantamento eletromagnético têm estado em desenvolvimento há muitos anos (como, por exemplo, Sinha et al., 1990; Evans et al., 1994). Nos documentos WO 00/13046 e WO 00/57555, são feitas propostas para a descoberta de reservatórios de hidrocarboneto por meio de tal levantamento eletromagnético.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO [0007] A invenção apresenta uma nova abordagem para o levantamento eletromagnético com a finalidade de localizar camadas de hidrocarboneto. Novas geometrias de detector de fontes são empregadas com base em uma fonte eletromagnética.

[0008] De acordo com um primeiro aspecto da invenção, é apresentado um método de levantamento eletromagnético para o levantamento de uma área previamente identificada como contendo potencialmente um reservatório submarino de hidrocarboneto, o qual compreende; obter um primeiro e um segundo conjuntos de dados de levantamento com uma fonte eletromagnética alinhada no sentido longitudinal com relação a um primeiro detector e alinhada no sentido transversal com relação a um segundo detector.

[0009] Os termos fonte e detector são empregados de maneira intercambiável com transmissor e receptor, respectivamente, ao longo deste documento.

[00010] Os dados de levantamento dos alinhamentos no sentido longitudinal e no sentido transversal, tomados de maneira combinada, permitem que seja determinada a diferença entre as contribuições

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4/37 galvânica e indutora para os sinais coletados no detector. A coleta de dados de levantamento que realcem apenas a contribuição galvânica em uma geometria no sentido longitudinal não é digna de confiança. Conforme é demonstrado nos exemplos dados a seguir, é geralmente impossível diferenciar entre uma formação de rocha que contém um reservatório de hidrocarboneto e uma que não contém um reservatório de hidrocarboneto pelo estudo dos dados de levantamento no sentido longitudinal. Deste modo, acredita-se que os métodos de levantamento eletromagnético anteriormente propostos para encontrar reservatórios de hidrocarboneto são na melhor das hipóteses altamente inconfiáveis. [00011] Os dados de levantamento no sentido longitudinal são sensíveis à presença de camadas de hidrocarboneto resistivas (que exploram efeitos consideravelmente galvânicos e componentes verticais de fluxo de corrente induzida). Por contraste, os dados de levantamento no sentido transversal são sensíveis â estrutura de escala maior, mas relativamente insensíveis a camadas de hidrocarboneto resistivas (que exploram os efeitos dominantemente indutores). A razão pela qual a coleta de dados de levantamento da geometria no sentido transversal é essencial para um levantamento eletromagnético confiável é que muitos aspectos outros que não os reservatórios podem afetar a resistividade sob o leito marinho e os resultados de um levantamento. Por exemplo, a resistividade aumenta frequentemente com a profundidade nas bacias sedimentárias submarinas, devido à expulsão progressiva de fluidos porosos pela elevação da pressão de sobrecarga. Tal perfil de resistividade produzirá efetivamente a mesma resposta nos dados de levantamento no sentido longitudinal, como o faria a presença de uma camada de hidrocarboneto. Os exemplos comparativos dados a segui demonstram este efeito.

[00012] Na implementação preferida do levantamento sob o primeiro aspecto da invenção, os alinhamentos no sentido longitudinal e no

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5/37 sentido transversal correspondem a uma disposição da fonte eletromagnética e dos primeiro e segundo detectores na qual um ângulo reto é formado entre uma primeira linha que leva do primeiro detector até a fonte e uma segunda linha que leva do segundo detector até a fonte, e na qual a fonte tem seu eixo geométrico bipolar alinhado ao longo da primeira linha. Entretanto, na prática, uma satisfação apenas aproximada desta condição não reduzirá consideravelmente a qualidade dos dados de levantamento coletados. De qualquer maneira, esta condição ideal não será satisfeita exatamente na prática, uma vez que a fonte é tipicamente movida durante o levantamento, apresentando-se sob a forma de uma antena rebocada por uma embarcação submarina não tripulada. Seria também possível obter dados utilizáveis se o ângulo reto acima mencionado fosse alterado para um ângulo longe de 90 graus, como, por exemplo, qualquer localização entre 45 e 135 graus pode ser satisfatória. Quanto a qualidade dos dados se deteriora à medida em que a geometria do levantamento se afasta dos ângulos retos não foi estudado, embora isto fosse simples de fazer por meio das técnicas de modelação descritas aqui.

[00013] Com o primeiro aspecto da invenção, os primeiro e segundo conjuntos de dados de levantamento são de preferência obtidos concomitantemente. Isto pode ser feito durante um único reboque da fonte eletromagnética. Os dados coletados pelos detectores podem ser então sincronizados no tempo com o mesmo relógio absoluto.

[00014] De acordo com um segundo aspecto da invenção, é apresentado um método de levantamento eletromagnético para o levantamento de uma área previamente identificada como contendo potencialmente um reservatório submarino de hidrocarboneto, o qual compreende: obter um primeiro e um segundo conjuntos de dados de levantamento com uma fonte eletromagnética alinhado no sentido longitudinal e no sentido transversal, respectivamente com relação a um

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6/37 primeiro detector.

[00015] O método sob o segundo aspecto da invenção difere assim do método sob o primeiro aspecto no sentido de que um único detector pode ser empregado para coletar dados de levantamento tanto no sentido longitudinal quanto no sentido transversal. Isto pode ser feito rebocando-se a fonte duas vezes, uma vez na direção ao longo da linha que liga a fonte ao detector, e mais uma vez na direção transversal a ela. Ou seja, os primeiro e o segundo conjuntos de dados de levantamento podem ser obtidos consecutivamente. O alinhamento relativo entre a fonte e o detector quando os dados de levantamento no sentido longitudinal e no sentido transversal são coletados pode variar da mesma maneira discutida acima com relação ao primeiro aspecto da invenção. Em outras palavras, é melhor se o dipolo for alinhado ao longo da linha que liga a fonte e o detector quando os dados de levantamento no sentido longitudinal são coletados, e alinhados em sentido perpendicular a essa linha quando os dados de levantamento no sentido transversal são coletados. Entretanto, desvios dessa condição ocorrerão e podem ser tolerados.

[00016] Deve ficar também entendido que o primeiro conjunto de dados de levantamento pode ser obtido antes ou depois do segundo conjunto de dados empregando-se a mesma fonte eletromagnética.

[00017] Em princípio, os primeiro e segundo conjuntos de dados de levantamento podem ser obtidos com fontes distintas transportadas por diferentes transmissores, e neste caso os conjuntos de dados podem ser obtidos concomitantemente. Entretanto, na prática, é provável que apenas uma única fonte seja instalada, e os primeiro e segundo conjuntos de dados serão assim obtidos um depois do outro.

[00018] De acordo com um terceiro aspecto da invenção, é apresentado um método para analisar os resultados de um levantamento eletromagnético de uma área que contém potencialmente

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7/37 um reservatório submarino de hidrocarboneto, o qual compreende: fornecer um primeiro e um segundo conjuntos de dados de levantamento obtidos de uma fonte eletromagnética alinhada respectivamente no sentido longitudinal e no sentido transversal com relação a um detector; e combinar os primeiro e segundo conjuntos de dados de levantamento de modo a se obter um conjunto de dados resultante que represente uma diferença entre os alinhamentos no sentido longitudinal e no sentido transversal.

[00019] O método pode ser consideravelmente aperfeiçoado pela normalização de cada um dos primeiro e segundo conjuntos de dados com relação a respectivos primeiro e segundo conjuntos de dados de normalização ou funções específicas dos alinhamentos no sentido longitudinal e no sentido transversal, respectivamente, antes da combinação.

[00020] Os primeiro e segundo conjuntos de dados de normalização ou funções podem ser calculados a partir de um modelo de formação de rocha, ou a partir dos primeiros conjuntos de dados de levantamento. [00021] Em uma modalidade preferida, os primeiro e segundo conjuntos de dados compreendem, cada um deles, componentes radiais e azimutais de campo elétrico ou campo magnético medidos no detector, e o método compreende também: transformar os componentes radiais e azimutais em pelo menos um parâmetro de elipse de polarização, antes da combinação. O(s) parâmetro (s) de elipse de polarização pode(m) ser a amplitude e/ou a fase dos componentes do campo elétrico ou campo magnético alinhado ao longo do eixo geométrico principal da elipse.

[00022] O método pode, vantajosamente, compreender também: representar visualmente o conjunto de dados resultante em um esquema de pelo menos duas dimensões que corresponde à área de levantamento. A representação visual pode ser um esquema

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8/37 bidimensional (2D) em vista em planta, ou um esquema tridimensional (3D) que inclui profundidade, (6, 12), isto é, uma vista em perspectiva da área de levantamento.

[00023] O esquema pode incluir marcações de áreas de intensidade de campo magnético igual ou semelhante. Estas marcações podem ser linhas de contorno, ou gradações de escala coloridas ou cinzentas, com um tom colorido ou cinzento sendo empregado para uma faixa de valores de intensidade de campo eletromagnético. Uma gradação de cores escalonada é empregada na modalidade preferida, com cada cor representando uma faixa definida de valores de dados.

[00024] Quando o esquema é de dados de levantamento normalizados, é útil se o esquema incluir também linhas de intensidade do campo eletromagnético absoluta igual, que mostrem como a intensidade/potência do sinal declinou na medida em que se move para longe da fonte. As linhas, que podem aparecer como contornos, podem ser rotulados com um valor de declínio ou relativo ou absoluto.

[00025] De acordo com um quarto aspecto da invenção, é apresentado um método para planejar um levantamento eletromagnético de uma área identificada como contendo potencialmente um reservatório submarino de hidrocarboneto, o qual compreende: criar um modelo da área a ser levantada, que inclua uma formação de rocha que contém um reservatório de hidrocarboneto e um corpo de água acima da formação de rocha; fixar valores para a profundidade da água, para a profundidade abaixo do leito marinho do reservatório de hidrocarboneto e para a estrutura de resistividade da formação de rocha; efetuar a simulação de um levantamento eletromagnético no modelo da área de levantamento pelo cálculo dos primeiro e segundo conjuntos de dados de levantamento para uma fonte eletromagnética alinhada no sentido longitudinal e no sentido transversal com relação a um detector; e combinar os primeiro e segundo conjuntos de dados de levantamento

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9/37 de modo a se obter um conjunto de dados resultante que represente a diferença entre os alinhamentos no sentido longitudinal e no sentido transversal.

[00026] Em uso típico, a simulação será repetida para numerosas frequências da fonte e/ou distâncias da fonte para detector e/ou outros parâmetros que podem variar durante um levantamento. Este procedimento iterativo pode ser empregado com vistas a selecionar condições de levantamento ótimas em termos de frequência da fonte e distância da fonte para o detector para sondagem do reservatório de hidrocarboneto. Por ótimas não se quer dizer necessariamente que as melhores condições de levantamento eletromagnético sejam encontradas, mas apenas que é encontrado um conjunto de condições de levantamento que fornecerá indicações fortes, inequívocas no caso de haver um reservatório de hidrocarboneto no local de levantamento. O procedimento iterativo pode estar puramente sob controle manual. Entretanto, de preferência, o estimulador pode permitir ao usuário a opção de otimizar automaticamente as condições de levantamento. O usuário pode então comutar entre iteração manual e automatizada.

[00027] O modelo deve incluir de preferência um corpo de ar acima do corpo de água, de modo que a simulação possa levar em conta trajetórias de propagação de sinal que incluam o corpo de ar quando se calculam os primeiro e segundo conjuntos de dados de levantamento. A trajetória de propagação através do ar (a 'onda de ar') dominará de fato para água mais rasa e distâncias mais longas entre fonte e detector (es), conforme se evidenciará a partir dos exemplos descritos mais adiante. Para águas profundas e distâncias detector-fonte mais curtas, o efeito é menos importante e pode ser omitido do modelo.

[00028] O método também compreende, de preferência: normalizar cada um dos primeiro e segundo conjuntos de dados de levantamento com relação a respectivos primeiro e segundo conjuntos de dados de

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10/37 normalização ou funções específicas dos alinhamentos no sentido longitudinal e no sentido transversal, respectivamente, antes da combinação. Os primeiro e segundo conjuntos de dados ou funções de normalização podem ser calculadas a partir de um modelo de formação de rocha, por exemplo.

[00029] O método compreende também, de preferência, representar visualmente o conjunto de dados resultantes em um esquema de pelo menos duas dimensões que corresponde à área de levantamento. A representação visual pode ser um esquema 2D em vista em planta, ou um esquema 3D que inclui profundidade, como, por exemplo, uma vista em perspectiva da área de levantamento. Os demais comentários feitos acima com relação aos esquemas sob o terceiro aspecto da invenção aplicam-se também ao quarto aspecto da invenção.

[00030] Outro aspecto da invenção refere-se a um produto de programa de computador que traz instruções passíveis de leitura por máquina para implementar o método de análise dos resultados de um levantamento eletromagnético de acordo com o terceiro aspecto da invenção.

[00031] Outro aspecto da invenção refere-se a um aparelho de computador carregado com instruções passíveis de leitura por máquina para implementar o método de análise dos resultados de um levantamento eletromagnético de acordo com o terceiro aspecto da invenção.

[00032] Outro aspecto da invenção refere-se a um produto de programa de computador que traz instruções passíveis de leitura por máquina para implementar o método de planejamento de um levantamento eletromagnético de acordo com o quarto aspecto da invenção.

[00033] Outro aspecto da invenção refere-se a um aparelho de computador carregado com instruções passíveis de leitura por máquina

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11/37 para implementar o método de planejamento de um levantamento eletromagnético de acordo com o quarto aspecto da invenção.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [00034] Para um melhor entendimento da invenção e de modo a se mostrar como a mesma pode ser posta em prática, é agora feita referência, a guisa de exemplo, aos desenhos anexos.

[00035] A figura 1 mostra uma representação esquemática de um levantamento de onda EM exploratório.

[00036] A figura 2A é um gráfico que mostra a intensidade do campo elétrico modelada como uma função da distância da, e ao longo do eixo geométrico da, fonte EM. Isto é mostrado para vários componentes de frequência. A profundidade do mar modelada é de 750 m.

[00037] A figura 2B é um gráfico que mostra a intensidade do campo elétrico modelada como uma função da distância da, e ao longo do eixo geométrico da fonte EM. Isto é mostrado para vários componentes de frequência. A profundidade do mar modelada é de 900 m.

[00038] A figura 2C é um gráfico que mostra a intensidade do campo elétrico modelada como uma função da distância da, e ao longo do eixo geométrico da fonte EM. Isto é mostrado para vários componentes de frequência. A profundidade do mar modelada é de 13 00 m.

[00039] A figura 3 é uma vista em planta esquemática que define um sistema de coordenadas da geometria de levantamento.

[00040] A figura 4A mostra uma vista em corte esquemática de uma configuração de estratos subterrâneos modelar que contém um reservatório de hidrocarboneto.

[00041] A figura 4B mostra uma vista em corte esquemática de uma configuração de estratos subterrâneos modelar que contém camadas de resistividade crescente.

[00042] A figura 4C é um gráfico que mostra a intensidade do campo elétrico (Eo, E90) como uma função da distância da fonte para duas

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12/37 posições de detector diferentes para os estratos subterrâneos mostrados na figura 4A. São também mostrados os sinais normalizadores (No, N90) esperados de uma configuração de estratos subterrâneos uniforme.

[00043] A figura 4D é um gráfico que mostra a intensidade do campo elétrica (E0, E90) como uma função da distância da fonte para duas posições de detector diferente para a configuração de estratos subterrâneos mostrada na figura 4B. São também mostrados os sinais normalizadores (N0, N90) esperados de uma configuração de estratos subterrâneos uniforme.

[00044] A figura 4E é um gráfico que mostra as intensidades do campo elétrico (E0, E90) mostradas na figura 4C normalizadas pelas intensidades do campo normalizadoras (N0, N90) mostradas na mesma. [00045] A figura 4F é um gráfico que mostra as intensidades do campo elétrico (E0, E90) mostradas na figura 4D normalizadas pelas intensidades do campo normalizadoras (N0, N90) mostradas na mesma. [00046] A figura 5 é uma vista em planta esquemática que mostra uma disposição de dezesseis detectores em uma seção do leito marinho acima de um reservatório subterrâneo, uma trajetória de reboque de transmissor de fonte específica sendo também mostrada.

[00047] A figura 6A mostra uma vista em corte esquemática de uma configuração de estratos subterrâneos modelar que contém um reservatório de hidrocarboneto.

[00048] A figura 6B é uma vista em planta que representa a intensidade do campo elétrico normalizada como uma função da localização para a configuração de estratos subterrâneos modelar mostrada na figura 6^A para uma primeira posição do transmissor.

[00049] A figura 6C é uma vista em planta que representa a intensidade do campo elétrico normalizada como uma função da localização para a configuração de estratos subterrâneos modelar

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13/37 mostrada na figura 6 A para a segunda posição do transmissor.

DESCRIÇÃO DETALHADA [00050] A figura 1 dos desenhos anexos mostra esquematicamente uma embarcação de superfície, 14, que empreende a sondagem de estratos de rocha subterrâneos, 8, dentro dos quais um reservatório de hidrocarboneto, 12, é localizado. A embarcação de superfície 14 flutua sobre a superfície 2 do mar 4. Um veículo rebocado em águas profundas, 18, é preso à embarcação de superfície 14 por um cabo umbilical, 16, que proporciona uma ligação elétrica, ótica e mecânica entre o veículo rebocado em águas profundas 18 e a embarcação de superfície 14. O veículo rebocado em águas profundas 18 é rebocado pela embarcação de superfície 14 de modo que permaneça consistentemente próximo do leito marinho 6. Isto é facilitado por um pacote de eco localização, 20, que retransmite informações sobre a altura do veículo rebocado em águas profundas 18 acima do leito marinho 6 até a embarcação de superfície 14. O veículo rebocado em águas profundas 18 recebe energia elétrica do fornecimento de energia a bordo do navio por meio do cabo umbilical 16.

[00051] Uma unidade de cicloconversor, 30, gera a forma de onda escolhida a ser fornecida a uma fonte EM sob a forma de uma antena transmissora, 22, que é rebocada pelo veículo rebocado em águas profundas 18. A antena transmissora 22 transmite o sinal EM ao mar 4, e isto resulta na passagem de um componente através dos estratos de rocha 8. Um ou mais pacotes de instrumentos remotos, 26, registram o sinal recebido pelas antenas receptoras 24 em resposta ao sinal EM transmitido. Se a separação da antena transmissora 22 e da antena receptora 24 é superior a algumas centenas de metros, a água do mar altamente condutora atenua fortemente o sinal direto entre elas. Os componentes do sinal EM que tiverem se deslocado através dos estratos de rocha 8 e do reservatório 12 dominam o sinal recebido e

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14/37 fornecem informações sobre as propriedades elétricas destas regiões. No final da experiência de sondagem, um sistema de liberação acionável remotamente permite que o pacote de instrumentos 26 seja separado de um peso de lastro (não mostrado), de modo que um dispositivo de flutuação embutido, 28, possa transportar o pacote de instrumentos 26 até a superfície 2 para recuperação de dados para análise de inversão.

[00052] A antena transmissora 22 emite sinais que se propagam para fora tanto para dentro da coluna d'água sobrejacente 4 quanto para baixo até o leito marinho 6 e os estratos subjacentes 8, 12. Em ambos os casos, a frequências práticas para este método e dada a resistividade típica dos meios 4, 8 e 12, a propagação ocorre pela difusão dos campos eletromagnéticos. A taxa de declínio da amplitude e do deslocamento de fase do sinal é controlada tanto pela dispersão geométrica quanto pelos efeitos peliculares da profundidade. Uma vez que, em geral, os estratos subjacentes 8 e 12 são mais resistivos que a água do mar 4, as profundidades peliculares nos estratos subjacentes 8 e 12 são mais compridas. Consequentemente, os campos elétricos medidos no leito marinho 6 pela antena receptora 24 a uma faixa horizontal adequada são dominados pelos componentes dos campos de fonte que se propagaram para baixo através do leito marinho 6, ao longo do interior dos estratos subjacentes 8 e 12 e para atrás até a antena receptora 24. Tanto a amplitude quanto a fase do sinal recebido dependem da estrutura de resistividade dos estratos subjacentes 8 e 12 - e assim, em princípio, um levantamento que consiste em muitos locais de transmissor (fonte) e receptor (detector) pode fornecer uma imagem multidimensional, por inversão geofísica, da resistividade sob o leito marinho.

[00053] A técnica descrita aqui explora o contraste de resistividade grande que existe entre um reservatório de hidrocarboneto (tipicamente

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15/37 dezenas de Qm ou mais) e os sedimentos sobrejacente e subjacentes (tipicamente - 2Qm ou menos). Tal contraste tem uma influência detectável sobre os dados os dados eletromagnéticos de fonte controlada coletados no leito marinho 6 acima do reservatório 12. O efeito do reservatório é mais detectável nos dados eletromagnéticos de fonte controlada a uma frequência apropriada, e se a faixa horizontal da fonte 22 até o receptor 24 for da ordem de 2 até 5 vezes a profundidade de soterramento do reservatório 12 em situações típicas.

[00054] O texto seguinte descreve abordagens geométricas e de redução de dados específicas que permitem que o efeito de um reservatório de hidrocarboneto sobre o resultado de um levantamento eletromagnético de fonte controlada seja detectado e analisado na prática.

O USO DE UMA FONTE MÓVEL E VÁRIOS RECEPTORES FIXOS [00055] De modo a se obter um resultado de levantamento satisfatório, é essencial que se façam medições eletromagnéticas de fonte controlada dentro de uma ampla faixa de geometrias de levantamento - em outras palavras, muitos locais de transmissão e muitos locais de recepção. O transmissor, isto é, a antena transmissora, requer energia significativa para acioná-lo, da ordem de dezenas de quilowatts ou mais para sinais detectáveis a faixas de muitos quilômetros. Ele deve ser, portanto, ligado por um cabo umbilical 16 à embarcação de superfície 14, e isto faz com que seja relativamente simples tornar a transmissão móvel. Ele pode ser então rebocado, em um padrão de levantamento apropriado, da embarcação de levantamento de superfície 14. Uma vez que, em muitas situações, levantamentos deste tipo são propensos a ocorrer através de áreas do leito marinho 6 onde existem ou são planejadas instalações de engenharia sensíveis, há vantagens significativas em empregar um transmissor que não entre fisicamente em contato com o leito marinho

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6. Desde que a separação entre a antena transmissora 22 e o leito marinho 6 seja pequena comparada com a profundidade pelicular do campo de investigação na água do mar, o levantamento pode ser ainda completado satisfatoriamente. Consequentemente, a forma mais apropriada de transmissor para usar neste tipo de levantamento é aquela na qual uma antena bipolar elétrica horizontal neutralmente flutuante, 22, é rebocada atrás do veículo rebocado em águas profundas 18 a uma altura de alguns metros até algumas dezenas de metros acima do leito marinho 6.

[00056] No caso dos receptores, há uma vantagem importante no emprego de um dispositivo de registro estático. É necessário medir o campo elétrico ou magnético alternado no leito marinho 6, resultante do sinal emitido pelo transmissor. Em aplicações típicas, a razão de sinal para ruído do sinal recebido será essencial para o sucesso e a resolução do levantamento, e deve ser, portanto maximizada. Mover o receptor gera inevitavelmente ruído, quer o sinal medido seja um campo magnético ou elétrico. No caso de campos elétricos, qualquer movimento do receptor através do meio de água do mar condutor 4 na presença do campo geomagnético terrestre gerará uma força eletromotriz através da antena receptora 24. Os movimentos do receptor são, portanto, mapeados em sinais de campo elétrico espúrios nos dados registrados. No caso de registros de campos magnéticos, há desvantagens significativas em mover o receptor. O mais importante, se magnetômetros vetoriais e não escalares forem empregados (isto é, a medição dos componentes direcionais individuais do campo magnético), qualquer variação na orientação da antena receptora 24 levará novamente a sinais espúrios significativos, uma vez que o elemento detector magnético detectará alterações no componente do campo geomagnético alinhado com ele. Como consequência destes dois efeitos, qualquer movimento de translação de um sensor de campo

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17/37 elétrico ou o movimento de rotação de um sensor de campo magnético resultará na contaminação do sinal recebido por ruído induzido pelo movimento.

[00057] Por estas razões, é desejável pôr em prática um levantamento eletromagnético de fonte controlada de modo a se investigar ou detectar a presença de hidrocarbonetos soterrados empregando-se uma combinação de uma fonte bipolar elétrica horizontal móvel, equipada com uma antena fundeada neutralmente flutuante 22 e acionada imediatamente acima do leito marinho 6; e um arranjo de receptores de detecção de campo elétrico e/ou magnético 24 colocados estaticamente sobre o leito marinho 6, conforme mostrado na figura 1. Os instrumentos receptores 26 podem ser recuperados por meio de mecanismos de liberação acusticamente acionados, de modo a separá-los de seus pesos de lastro, permitindo-se que eles voltem â superfície do mar para recuperação, após uma prática oceanografica e geofísica marinha padrão.

OS EFEITOS DA PROPAGAÇÃO ATRAVÉS DA ATMOSFERA Há um fator adicional importante que é crucial para o sucesso da técnica descrita aqui. Em águas rasas, é possível os sinais do transmissor seguirem uma trajetória de propagação para cima através da coluna d'água até a superfície; em sentido horizontal através do ar; e de volta para baixo, através da coluna d'água até o receptor no leito marinho. Este componente de 'onda de ar' não contém informações sobre a resistividade sob o leito marinho. Ele tende a dominar o sinal recebido em águas rasas e a deslocamentos de fonte para receptor compridos. O efeito da onda de ar pode ser reduzido ao mínimo escolhendo-se frequências de transmissão apropriadas e objetivando-se os levantamentos em prospectos em águas profundas e nos quais o alvo esteja a uma profundidade relativamente rasa abaixo do leito marinho. [00058] As figuras 2A, 2B e 2C mostram três casos de uma

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18/37 modelação unidimensional (1D) que mostram a amplitude de sinal como uma função da faixa e frequência da fonte para o receptor. Cada uma das figuras corresponde a uma profundidade diferente da água do mar que recobre o leito marinho.

[00059] A figura 2A mostra o declínio modelado da intensidade do campo elétrico, E, na medida em que a distância R entre a fonte (transmissor) e o detector (receptor) aumenta. O detector é separado do receptor ao longo de uma linha que corre paralela a, e passa através da fonte bipolar transmissora. O levantamento modelar é empreendido acima de estratos subterrâneos semi-infinitos de resistividade uniforme 1 Qm, e na água do mar de 750 m de profundidade. O declínio é mostrado para cinco componentes de frequência eletromagnéticos diferentes dentro da faixa de 0,5 Hz a 8 Hz.

[00060] A figura 2B representa os resultados de uma modelação semelhante à mostrada na figura 2 A, mas para uma profundidade de água do mar de 90 0 m.

[00061] Figura 2C representa os resultados correspondentes para uma profundidade de água do mar de 13 00 m.

[00062] Em todos os três conjuntos de curvas mostrados nas figuras 2A, 2B e 2C, a amplitude diminui rapidamente com a faixa, conforme esperado. Além disto, as amplitudes a uma dada faixa diminuem com a frequência crescente. Isto porque frequências mais elevadas têm profundidades peliculares menores e experimentam, portanto maior atenuação. Em cada curva, a quebra na inclinação até um gradiente distintamente mais raso no gráfico indica a emergência da onda de ar como o sinal dominante no receptor. Por exemplo, a curva correspondente a um componente de sinal a 4 Hz mostrado na figura 2B mostra que a onda de ar se torna importante na água do mar a 900 m de profundidade e empregando-se uma frequência de transmissão da fonte de 4 Hz quando o detector está mais do que cerca 3,5 km longe

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19/37 da fonte. Pode-se ver que isto se torna um problema crescente em águas rasas e a frequências mais elevadas. Para que a técnica mostrada aqui funcione da maneira mais eficaz, o sinal no receptor deve ser basicamente devido à propagação através do leito marinho, e não devido à onde de ar. Por exemplo, para que esta condição seja satisfeita a um deslocamento fonte-detector de 5 a 6 km para os estratos subterrâneos modelares descritos acima, a frequência empregada no levantamento não deve ser superior a 1 Hz a 13 0 0 m de profundidade da água, ou 0,5 Hz a uma profundidade de 900 m da água.

[00063] A modelação pode ser assim empregada no planejamento de um levantamento com vistas a se determinar a distância máxima permitida entre a fonte e os detectores para diversas frequências. As posições de instalação dos detectores e as faixas de frequência da fonte adequadas podem ser, portanto determinadas antes da realização de um levantamento.

O USO DE PARÂMETROS DE RESULTADOS DE LEVANTAMENTO OBTIDOS DA ANÁLISE DE ELIPSE DE POLARIZAÇÃO [00064] O uso de uma antena dipolar elétrica horizontal produz campos eletromagnéticos no leito marinho que podem ser medidos por meio de eletrômetros ou magnetômetros escalares ou vetoriais. Os magnetômetros escalares não são empregados amplamente na prática. A prática atual consiste em medir dois ou mais componentes ortogonais de um campo elétrico ou magnético. Até seis canais de dados podem ser registrados de maneira útil pelos instrumentos de recepção, que correspondem a três componentes direcionais ortogonais, cada um do campo elétrico e magnético. Por razões operacionais de complexidade dos instrumentos e armazenamento de dados, na maioria dos casos um subconjunto destes é registrado.

[00065] A disposição mais comum atualmente é a de empregar um par ortogonal de elementos receptores bipolares elétricos horizontais

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20/37 em cada instrumento receptor. No plano horizontal, o transmissor gera componentes tanto radiais quanto azimutais do campo elétrico no receptor e, uma vez que estes têm amplitudes e fases diferentes em geral, o campo elétrico no leito marinho de um transmissor harmônico mapeia uma elipse de polarização no plano horizontal. O mesmo se aplica no caso do campo magnético horizontal; e se componentes verticais forem incluídos, a elipse planar torna-se um elipsóide de polarização.

[00066] Uma abordagem simples para analisar dados eletromagnéticos de fonte controlada é resolver os campos observados em componentes radiais e azimutais. Entretanto, isto sofre da contaminação de valores de campo por erros que surgem de pequenas inexatidões na orientação e na posição da fonte e dos detectores. Como alternativa, propomos, portanto a abordagem inédita de análise dos dados a partir dos componentes registrados em termos de propriedade da elipse de polarização - como, por exemplo, a amplitude e/ou a fase do componente do sinal alinhado ao longo do eixo geométrico principal da elipse. Uma vez que este valor depende muito menos da exatidão do posicionamento da fonte e do receptor - e em particular remove os erros significativos que surgem até de pequenas incertezas na orientação do receptor - o uso de valores de elipse de polarização pode levar a pequenas incertezas nas propriedades do campo medidas no receptor. Mostramos a seguir, como exemplo, que a amplitude ao longo do eixo geométrico principal da elipse de polarização para o campo elétrico horizontal pode ser empregada como um parâmetro de medição robusto para detectar a presença de camadas de hidrocarboneto soterradas. Em princípio, outros parâmetros de elipse de polarização podem ser empregados de maneira semelhante. Parâmetros que podem ser prontamente medidos incluem a amplitude ou a fase ao longo do eixo geométrico principal; a elipse de polarização horizontal do campo

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21/37 elétrico ou do campo magnético; ou, em um ou no outro dos casos, um elipsóide de polarização que inclui um componente vertical.

A APRESENTAÇÃO DE RESULTADOS DE LEVANTAMENTO EMPREGANDO- SE VALORES NORMALIZADOS [00067] Conforme visto nas figuras 2A, 2B e 2C acima, um aspecto de um levantamento eletromagnético de fonte controlada através de um leito marinho sedimentado é que a amplitude de campo recebida cai muito rapidamente com a faixa crescente. As propriedades do sinal recebido dependem também das orientações dos dipolos da fonte e de recepção. Em um levantamento típico, é provável que a amplitude do sinal varie em várias ordens de magnitude através do conjunto útil de deslocamentos fonte-detector (transmissor-receptor); enquanto o atraso de fase do sinal recebido também aumenta firmemente com o deslocamento crescente. Os efeitos da estrutura soterrada sob o levantamento aparecem como desvios no sinal do que seria esperado caso a sub-superfície consistisse apenas em um meio-espaço isotrópico homogêneo.

[00068] De modo a se visualizarem mais claramente os efeitos da estrutura soterrada sobre as propriedades eletromagnéticas do sinal da fonte controlada, é conveniente normalizar os sinais observados com relação a algum modelo de referência. Um modelo simples a ser usado consistiria em uma camada de água de espessura finita acima do levantamento da profundidade real; e um meio-espaço isotrópico homogêneo que representa o leito marinho abaixo do levantamento. Se apropriado, e se as informações a priori relevantes estiverem disponíveis, um modelo de referência mais complexo pode ser empregado, embora seja desejável usar sempre o modelo de referência mais simples que possa representar amplamente as propriedades de fundo de grande escala do leito marinho.

[00069] A normalização é efetuada para a amplitude dividindo-se o

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22/37 campo observado pelo calculado para o modelo de referência, empregando-se a mesma geometria de fonte-detector empregada para os dados observados. No caso da fase, a normalização é efetuada subtraindo-se o atraso de fase calculado para o modelo de referência daquele dos dados observados. Mostramos a seguir que o uso de valores normalizados calculados desta maneira pode enriquecer acentuadamente a apresentação visual dos dados eletromagnéticos da fonte controlada de um levantamento através de um reservatório de hidrocarboneto. Nossas ilustrações empregam amplitudes normalizadas, mas fases normalizadas podem ser igualmente usadas.

[00070] Como alternativa, a normalização pode ser baseada nos dados do levantamento propriamente ditos, empregando-se, por exemplo, dados coletados em adjacência ao alvo.

A RESPOSTA FÍSICA VARIÁVEL DE UM LEVANTAMENTO QUE DEPENDE DA GEOMETRIA DE ORIENTAÇÃO DA FONTE [00071] No total, o fator mais crucial para o sucesso da técnica eletromagnética de fonte controlada em aplicações práticas relacionadas com reservatórios de hidrocarboneto está relacionado com a geometria de levantamento.

[00072] A figura 3 é uma vista em planta esquemática de cima que mostra um sistema de coordenadas adequado para descrever a colocação relativa de uma fonte eletromagnética de fonte controlada 30, e de um detector eletromagnético, 32.

[00073] A posição do detector 32 com relação à fonte 30 é mais adequadamente descrita em coordenadas polares, com o centro da fonte 3 0 constituindo a origem do sistema de coordenadas polar. A posição do detector 32 é definida por um ângulo azimutal, θ, e uma distância, R. O detector 32 e a fonte 30 são considerados como sendo coplanares. O ângulo θ é medido em sentido horário a partir de uma linha, 33, que passa através do, e corre paralela ao, eixo geométrico da fonte,

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23/37 conforme indicado na figura 3 pela linha marcada θ=0°. Um detector colocado ao longo da linha 33, isto é, de modo que tenha um ângulo azimutal θ de 90°, de modo que fique disposto sobre a linha 34 marcada θ=90° na figura 3, é definido como estando em uma posição no sentido transversal. A intensidade do campo elétrico no detector é considerada em termos de um componente radial Ep, e um componente azimutal ortogonal Εθ, conforme indicado na figura 3.

[00074] Dependendo das colocações e orientações relativas das fontes e dos receptores, a física da propagação do sinal através do leito marinho - e, portanto o efeito líquido sobre as propriedades do sinal recebido - podem ser mais ou menos sensíveis a diferentes classes de estrutura sob o leito marinho. Como simples ilustração disto no contexto de levantamentos de hidrocarboneto, consideramos um caso no qual a estrutura sob o leito marinho pode ser representada por uma simples pilha de camadas horizontal (uma primeira aproximação útil para muitas situações em bacias sedimentárias).

[00075] A figura 4A mostra em corte vertical esquemático uma configuração de estratos subterrâneos exemplar. Uma seção do leito marinho 42 fica disposta sob 800 m da água do mar 40. Os estratos sob o leito marinho 42 compreendem uma camada de sobrecarga de 1 km de espessura, representando sedimentos acima de uma camada de reservatório de hidrocarboneto, 46. Esta camada de sobrecarga 44 tem baixa resistividade, basicamente devido à saturação aquosa de espaços porosos. A camada intermediária 46 corresponde a um reservatório de hidrocarboneto de 100 m de espessura e tem uma resistividade talvez 100 vezes maior que a sobrecarga 44. Isto é devido à presença do hidrocarboneto não condutor que ocupa muito dos espaços porosos. Abaixo da camada de reservatório de hidrocarboneto 46 fica uma região de subrreservatório, 48, que tem baixa resistividade devido à sua semelhança com a camada de sobrecarga 44 e estende-se para baixo

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24/37 por uma distância efetivamente infinita.

[00076] No caso de um levantamento eletromagnético, podemos considerar os comportamentos diferentes das correntes elétricas geradas pela fonte resolvidas ao longo das direções horizontal e vertical. As relações entre as correntes elétricas que fluem em duas regiões de espaço adjacentes são determinadas por efeitos tanto galvânicos (isto é, transferência direta de carga) quanto indutores. Uma vez que a carga é conservada, a corrente que deixa um volume dos estratos abaixo da superfície 44, 46 e 48, e a que chega a um volume adjacente ao longo da direção do fluxo de corrente estão relacionadas uma com a outra por um mecanismo galvânico. Por outro lado, se dois volumes estiverem próximos um do outro, mas separados um do outro ao longo da direção ortogonal com relação ao fluxo de corrente, então o acoplamento entre as correntes que fluem nos dois volumes será basicamente indutor.

[00077] A aplicação disto a nosso modelo de estrutura de sub-leito marinho mostrado na figura 4A, podemos inferir que o efeito da camada de reservatório de hidrocarboneto 46 delgada mas resistiva sobre os resultados do levantamento dependerá fortemente da direção de fluxo das correntes geradas pela fonte. Se a corrente na base da camada de sobrecarga 44 for dominantemente horizontal, então o acoplamento entre esta camada e as camadas mais profundas 46 e 48 será dominado por efeitos indutores. Embora pouca corrente flua na camada de reservatório de hidrocarboneto 46, o acoplamento indutor entre a sobrecarga 44 e a camada subjacente 48 será apenas ligeiramente afetado. As correntes nas duas camadas condutoras 44 e 48 (camadas de sobrecarga e subjacente) serão, portanto semelhantes ao caso sem uma camada de reservatório de hidrocarboneto 46. Os resultados de tal levantamento serão, portanto apenas fracamente afetados pela presença da camada de reservatório de hidrocarboneto 46.

[00078] Em contraste, se nosso levantamento gerar componentes

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25/37 verticais significativos do fluxo de corrente elétrica na camada de sobrecarga 44, então os efeitos galvânicos ao longo da trajetória da corrente serão fortemente afetados pela camada de reservatório de hidrocarboneto resistiva delgada 46. A camada de reservatório de hidrocarboneto resistiva 46 tenderá a bloquear o fluxo da corrente. Consequentemente, as correntes que fluem na camada mais profunda 48 serão muito reduzidas; e o padrão total de fluxo de corrente na camada de sobrecarga 44 será portanto significativamente alterado. Em tal situação de levantamento, a presença do hidrocarboneto influirá significativamente o resultado.

[00079] Daí torna-se de grande importância projetar uma abordagem de levantamento prática para detectar reservatórios de hidrocarboneto soterrados de modo a se distinguir entre geometrias de fonte (transmissor) e detector (receptor) nas quais o acoplamento entre as camadas seja consideravelmente indutor entre folhas de corrente em um plano horizontal (caso no qual o levantamento tem pouca sensibilidade à presença do reservatório); e aquelas nas quais ocorre um componente significativo de fluxo de corrente vertical, caso no qual o bloqueio da passagem deste fluxo de corrente pelo reservatório leva a um levantamento que é fortemente sensível à presença do reservatório.

UMA ABORDAGEM ESPECÍFICA PARA A COMBINAÇÃO DE DUAS GEOMETRIAS DE FONTE CONTRASTANTES QUANDO SE PROSPECTA PARA ENCONTRAR RESERVATÓRIOS CHEIOS DE HIDROCARBONETO [00080] Pela seleção de uma geometria de levantamento adequada, é possível explorar as propriedades diversas da indução eletromagnética esboçadas acima, projetando-se um levantamento de modo que forneça dados que sejam sensíveis à presença de camadas resistivas delgadas (que exploram os efeitos consideravelmente

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26/37 galvânicos e os componentes verticais do fluxo de corrente induzido); ao mesmo tempo obtendo-se dados que são mais sensíveis à estrutura de escala muito maior, mas relativamente insensíveis a uma camada de hidrocarboneto delgada (que explora os efeitos dominantemente indutores). A razão pela qual este último componente é essencial é que muitos aspectos outros que não os reservatórios de hidrocarboneto podem afetar a resistividade sob o leito marinho e os resultados de um levantamento. Por exemplo, a resistividade frequentemente aumenta firmemente com a profundidade em bacias sedimentárias submarinas, devido à expulsão progressiva de fluidos porosos pela elevação da pressão de sobrecarga.

[00081] A figura 4B mostra em corte vertical uma configuração de estratos subterrâneos exemplar altamente esquemática, que apresenta resistividade crescente com a profundidade. Uma seção do leito marinho 52 fica disposta sob 800 m da água do mar 50. Os estratos sob o leito marinho 52 compreendem uma série de camadas de sedimento de resistividade crescente. Uma primeira camada, 54, tem uma resistividade uniforme de 1 Qm e uma espessura de 1 km. Uma segunda camada, 56, tem uma resistividade uniforme de 5 Qm e uma espessura de 1 km. Uma terceira camada, 58, tem uma resistividade uniforme de 10 Qm e uma espessura de 1 km. Uma quarta camada, 60, tem uma resistividade uniforme de 50 Qm e uma espessura de 1 km. Sob a quarta camada 60 há uma quinta camada, 62, que tem uma resistividade de 100 Qm e estende-se para baixo por uma extensão infinita.

[00082] A resistividade crescente indicada na figura 4B leva a profundidades peliculares maiores, e daí a amplitudes observadas maiores e atrasos de fase observados menores para todas as colocações do detector. Embora isto não reproduza exatamente os mesmos efeitos galvânicos de uma camada resistiva delgada, é provável que o efeito total sobre os campos observados na geometria

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27/37 no sentido longitudinal seja muito semelhante ao (e difícil ou impossível de distinguir do) efeito de um reservatório de hidrocarboneto. Projetar um levantamento de modo que partes diferentes dos dados resultantes sejam mais ou menos sensíveis à presença de determinados aspectos chave é essencial para se remover a ambiguidade na interpretação. [00083] Estudos recentes de sistemas vulcânicos em cumeeiras no meio do oceano e de sedimentos sob camadas de basalto resistivas (MacGregor et al., 1998, 2001; MacGregor & Sinha, 2000) demonstraram que uma resolução modelar aperfeiçoada e uma ambiguidade interpretativa reduzida podem ser obtidas com o uso de componentes de campo elétrico recebidos de duas geometrias de fontedetector distintas. Esta abordagem é agora aplicada ao caso do levantamento para reservatórios de hidrocarboneto delgados. As figuras 4C, 4D, 4E e 4F mostram resultados de simulação de levantamento para as duas configurações de estratos subterrâneos mostradas nas figuras 4A e 4B. O método conta com a coleta de dados de levantamento que emprega dois modos geométricos distintos. O primeiro modo corresponde a uma geometria no sentido longitudinal, na qual, conforme descrito acima, o receptor fica disposto ao longo do eixo geométrico do dipolo transmissor. O azimute fonte-detector θ definido na figura 3 é 0^o, e o campo observado no receptor é dominado pelo componente radial Ep. O segundo modo corresponde a uma geometria no sentido transversal, na qual, conforme descrito acima, o azimute fonte-detector θ é 90°, e o campo observado no receptor é dominado pelo componente azimutal Eθ.

[00084] Para o caso da exploração de hidrocarboneto, em que o alvo é uma camada resistiva delgada embutida entre uma subcarga mais condutora e uma sobrecarga, como a mostrada esquematicamente na figura 4A, o sinal recebido depende do ângulo azimutal θ do detector. Por causa do padrão de campo do transmissor, a geometria no sentido

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28/37 longitudinal, ou Ep, resulta em uma contribuição significativa para o campo observado no leito marinho pelo componente vertical do fluxo da corrente. A geometria no sentido transversal, ou Ee, resulta em campos no leito marinho que dependem mais da contribuição de correntes indutivamente acopladas que fluem em planos horizontais. Consequentemente, a presença de uma camada de reservatório de hidrocarboneto resistiva produz um aumento significativo em determinadas faixas nos campos no sentido longitudinal (Ep), enquanto que não tem praticamente nenhum efeito sobre os campos no sentido transversal (Ee). O resultado é a 'divisão' de amplitudes entre os dois modos, e esta divisão é característica de uma estrutura na qual a resistividade aumenta primeiro, neste caso devido a uma camada de hidrocarboneto, e em seguida diminui com a profundidade.

[00085] A figura 4C é um gráfico que mostra as amplitudes modeladas do campo elétrico E ao longo dos eixos geométricos principais das elipses de polarização horizontal para as duas geometrias de fonte-detector e como uma função da distância R entre fonte e detector. Estas são determinadas para o modelo de estrutura sub-leito marinho indicada na figura 4A. Quatro curvas são mostradas. A curvada rotulada de Eo mostra a intensidade do campo como uma função da distância para geometrias no sentido longitudinal, a curva rotulada de E90 mostrado o mesmo para geometrias no sentido transversal. As curvas rotuladas de N0 e N90 são as curvas de normalização correspondentes. Estas são determinadas para as mesmas geometrias de E0 e E90, mas representam as amplitudes modeladas do campo elétrico ao longo dos eixos geométricos principais das elipses de polarização horizontal nas quais os estratos subterrâneos compreendem um meio-espaço isotrópico homogêneo de 1 Qm de resistividade, como a anteriormente descrita.

[00086] A figura 4D é um gráfico que mostra o conjunto de curvas

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29/37 que correspondem às curvas mostradas na figura 4C, mas para a configuração de estratos subterrâneos mostrada na figura 4B.

[00087] A figura 4E é um gráfico que mostra os valores normalizados dos campos Eo e E90 mostrados na figura 4C. Estes campos foram normalizados pelos campos No e N90, também mostrados na figura 4C, discutida acima.

[00088] A figura 4F é um gráfico que mostra os valores normalizados dos campos Eo e E90 mostrados na figura 4D. Estes campos foram normalizados pelos campos No e N90, também mostrados na figura 4D, conforme discutido acima.

[00089] Pode-se ver na figura 4E que a presença do reservatório tem relativamente pouco efeito sobre as amplitudes no sentido transversal (isto é, a curva rotulada de E90/N90 está próxima da unidade), mas que, entre 4 e 6 km de deslocamento, ela produz um aumento substancial nas amplitudes no sentido longitudinal (isto é, a curva rotulada de E0/N0 é fortemente acentuada dentro desta faixa). A camada de hidrocarboneto neste modelo específico leva à divisão de amplitudes entre os dois modelos geométricos em um fator de aproximadamente 10.

[00090] Pode-se ver na figura 4F que a resistividade firmemente crescente com o modelo de profundidade mostrado na figura 4B afeta fortemente ambas as geometrias (isto é, ambas as curvas são fortemente acentuadas entre 4 e 6 km de deslocamento), e não ocorre nenhuma divisão significativa entre os dois modos geométricos.

[00091] Os dados de geometria no sentido longitudinal por si mesmos não podem distinguir entre as duas configurações de estratos subterrâneos mostradas nas figuras 4A e 4B. Estes exemplos comparativos demonstram conclusivamente o fato de que é necessária a coleta de dados de levantamento de ambas as geometrias, isto é, no sentido longitudinal e no sentido transversal, de modo a se detectar de maneira segura a camada de hidrocarboneto e eliminar a detecção

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30/37 falsa-positiva de uma formação de rocha que não contém reservatório de hidrocarboneto, mas que tem meramente uma resistividade crescente com a profundidade, que não é inusual.

[00092] Finalmente, as curvas normalizadas das figuras 4E e 4F começam perto da unidade, em faixas curtas nas quais os dados são insensíveis à estrutura soterrada. Os efeitos da estrutura soterrada tornam-se maiores dentro da faixa de 5 e 6 km. Além disto, as curvas normalizadas voltam rapidamente a um valor de 1, porque, nas faixas compridas, a propagação da onda de ar (insensível à estrutura sub-leito marinho) começa a dominar, ocultando assim os efeitos da subsuperfície. Consequentemente, a presença da estrutura alvo pode ser mais bem observada em dados eletromagnéticos de fonte controlada deste tipo através de uma janela relativamente estreita de faixas de separação de fonte-detector.

[00093] Um levantamento eletromagnético eficaz pode empregar um grande número de detectores distribuídos dentro de uma área alvo e um transmissor de sinais que opera continuamente na medida em que é rebocado ao longo de uma trajetória de reboque estendida. Isto decorre do custo relativamente baixo da instalação de detectores e do custo relativamente elevado de instalação de um transmissor.

[00094] A figura 5 é uma vista em planta esquemática que mostra um traçado exemplar de dezesseis detectores 64 distribuídos através de uma seção do leito marinho 65 acima do reservatório subterrâneo 66. O reservatório 66 tem uma extensão linear de vários km, e seu limite é indicado por uma linha volumosa, 67. Neste exemplo, os detectores 64 são uniformemente distribuídos em um padrão de grade quadrado de modo a se cobrir aproximadamente o reservatório substancialmente quadrado 66. Na execução de um levantamento, uma fonte (não mostrada) começa a partir do local marcado ‘A' na figura 5 e é rebocada, enquanto transmite continuamente, ao longo de uma trajetória indicada pela linha quebrada

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68, o levantamento é completado quando a fonte atinge o local marcado 'B'. Os dados são continuamente registrados pelos detectores 64 por todo o processo de reboque, e a posição do transmissor da fonte com relação à rede de detectores é também registrada.

[00095] Durante o processo de reboque, cada um dos detectores 64 apresenta várias orientações diferentes com relação à fonte. Por exemplo, quando a fonte está diretamente acima da posição de detector D1 e na seção vertical da trajetória de reboque, os detectores nas posições D2 e D3 estão em faixas diferentes em uma posição no sentido longitudinal, os detectores nas posições D4 e D5 estão em faixas diferentes em uma posição no sentido transversal, e o detector na posição D6 está a meio caminho entre eles. Entretanto, quando a fonte passa posteriormente através da posição de detector D1 quando na seção horizontal da trajetória de reboque, os detectores nas posições D2 e D3 estão agora na posição no sentido transversal, e os detectores nas posições D4 e D5 estão em uma posição no sentido longitudinal. Deste modo, no decorrer de um levantamento, e em conjunto com as informações posicionais da fonte, os dados dos detectores 64 podem ser empregados para fornecer detalhes da transmissão de sinais através dos estratos subterrâneos para uma faixa abrangente de distâncias e orientações entre fonte e detector, cada uma com contribuições galvânicas e indutoras para a propagação de sinais. Desta maneira, um simples reboque contínuo do transmissor da fonte pode proporcionar um levantamento detalhado que cubra a extensão do reservatório subterrâneo.

[00096] Embora o exemplo acima seja baseado em uma grade de detectores quadrada, deve ficar entendido que uma ampla variedade de colocações de detector pode ser empregada, podendo ser usadas, por exemplo, outras grades regulares de alta simetria, como, por exemplo, triangulares ou retangulares. Além disto, podem ser usadas

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32/37 grades irregulares que não tenham nível elevado de simetria.

SOBRE A DETECÇÃO DAS MARGENS DE UM RESERVATÓRIO POR MEIO DESTA TÉCNICA [00097] Mostramos acima que nossa disposição de geometrias de levantamento proposta pode tanto detectar um reservatório de hidrocarboneto quanto distingui-lo de um aumento geral na resistividade com a profundidade. A modelação, entretanto, foi baseada apenas em suposições de 1D, isto é, camadas horizontais de extensão horizontal infinita. Com o uso de modelação de maiores dimensões, mostramos a seguir que a técnica de levantamento também funciona também no caso de reservatórios de extensão finita; e de fato ela pode ser usada como um meio seguro de localizar as margens de uma estrutura de reservatório.

[00098] A figura 6A mostra uma vista em corte esquemática de uma configuração de estratos subterrâneos modelar que contém uma camada de reservatório de hidrocarboneto de extensão horizontal finita. Uma seção do leito marinho 70 fica disposta sob um corpo de mar, 72, que é de 1,15 km de profundidade e tem uma resistividade de 0,31 Qm. Um reservatório de hidrocarboneto planar, 74, é de 0,15 km de espessura e sua base é de 1 km abaixo do leito marinho 70. O reservatório 74 tem uma resistividade de 100 Qm e estende-se infinitamente para fora do plano da figura 6A, e semi infinitamente dentro do plano da figura 6A. Uma estrutura sedimentária uniforme, 76, de 1 Qm de resistividade, circunda o reservatório 74 e enche o espaço restante sob o leito marinho 70. Para os fins do modelo, são consideradas duas posições do transmissor. Um primeiro transmissor bipolar, 75, é alinhado em sentido paralelo à e diretamente acima da margem 77 do reservatório 74 sobre o leito marinho 70. 0 eixo geométrico bipolar do transmissor 75 é perpendicular ao plano da figura 6A, e uma cruz é empregada simplesmente para indicar sua posição e não para representar sua estrutura. Um segundo transmissor, 78, está também

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33/37 sobre o leito marinho 70 e alinhado em sentido paralelo ao primeiro transmissor 75. O segundo transmissor 78 é deslocado em sentido horizontal do primeiro transmissor 75 em um 1 km em uma direção que o posiciona diretamente acima do reservatório 74, conforme indicado na figura 6A.

[00099] As figuras 6B e 6C mostram os resultados da modelação de

2,5 D (fonte 3-D, estrutura de resistividade 2-D) da configuração de estratos subterrâneos exemplar mostrada na figura 6A para as primeira e segunda posições de transmissor 75 e 78, respectivamente, de modo a se investigar os efeitos da extensão de área finita do reservatório de hidrocarboneto resistivo 74. As figuras 6B e 6C são vistas em planta que representam os campos normalizados no leito marinho 70 como uma função da posição. O componente de campo normalizado mostrado em cada caso é o eixo geométrico semi-principal da elipse de polarização horizontal do campo elétrico. Na figura 6B, o primeiro transmissor 75 está na origem do sistema de coordenadas local, e seu eixo geométrico bipolar é paralelo ao eixo geométrico vertical neste sistema. Na figura 6C, o segundo transmissor 78 está na origem no sistema de coordenadas local, e seu eixo geométrico bipolar é paralelo ao eixo geométrico vertical neste sistema.

[000100] A amplitude de campo normalizada é mostrada em uma representação de escala cinzenta, enquanto as linhas de contorno indicam o valor absoluto da amplitude. As figuras 6B e 6C mostram que a estrutura de reservatório provoca aumentos substanciais nos campos em posições próximas de geometrias no sentido longitudinal, sendo especialmente assim quando tanto a fonte quanto o detector estão sobre o reservatório, como na figura 6C. Se a fonte ou o detector estiver na ou fora da margem do reservatório, o aumento na amplitude não é visto. Em localizações de detector próximas da geometria no sentido transversal, o aumento na amplitude mais uma vez não é visto, mesmo

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34/37 se tanto a fonte quanto o detector estiverem sobre o reservatório. As figuras 6B e 6C mostram que o efeito de divisão de amplitudes é observável sobre reservatórios de tamanho finito, assim como sobre as estruturas 1-D (em camadas) discutidas anteriormente.

[000101] A diferença acentuada entre as figuras 6B e 6C mostra que os campos observados são extremamente sensíveis à localização da fonte (transmissor) com relação à margem do reservatório. Na figura 6B, a simetria acentuada dos campos em volta do eixo geométrico y mostra que - desde que a fonte esteja sobre o reservatório - os campos observados são também altamente sensíveis à localização do detector (receptor) com relação a margem do reservatório. Deste modo, pela localização cuidadosa tanto das trajetórias de reboque da fonte quanto dos detectores com relação a uma estrutura de sustentação de hidrocarboneto suspensa, o método de levantamento descrito aqui pode fornecer informações detalhadas sobre a extensão de área do hidrocarboneto, assim como sobre sua existência, etc.

[000102] Além do levantamento inicial com vistas à descoberta de reservatórios de hidrocarboneto subterrâneos, a utilidade da invenção na detecção das margens de reservatórios a torna aplicável à avaliação de alterações no teor de hidrocarboneto do reservatório ao longo de um período de tempo. Isto é de valor particular, por exemplo, no caso de um reservatório de hidrocarboneto estar sendo explorado. Na medida em que a água substitui o hidrocarboneto que é retirado do reservatório, os levantamentos de acompanhamento regulares podem ser empregados para determinar a alteração na distribuição do hidrocarboneto restante. Tais levantamentos podem ser, portanto, empregados para caracterizar a evolução do reservatório ao longo do tempo, e consequentemente permitir uma extração e um gerenciamento dos reservatórios mais eficazes.

LOCALIZAÇÕES DE FONTE E RECEPTOR - CONSIDERAÇÕES DE

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DESENHO PARA LEVANTAMENTOS REAIS [000103] A metodologia descrita neste documento pode ser prontamente aplicada a levantamentos reais para recursos de hidrocarboneto em margens continentais. As características de transmissor e receptor necessárias em termos de potência, razões de sinal para ruído e parâmetros operacionais podem ser satisfeitas pela tecnologia instrumental existente.

[000104] De modo a se planejar um levantamento bem sucedido, são importantes os fatores seguintes:

[000105] um entendimento da necessidade de reunir observações sobre um conjunto apropriado de faixas de separação fonte-detector, e empregando-se geometrias de levantamento tanto no sentido transversal quanto no sentido longitudinal;

[000106] um traçado projetado da rede de detectores e das localizações e orientações da linha de reboque da fonte otimizadas para o que foi dito acima;

[000107] um traçado projetado do levantamento que também leve em conta a necessidade de localizar os limites da extensão de área de qualquer reservatório, com base na abordagem apresentada nas figuras 6A, 6B e 6C; antes da modelação com vistas a estabelecer a faixa de frequências de transmissão e o conjunto de faixas de separação fontedetector que devem ser usados, levar em consideração a estrutura de resistividade esperada do leito marinho, a profundidade do alvo, a profundidade do leito marinho e a influência da onda de ar sobre os dados coletados.

CONCLUSÕES [000108] Mostramos que a aplicação de um conjunto específico de métodos a um levantamento eletromagnético de fonte controlada do leito marinho pode permitir que a técnica seja aplicada com sucesso ao problema da detecção de hidrocarbonetos sob o leito marinho.

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Especificamente, mostrados que:

[000109] O levantamento deve ser realizado empregando-se uma combinação de um transmissor de fonte bipolar elétrica horizontal móvel, equipado com uma antena fundeada neutralmente flutuante e acionado imediatamente acima do leito marinho; e um arranjo de receptores de detecção de campo elétrico e/ou magnético colocado estaticamente sobre o leito marinho.

[000110] Os efeitos da propagação do sinal através da atmosfera (a 'onda de ar') são significativas a frequências elevadas, a distâncias de separação fonte-detector longas, e em águas rasas. Este efeito limita a aplicabilidade do método ao favorecer a detecção de estruturas situadas em pontos relativamente rasos sob o leito marinho, mas em águas profundas; e limita a escolha de frequências e deslocamentos fontedetector para o levantamento.

[000111] Aperfeiçoamentos na análise de dados podem ser obtidos fazendo-se uso de parâmetros de medição de campo alinhados ao longo do eixo geométrico principal da elipse de polarização no leito marinho.

[000112] Para fins de apresentação e interpretação de dados, é desejável fazer uso de parâmetros de campo que tenham sido normalizados com referência a um modelo simplificado apropriado da estrutura de leito marinho.

[000113] De modo a se resolver a presença de qualquer hidrocarboneto, e de modo a se distinguir seu efeito sobre os dados de outras estruturas semelhantes e reduzir a ambiguidade de interpretação, é essencial coletar dados de levantamento de configurações geométricas tanto no sentido longitudinal quanto no sentido transversal; e analisar os dados em termos de divisão entre os dois modos geométricos.

[000114] A modelação de 2,5 D mostra que, desde que sejam

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37/37 empregados um arranjo apropriadamente projetado de receptores e um conjunto de trajetórias de reboque de transmissor, o método pode levar à obtenção de informações valiosas sobre os limites da extensão de área de qualquer reservatório de hidrocarboneto sob o leito marinho, assim como detectar sua presença.

[000115] Finalmente, deve ficar entendido que a invenção é igualmente aplicável ao levantamento de água doce, como, por exemplo, de lagos grandes, de modo que as referências ao leito marinho, à água do mar, etc, não devem ser consideradas como limitadoras,

Referências:

1. Sinha, M.C., Patel, P.D., Unsworth, M.J., Owen, T.R.E. Sc MacComarck, M.R.G. An active source eletromagnetic sounding system for marine use. Mar. Geophys. Res., 12, 1990, 59-68.

2. MacGregor, L.M., Constable, S.C. & Sinha, M.C. The

RAMESSES experiment III: Controlled source electromagnetic sounding of the Reykjanes Ridge at 570° 45' N. Geophysical Journal International, 135, 1998, 773-789.

3. MacGregor, L.M. & Sinha, M.C. Use of marine controlled source electromagnetic sounding for sub-basalt explorarion. Geophysical Prospecting, 48, 2000, 1091-1106.

4. MacGregor, L., Sinha, M. & Constable, S. Electrical resistivity structure of the Valu Fa Ridge, Lau Basin, from marine controlled source electromagnetic sounding. Geophys. J. Int., 146, 217-236, 2001.

5. Evans, R.L., Sinha, M.C, Constable, S.C. & Unsworth, M.J. On the electrical nature of the axial melt zone at 13°N on the East Pacific Rise. J. Geophys. Res., 99, 1994, 577-588.

6. WO 00/13046

7. WO 01/57555

Claims (23)

1. REIVINDICAÇÕES

   1. Método de inspeção eletromagnética para inspecionar uma área previamente identificada como contendo potencialmente um reservatório submarino de hidrocarboneto (12), que compreende as etapas de:

   fornecer uma fonte eletromagnética (22) que tenha um eixo geométrico de dipolo, e um primeiro e um segundo detector (26);

   obter um primeiro e segundo conjuntos de dados de inspeção movendo a fonte eletromagnética (22) com relação ao primeiro e segundo detectores (26), de modo a coletar dados dentro de uma faixa de distâncias e orientações de fonte (22) para detector (26);

   onde o primeiro conjunto de dados de inspeção é obtido com o eixo geométrico de dipolo da fonte eletromagnética (22) alinhado no sentido longitudinal em relação ao primeiro detector (26), de modo que o primeiro conjunto de dados de inspeção seja sensível a camadas de hidrocarboneto resistivas explorando consideravelmente efeitos galvânicos, caracterizado por, o segundo conjunto de dados de inspeção ser obtido com o eixo geométrico de dipolo da fonte eletromagnética (22) alinhado no sentido transversal com relação ao segundo detector (26), de modo que o segundo conjunto de dados de inspeção seja relativamente insensível a camadas de hidrocarboneto resistivas explorando dominantemente efeitos indutores.
2. 2. Método de inspeção eletromagnética, de acordo a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os primeiro e segundo conjuntos de dados de inspeção são obtidos consecutivamente, ou concorrentemente.
3. 3. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que um ângulo reto é

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   2/6 formado entre uma primeira linha, que leva do primeiro detector (26) até a fonte eletromagnética (22), e uma segunda linha, que leva do segundo detector (26) até a fonte eletromagnética (22).
4. 4. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que a fonte eletromagnética (22) é uma fonte de dipolo elétrica horizontal móvel equipada com uma antena fundeada que é rebocada acima do leito marinho (6) de modo a se obter os primeiro e segundo conjuntos de dados de inspeção.
5. 5. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que cada detector (26) é estático, enquanto os primeiro e segundo conjuntos de dados de inspeção são obtidos.
6. 6. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que cada detector (26) é colocado sobre o leito marinho (6), enquanto os primeiro e segundo conjuntos de dados de inspeção são obtidos.
7. 7. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 6, caracterizado pelo fato de que os resultados da inspeção são analisados pela combinação dos primeiro e segundo conjuntos de dados de inspeção de modo a se obter um conjunto de dados resultante que represente uma diferença entre os alinhamentos no sentido longitudinal e no sentido transversal como uma função das distâncias de fonte (22) para detector (26) inspecionadas.
8. 8. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de normalizar cada um dos primeiro e segundo conjuntos de dados de inspeção com relação aos respectivos primeiro e segundo conjuntos de dados de normalização ou funções específicas dos alinhamentos no sentido longitudinal e no sentido transversal,

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   3/6 respectivamente, antes da combinação.
9. 9. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que os primeiro e segundo conjuntos de dados de normalização ou funções são calculados a partir de um modelo de formação de rocha.
10. 10. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que os primeiro e segundo conjuntos de dados de normalização ou funções são calculados a partir dos primeiro e segundo conjuntos de dados de inspeção.
11. 11. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com qualquer uma das reivindicações 7 a 10, caracterizado pelo fato de que os primeiro e segundo conjuntos de dados compreendem, cada um, componentes radiais e azimutais de campo elétrico ou campo magnético medidos no detector (26), compreendendo ainda a etapa de transformar os componentes radiais e azimutais em pelo menos um parâmetro de elipse de polarização, antes da combinação.
12. 12. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um parâmetro de elipse de polarização é a amplitude e/ou fase do componente do campo elétrico ou campo magnético alinhado ao longo do eixo geométrico principal da elipse.
13. 13. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com qualquer uma das reivindicações 7 a 12, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de representar visualmente o conjunto de dados resultante em um gráfico de pelo menos duas dimensões correspondente à área de inspeção.
14. 14. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que o gráfico inclui marcações de áreas de intensidade de campo eletromagnético igual ou semelhante.

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15. 15. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o gráfico inclui linhas de intensidade de campo eletromagnético igual absoluta.
16. 16. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o método inclui uma etapa inicial de planejamento compreendendo:

    criar um modelo da área a ser inspecionada, incluindo uma formação de rocha que contém um reservatório de hidrocarboneto (12) e um corpo de água (4) acima da formação de rocha (8);

    configurar valores para a profundidade da água, a profundidade abaixo do leito marinho (6) do reservatório de hidrocarboneto (12) e a estrutura de resistividade da formação de rocha;

    efetuar uma simulação de uma inspeção eletromagnética no modelo da área inspecionada calculando-se um primeiro e segundo conjuntos de dados pela simulação de uma fonte eletromagnética (22) que tenha um eixo geométrico de dipolo e um primeiro e segundo detector (26) e movendo-se a fonte eletromagnética (22) com relação ao primeiro detector (26) de modo a se coletarem dados dentro de uma faixa de distâncias e orientações de fonte (22) para detector (26), onde o primeiro conjunto de dados é obtido com o eixo geométrico de dipolo da fonte eletromagnética (22) alinhado no sentido longitudinal com relação ao primeiro detector (26), de modo que o primeiro conjunto de dados de inspeção seja sensível às camadas de hidrocarboneto resistivas explorando consideravelmente efeitos galvânicos, e onde o segundo conjunto de dados de inspeção é obtido com o eixo geométrico de dipolo da fonte eletromagnética (22) alinhado no sentido transversal com relação ao segundo detector (26), de modo que o segundo conjunto de dados de inspeção seja relativamente insensível a camadas de hidrocarboneto explorando efeitos dominantemente indutivos; e combinar os primeiro e segundo conjuntos de dados de

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    5/6 inspeção de modo a se obter um conjunto de dados resultante que represente a diferença entre os alinhamentos no sentido longitudinal e no sentido transversal como uma função das distâncias de fonte (22) para detector (26).
17. 17. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que compreende a etapa de repetir a simulação para um número de frequências da fonte (22) de modo a selecionar condições de inspeção ótimas em termos de frequência da fonte (22) e distâncias de fonte (22) para detector (26) para sondagem do reservatório de hidrocarboneto (12).
18. 18. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com a reivindicação 16 ou 17, caracterizado pelo fato de que o modelo inclui um corpo de ar acima do corpo de água (4), e onde a simulação leva em consideração as trajetórias de propagação de sinal, incluindo o corpo de ar quando calcula os primeiro e segundo conjuntos de dados de inspeção.
19. 19. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 18, caracterizado pelo fato de que ainda compreende normalizar cada um dos primeiro e segundo conjuntos de dados de inspeção com relação aos respectivos primeiro e segundo conjuntos de dados de normalização ou funções específicas dos alinhamentos no sentido longitudinal e no sentido transversal, respectivamente, antes da combinação.
20. 20. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 19, caracterizado pelo fato de que os primeiro e segundo conjuntos de dados compreendem, cada um, componentes radiais e azimutais do campo elétrico ou campo magnético medidos no detector (26), sendo que o método ainda compreende a etapa de transformar os componentes radiais e azimutais em pelo menos um parâmetro de elipse de polarização, antes da

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    6/6 combinação.
21. 21. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 16 a 20, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de representar visualmente o conjunto de dados resultante em um gráfico de pelo menos duas dimensões que corresponde à área de inspeção.
22. 22. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com a reivindicação 21, caracterizado pelo fato de que o gráfico inclui marcações de áreas de campo eletromagnético igual ou semelhante.
23. 23. Método de inspeção eletromagnética, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que o gráfico inclui linhas de intensidade de campo eletromagnético absoluta igual.