BRPI0316542B1 - levantamento eletromagnético de reservatórios de hidrocarboneto - Google Patents

Abstract

"levantamento eletromagnético de reservatórios de hidrocarboneto". um método de levantamento eletromagnético para inspecionar uma área que potencialmente contém um reservatório de hidrocarboneto subterrâneo. o método compreende detectar um sinal de detector em resposta a um sinal eletromagnético de fonte, resolver o sinal de detector ao longo de pelo menos duas direções ortogonais, e comparar medições de fase do sinal de detector resolvido ao longo dessas direções para procurar uma anomalia de separação de fase indicativa da presença de uma camada de hidrocarboneto enterrada. a invenção também se refere ao planejamento de um levantamento utilizando esse método, e à análise de dados de levantamento tirados utilizando esse método de levantamento. os primeiro e segundo conjuntos de dados podem ser obtidos simultaneamente com uma única antena de fonte dipolo elétrica, horizontal. o método também é amplamente independente da orientação relativa de um par de fonte-detector e assim provê boa cobertura espacial e levantamento de fácil execução.

Description

"LEVANTAMENTO ELETROMAGNÉTICO DE RESERVATÓRIOS DE HIDROCARBONETQ" ANTECEDENTES BA INVENÇÃO A invenção refere-se a levantamento eletromagnético (EM) do fundo do mar em relação a petróleo e outras reservas de hidroearhoneto.

Os métodos geofísicos para mapeamento de variações de resis-tívidade subterrânea por diversas formas de levantamento EM estão em uso hã muitos anos, como pode ser depreendido de [1] Sinha, M.C., Batei, P.D., Unsworth, M.J., Owen, T.R.E. & MacCormack, M.R.G. An active source electromagnetic sounding system for marine use. Mar. Geophys. Res., 12, 1990, 59-68.

[2] 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 [3] Edwards, R.N., Law, K.L,, Wolfgram, P.A., Nobes, D.C., Bone, M.N., Trigg, D.F. & DeLaurier, J.M., First re-sult of the MOSES experiment: Sea sediment eonductívity and thickness determination, Bute Inlet, Columbia, bu magne-tometric offshore electrical sounding, Geophysics, 50, 1985, 153-16 [10] MacGregor, L.M., Constable, S.C. & Sinha, M.C. The RAMESSES experiment III: Controlled source electromagnetic sounding of the Reykjanes Ridge at 57° 45' N. Geo-physical Journal International, 135, 1998, 773-789. Nesses métodos, os detectores de campo elétrico são colocados no fundo do mar em posições cuidadosamente escolhidas em faixas de até aproximadamente 10 km a partir de uma fonte eletromagnética. Sinais de detectores medidos nos detectores são sensíveis a variações em resistividade de configuração de camadas subterrâneas abaixo da área sendo inspecionada. Entretanto, o levantamento EM não foi considerado amplamente como uma técnica que podería ser aplicada para encontrar reservatórios de hidrocarboneto, Mais recentemente foi proposto o uso de levantamento EM para encontrar reservatórios de hidrocarboneto. Uma proposta inicial da Statoil foi a de utilizar os componentes verticais de fluxo de corrente para detectar camadas de hidrocarboneto, como pode ser visto em [4] WO 00/134046 Al [5] WO 01/57555 Al, uma vez que são esses componentes que são sensíveis â presença de uma camada resistiva delgada. Isto se baseou no entendimento de que uma configuração de camadas subterrâneas que inclui uma camada de hidrocarboneto resis-tivo embutida em sedimentos menos resistivos originará uma intensificação mensurável da amplitude de campo elétrico em comparação com uma configuração de camadas subterrâneas compreendendo somente sedimentos que contêm água. A proposta da Statoil era coletar dados de localizações de detector que estejam em linha com (isto é longitudinal a) o eixo geométrico de uma antena dipolo elétrica horizontal (HED) de forma que o modo galvânico, que deve ser mais sensível à presença de uma camada com resistividade elevada enterrada, domina. Entretanto, foi estabelecido que o método Statoil podería não fornecer resultados seguros, uma vez que os dados em linha coletados são incapazes de distinguir entre uma camada de hidrocarboneto enterrada, fina de resistividade elevada situada em camadas menos resistivas, por um lado, e uma formação de rocha que não contém hidrocarboneto na qual as camadas apresentam resístivídade crescente com profundidade, por outro lado, a última sendo uma característica comum de muitas estruturas sedimentares de grande escala.

Foi então proposto o uso do método de levantamento EM de a-cordo com [12] Martin C. Sinha, "Controlled source EM soun-ding: Survey design considerations for hydrocarbon applica-tions", LITHOS Science Report abril de 1999, 1, 95-101 para encontrar reservatórios de hidrocarboneto [9] WO 02/14906 Al, [13] GB 2382875 A e foi então confirmado que esse método funciona bem na prática para se encontrar reservatórios de hidrocarboneto[6] Eidesmo, T., Ellingsrud, S., MacGregor, L.M., Constable, S., Sinha, M.C., Johansen, S, Kong, F-N & Westerdahl, H., Sea Bed Logging (SBL), a new method for re-mote and direct identification of hydrocarbon filled layers in deepwater areas, First break, 20, 2002, 144-152, [7] Ellingsrud, S., Sinha, M.C., Constable, S., MacGregor, L.M., Eidesmo, T. & Johansen, S., Remote sensing of hydrocarbon layers by sea-bed logging (SBL): Results form a cruise off-shore Angola, The Leading Edge, apresentado em 2002. A essência do método Sinha é normalizar os dados em linha com dados equivalentes para os mesmos locais de par de fonte-detector coletados em uma geometria ortogonal onde o modo indutivo domina a resposta, mencionado como geometria transversal. Na geometria transversal o eixo geométrico da antena dipolo HED da fonte é perpendicular a uma linha entre o detector e fonte. 0 levantamento EM de um reservatório de hi- drocarboneto aplicando o método Sinha é descrito agora em mais detalhes.

Os dados do levantamento são coletados pelo uso de uma embarcação de superfície para rebocar um veículo submergível que transporta uma antena HED sobre uma área de levantamento. A antena HED emite um sinal eletromagnético de fonte para dentro da água do mar. Detectores são localizados no fundo do mar sobre a área de levantamento e medem um sinal em resposta aos campos EM induzidos pela antena HED. A amplitude dos sinais de detectores ê sensível a variações de resis-tividade na configuração de camadas subjacentes e isto é u-tilizado para determinar a natureza da estrutura submarina. A fim de mapear com sucesso as variações de resistividade subterrânea, a orientação dos fluxos de corrente induzidos pelo sinal eletromagnético de fonte deve ser considerada tal como [6] Eidesmo, T., Ellingsrud, S., MacGregor, L.M., Cons-table, S., Sinha, M.C., Johansen, S, Kong, F-N & Westerdahl, H., Sea Bed Logging (SBL), a new method for remote and di-rect Identification of hydrocarbon filled layers in deepwa-ter areas, First break, 20, 2002, 144-152. A resposta da ã-gua do mar e camadas subterrâneas ao sinal eletromagnético de fonte é diferente para componentes de corrente induzida que fluem horizontal e verticalmente. Para componentes de corrente que fluem horizontalmente, o acoplamento entre as camadas compreendendo as camadas subterrâneas é muito indutivo. Isto significa que a presença de uma camada resistiva delgada (que é indicativa de uma camada de hidrocarboneto) não afeta de modo significativo o sinal de detector no fundo do mar uma vez que o padrão de fluxo de corrente em grande escala não ê afetado pela camada reslstíva delgada. Por outro lado, para componentes verticais de fluxo de corrente, o acoplamento entre as camadas é muito galvânico (isto é, devido à transferência direta de carga). Nesses casos mesmo uma camada resistiva delgada afeta intensamente os sinais de detectores no fundo do mar uma vez que o padrão de fluxo de corrente em grande escala é interrompido pela camada resistiva.

Embora sejam os componentes verticais de fluxo de corrente induzido que sejam mais sensíveis à presença de uma camada resistiva delgada, a confiança exclusiva nesses componentes para detecção de uma camada de hidrocarboneto não é possível sem ambigüídade. Os efeitos sobre os sinais de amplitude nos detectores que se originam da presença de uma camada resistiva delgada podem ser indistinguíveis dos efeitos que se originam de outras configurações de camadas subterrâneas de grande escala, realistas. A fim de resolver essas ambigüida-des, é necessário determinar-se a resposta das camadas subterrâneas aos fluxos de corrente induzidos tanto horizontal (isto é, acoplado de modo indutivo) como vertical (isto é, acoplado de modo vertical), tal como visto em[6] Eidesmo, T., Ellingsrud, S., ..MacGregor, L.M., Constable, S., Sinha, M.C., Johansen, S, Kong, F-N & Westerdahl, H., Sea Bed Log-ging (SBL), a new method for remote and direct identificati-on o£ hydrocarbon filled layers in deepwater areas, First break, 20, 2002, 144-152.

Uma fonte eletromagnética como uma antena HED gera modos de fluxo de corrente tanto indutivo como galvânico, com a intensidade relativa de cada modo dependendo da geometria de fonte-detector. Nos locais de detector que estão transversais em relação ao eixo dipolo de antena HED, o modo indutivo domina a resposta. Nos locais de detectores que estão em linha com o eixo geométrico de dipolo de antena HED, o modo galvânico ê mais intenso [6] Eidesmo, T., Ellingsrud, S., MacGregor, L.M,, Constable, S., Sinha, M.C., Johansen, S, Kong, F-N & Westerdahl, H., Sea Bed Logging (SBL), a new me-thod for remote and direct Identification of hydrocarbon filled layers in deepwater areas, First break, 20, 2002, 144-152, [8] MacGregor, L.M. & Sinha, M.C. Use of marine controlled source electromagnetic sounding for sub-basalt exploration. Geophysical Prospecting, 48, 2000, 1091-1106, [9] WO 02/14906 Al [10] MacGregor, L.M., Constable, S.C. Se Sinha, M.C, The RAMESSES experiment III; Controlled source electromagnetic sounding of the Reykjanes Ridge at 57° 45' N. Geophysical Journal International, 135, 1998, 773-789, [10] MacGregor, L.M., Constable, S.C. & Sinha, M.C. The RAMESSES experiment III: Controlled source electromagnetic sounding of the Reykjanes Ridge at 57° 45' N. Geophysical Journal International, 135, 1998, 773-789. Por conseguinte, a resposta das camadas subterrâneas aos fluxos de corrente induzidos verticais ao longo de uma linha entre uma localização de fonte e uma localização de detector é determinada pela disposição da antena HED para apresentar uma orientação longitudinal em relação a um detector, e a resposta das camadas subterrâneas aos fluxos de corrente induzida horizon- tais ao longe da linha entre a localização da fonte e a localização do detector ê determinada pela disposição da antena HED para apresentar uma orientação transversal em relação ao detector. São necessários dados de ambas as configurações geométricas. Ê, portanto, importante ao se planejar um levantamento EM prático para detecção de camadas de hidrocarboneto enterradas utilizando técnicas conhecidas, distinguir entre configurações de fonte e detector nas quais o acoplamento entre as camadas é largamente indutivo devido a correntes horizontais (em cujo caso o levantamento tem pouca sensiti-vidade em relação à presença de uma camada resistiva delgada) e àquelas nas quais o acoplamento entre as camadas é largamente galvânico devido a correntes verticais (em cujo caso o bloqueio da passagem desse fluxo de corrente por um reservatório leva a um levantamento que é intensamente sensível à presença de uma camada resistiva delgada). A Figura 1 mostra em vista plana uma geometria de levantamento de exemplo, de acordo com o método Sinha. Hã dezesseis detectores 25, e esses são dispostos em uma grade quadrada em uma seção do fundo do mar 6 acima de um reservatório de hidrocarboneto subterrâneo 56. 0 reservatório de hidrocarboneto 56 tem um limite indicado por uma linha grossa 58. A orientação do reservatório de hidrocarboneto é indicada pelos pontos cardeais da bússola (marcados N, Ξ, S, e W para Norte, Leste, Sul e Oeste respectivamente) indicados à direita na parte superior da figura. Para executar um levantamento, uma fonte como uma antena HED, começa do local Ά' e ê rebocada ao longo de uma trajetória indicada pela linha tracejada βΟ através do local 'B' até atingir o leeal 'C', que marca o final da trajetória de levantamento. Como ê evidente, a trajetória de reboque cobre, primeiramente, quatro trajetórias paralelas alinhadas com a direção Norte-Sul para passar sobre as quatro "colunas" dos detectores. Essa porção da trajetória de levantamento se move do local Ά' para o local 'B', Iniciando no local 'B', a trajetória de levantamento cobre então quatro trajetórias alinhadas com a direção Leste-Oeste que passam sobre as quatro "linhas" dos detectores. Cada detector é desse modo passado em duas direções ortogonais, 0 levantamento é concluído quando a fonte atingir o local marcado ’C'.

Durante o processo de reboque, cada um dos detectores 25 apresenta várias geometrias de orientação diferente com relação â fonte. Por exemplo, quando a fonte esta diretamente acima da posição de detector Dl e na seção alinhada Norte-Sul da trajetória de reboque, os detectores nas posições D5, D6 e D7 estão em faixas diferentes em uma posição longitudinal, os detectores nas posições D2, D3 e D4 estão em faixas diferentes em uma posição transversal e o detector nas posições D8 e D9 estão a meio caminho. Entretanto, quando a fonte passa posteriormente sobre a posição de detector Dl quando na seção alinhada Leste-Oeste da trajetória de reboque, os detectores nas posições D5, D6 e D7 estão agora em uma posição transversal, e os detectores na posição D2, D3 e D4 estão em uma posição longitudinal. Desse modo, no curso de um levantamento, e em combinação com as informações posicionais da fonte, os dados dos detectores podem ser utilizados para fornecer detalhes da transmissão de sinais eletro- magnéticos da fonte através das camadas subterrâneas para uma faixa de distâncias e orientações entre a fonte e o detector. Cada orientação provê contribuição galvâniea e indutiva variáveis para a propagação de sinais. Desse modo o reboque, contínuo da fonte pode fornecer um levantamento que faça uma amostragem sobre a extensão do reservatório subterrâneo .

Demonstrou-se que o método Sínha fornece bons resultados na prática. Entretanto, tem algumas limitações.

Primeiramente, uma vez que os dois modos não podem ser facilmente separados haverá genericamente um nível de díafonía entre os mesmos em um detector e isto pode levar a ambígüidades nos resultados.

Em segundo lugar, a fim de se obter dados de levantamento de geometrias tanto em linha como transversal, a antena HED necessita apresentar duas orientações diferentes em cada local de fonte. Isto requer que a embarcação de superfície faça múltiplas passagens sobre loeais de emissão e pode levar a padrões de trajetória de reboque longos e complexos .

Em terceiro lugar, o levantamento pode fornecer somente os melhores dados possíveis em locais de fonte distintos. Isto se deve às exigências geométricas de um levantamento de antena HED que determinam que, em qualquer ponto durante o levantamento, os dados podem ser somente coletados de forma ótima, daqueles detectores para os quais a antena HED esteja disposta em linha ou transversal. Em outras orientações, a separação dos sinais acoplados de modo indutivo e galvânico se torna mais difícil, e os dados resultantes são menos seguros, Por exemplo, com referência à figura, quando a antena HED está em um ponto na trajetória de reboque diretamente acima do detector marcado Dl e na seção alinhada Norte-Sul da trajetória de reboque, os dados em linha somente podem ser coletados dos detectores marcados D5, D6 e D7, enquanto os dados transversais somente podem ser coletados dos detectores marcados D2, D3 e D4. Os outros detectores (por exemplo, aqueles marcados D8, D9 e D10) fornecem somente informações marginalmente úteis nesse ponto do levantamento devido à mistura complexa dos modos acoplados de modo galvânico e de modo indutivo. Além disso, se, por exemplo, a antena HED estiver no local identificado pelo numeral de referência 57 na figura, que é em uma seção alinhada Nor-te-Sul da trajetória de reboque, os dados em linha podem ser coletados dos detectores marcados D3, D8, D9 e D10, porém os dados transversais não podem ser coletados de qualquer um dos detectores. Uma vez que dados tanto transversais como em linha são necessários para análise ótima, os melhores dados possíveis com o conjunto de detector quadro mostrado na figura podem somente ser coletados de pontos ao longo da trajetória de reboque onde a fonte esteja diretamente acima de um dos locais de detector.

Em resumo, com o método Sinha, o tempo durante o qual dados de boa qualidade podem ser coletados representa somente uma pequena fração do tempo total que leva para executar um levantamento. Adicionalmente, além de o levantamento ser ineficiente em termos de tempo, é necessário seguir precisamente uma trajetória complexa de reboque que tem de complementar o esquema de detector, e os próprios detectores também devera ser cuidadosamente dispostos de forma precisa. As dificuldades era controlar tanto a posição como a orientação de uma antena de fonte rebocada, acoplada a essa necessidade de seguir precisamente uma trajetória de reboque específica em relação à grade de detector, é uma das principais fontes de erro em levantamentos desse tipo. As desvantagens associadas âs limitações de levantamento impostas pelo método Sinha são o preço que se paga para resolver as ambiguidades inerentes no método Sta-toil.

Um levantamento tendo um conjunto de receptores de multicomponentes foi proposto no qual os múltiplos componentes fornecem redundância de dados [14] WO 01/20366 Al. Propôs-se também, um levantamento no qual dados de fase de receptores era diferentes distâncias de um transmissor são comparados para medir a dispersão geométrica [15] US 6.163.155.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

De acordo com a invenção é fornecido um método de levantamento eletromagnético para inspecionar uma área que se imagina ou que se sabe que contém um reservatório de hi-drocarboneto subterrâneo, compreendendo: transmitir um sinal eletromagnético de fonte de um local de fonte; detectar um sinal de detector em um local de detector em resposta ao mesmo; obter dados de levantamento indicativos de diferença de fase entre primeiro e segundo componentes do sinal detector resolvido ao longo das primeira e segunda direções respectivamente; e formar a diferença de fase entre os primeiro e segundo componentes.

Pela comparação de medições de fase de diferentes componentes do sinal de detector, uma anomalia de separação de fase pode ser detectada que é sensível à presença de um reservatório ou camada de hidrocarboneto em uma configuração de camadas subterrâneas. A presença ou não de uma anomalia de separação de fase, e consequentemente a presença ou não de uma camada de hidrocarboneto, podem ser determinadas com uma orientação de fonte única. Não há necessidade, como há com métodos conhecidos baseados em amplitude, que dados sejam coletados com diferentes orientações de fonte. Por conseguinte, os levantamentos podem ser realizados de forma mais rápida e sem necessitar de controlar precisamente a o-rientação de fonte. Além disso, devido a essa não sensitivi-dade de uma medição de fase em relação à orientação de fonte relativa, a coleta de dados segura não é limitada às geome-trias de local de detector e local de fonte específicas, como é o caso ao coletar dados de amplitude de transversal/em linha, e uma trajetória de reboque bem menos complexos e geometricamente limitada pode ser empregada para inspecionar uma área estendida.

Os primeiro e segundo componentes podem ser quaisquer dois entre radial, vertical e azimutal (com referência à geometria de local de detector-local de fonte). A anomalia de fase mais evidente parece ocorrer do emparelhamento de componentes radial e azimutal. Também é possível utilizar todos os três componentes juntos, isto é ter-se primeiro, segundo e terceiro componentes.

As primeira, segunda e, se utilizada, terceira direções são de preferência ortogonais, uma vez que pela ob- servaçao dos componentes geometricamente independentes dos sinais de detectores, há mínima diafonia entre os primeiro e segundo conjuntos de dados, e a sensitividade em relação à presença de um reservatório de hidrocarboneto é, por conseguinte aumentada. 0 sinal eletromagnético de fonte pode ser emitido de uma antena montada em um veículo submersível, ou de um local estático, como dentro de um poço, ou de uma plataforma de gás ou petróleo, 0 sinal eletromagnético de fonte pode ser emitido em freqüências diferentes para obter dados de levantamento em uma pluralidade de freqüências diferentes. Além disso, o sinal eletromagnético de fonte pode ser emitido em uma variedade de freqüências, de preferência entre 0,01 Hz e 10 Hz. 0 método pode ser vantajosamente repetido sobre a mesma área de levantamento utilizando diferentes freqüências de sinal eletromagnético de fonte. Freqüências inferiores são genericamente preferidas. Pela sondagem das camadas subterrâneas em diversas freqüências diferentes de sinal eletromagnético de fonte, é possível obter-se resolução vertical aperfeiçoada de estruturas dentro da configuração de camadas subterrâneas. 0 sinal de fonte pode ser de um dipolo elétrico horizontal. Tal sinal pode ser fornecido utilizando equipamento existente, e também permite modelagem de inversão relativamente simples. A invenção também provê um método de analisar resultados de um levantamento eletromagnético de uma área que se imagina ou se sabe que contém um reservatório de hidro- earbeneto subterrâneo, compreendendo: fornecer dados de levantamento indicativos de diferença de fase entre primeiro e segundo componentes de um sinal de detector resolvido ao longo das primeira e segunda direções respectivamente; extrair as diferenças de fase dos dados de levantamento; e determinar uma métrica das diferenças de fase que é predizível da presença ou ausência de hidrocarboneto.

As diferenças de fase podem ser extraídas transformando de forma rotacional os dados de levantamento de um quadro de instrumento para um quadro de fonte. A invenção também provê um produto de programa de computador que contém instruções legíveis por máquina para a implementação do método de análise. A invenção provê ainda um método de planejar um levantamento eletromagnético de uma área que se imagina ou se sabe que contêm um reservatório de hidrocarboneto subterrâneo, compreendendo: criar um modelo da área a ser inspecionada incluindo um fundo do mar, uma formação de rocha contendo um reservatório de hidrocarboneto postulado embaixo do fundo do mar, e uma massa de água acima do fundo do mar; estabelecer valores para profundidade abaixo do fundo do mar do reservatório de hidrocarboneto postulado e estrutura de resistividade da formação de rocha; e executar uma simulação de um levantamento eletromagnético no modelo; e obtenção das diferenças de fase de modelo entre primeiro e segundo componentes de um sinal de detector resolvido ao longo das primeira e segunda direções respectivamente.

Simulações repetidas para diversas distâncias entre uma fonte e um detector e freqüências podem ser desempe- nhadas para permitir condições de levantamento ótimas em termos de distância de fonte-para-detector e freqüência de sinal EM para sondagem do reservatório de hidrocarboneto a ser selecionado ao executar um levantamento eletromagnético. Os efeitos de configurações de conjunto de detectores diferentes e trajetórias de reboque de fonte também podem ser modelados. A Invenção também provê um produto de programa de computador que contém instruções legíveis por máquina para implementar o método de planejamento.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

Para melhor compreensão da invenção e para mostrar como a mesma pode ser posta em prática faz-se referência a-gora por meio de exemplo aos desenhos em anexo, nos quais: A Figura 1 é uma vista plana esquemãtica mostrando uma geometria de levantamento de exemplo seguindo princípios da técnica anterior nos quais dezesseis detectores são dispostos em uma seção de fundo do mar acima de um reservatório subterrâneo,’ A Figura 2A mostra uma seção vertical esquemãtica de uma embarcação de superfície realizando um levantamento EM; A Figura 2B é uma vista plana detalhando um sistema de coordenadas polares; A Figura 3 mostra em seção vertical esquemãtica uma configuração de camadas subterrâneas antecedente uniforme modelo; A Figura 4 mostra em seção vertieal esquemãtica uma configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto modelo; A Figura 5A mostra um gráfico traçando cálculos de fases de componentes diferentes de sinais de detectores vistos durante um levantamento eletromagnético modelo das configurações de camadas subterrâneas mostradas nas figuras 3 e 4; A Figura 5B mostra um gráfico traçando as diferenças nas fases mostradas na figura 5A; A Figura 6 mostra em seção vertical esquemática um modelo de uma configuração de camadas subterrâneas não contendo hidrocarboneto; A Figura 7 mostra um gráfico traçando cálculos de fases de diferentes componentes de sinais de detectores vistos durante um levantamento eletromagnético modelo das configurações de camadas subterrâneas mostradas nas figuras 3, 4 e 7; A Figura 8 mostra um gráfico traçando diferenças nas fases mostradas na figura 7; A Figura 9A é uma vista plana esquemática mostrando uma geometria de levantamento de exemplo de acordo com uma modalidade da presente invenção na qual dezesseis detectores são dispostos em uma seção de fundo de mar acima de um reservatório subterrâneo; A Figura 9B compara a cobertura de sinal do método da técnica anterior e o método da invenção; A Figura 10 mostra um gráfico traçando cálculos de fases de diferentes componentes de sinais de detectores vistos durante um levantamento eletromagnético modelo das configurações de camadas subterrâneas mostradas na figura 4 em duas freqüências de sinais eletromagnéticos de fonte diferentes;

As Figuras 11A e 11B mostram gráficos traçando diferenças nas fases mostradas na figura 10; A Figura 12A mostra um gráfico traçando cálculos de diferenças em fases entre diferentes componentes de sinais de detectores vistos durante um levantamento eletromagnético modelo de várias configurações de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto com uma freqüência de sinal de fonte eletromagnética de 0,5 Hz; A Figura 12B mostra um gráfico traçando cálculos de diferenças em fases entre diferentes componentes de sinais de detector vistos durante um levantamento eletromagnético modelo de várias configurações de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto com uma freqüência de sinal de fonte eletromagnética de 0,25 Hz; A Figura 12C mostra um gráfico traçando cálculos de diferenças em fases entre diferentes componentes de sinais de detectores vistos durante um levantamento eletromagnético modelo de várias configurações de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto com uma freqüência de sinal de fonte eletromagnética de 1,0 Hz; A Figura 12D mostra um gráfico traçando cálculos de diferenças em fases entre diferentes componentes de sinais de detectores vistos durante um levantamento eletromagnético modelo de várias configurações de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto com uma freqüência de sinal de fonte eletromagnético de 2,0 Hz; A Figura 13A mostra um gráfico traçando cálculos de fases de diferentes componentes de sinais de detectores vistos durante um levantamento eletromagnético modelo de vã’ rias configurações de camadas subterrâneas de fundo uniforme; A Figura 13B mostra um gráfico traçando diferenças nas fases mostradas na figura 13A; A Figura 14 mostra um gráfico traçando cálculos de diferenças máximas observadas em fases entre diferentes componentes de sinais de detectores vistos durante um levantamento eletromagnético modelo de uma configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto, como uma função de resistividade de camada de hidrocarboneto, e para várias freqüências de fonte eletromagnética; A Figura 15A mostra um gráfico traçando cálculos de fases de diferentes componentes de sinais de detectores vistos durante um levantamento eletromagnético modelo das configurações de camadas subterrâneas mostradas nas figuras 3 e 4; A Figura 15B mostra um gráfico traçando diferenças nas fases mostradas na figura 15A; A Figura 16A mostra um gráfico traçando cálculos de fases de diferentes componentes de sinais de detectores vistos durante um levantamento eletromagnético modelo das configurações de camadas subterrâneas mostradas nas figuras 3 e 4; e A Figura 16B mostra um gráfico traçando diferenças nas fases mostradas na figura 16A.

DESCRIÇÃO DETALHADA É descrito um método de levantamento eletromagnético para petróleo e outras reservas de hidrocarboneto, que não requer aquisição separada de dados da resposta de uma configuração de camadas subterrâneas a modos acoplados de forma indutiva e de forma galvânica. 0 novo método pode ser executado utilizando equipamentos de levantamento preexistentes. A Figura 2A mostra esquematieamente uma embarcação de superfície 14 realizando levantamento EM de uma configuração de camadas subterrâneas em um modo que é apropriado para coleta de dados de levantamento para realizar a invenção. A configuração de camadas subterrâneas inclui uma camada de cobertura 8, uma camada inferior 9 e uma camada de hi-drocarboneto (ou reservatório) 12. A embarcação de superfície 14 flutua na superfície 2 da água do mar 4. Um veículo submersível de reboque profundo 19 carregando uma antena HED 21 é fixada na embarcação de superfície 14 por um cabo umbilical 16 que fornece uma conexão elétrica, óptica e mecânica entre o veículo submersível de reboque profundo 19 e a embarcação de superfície 14. A antena HED emite um sinal eletromagnético de fonte para dentro da água do mar 4.

Um ou mais detectores remotos 25 são localizados no fundo do mar 6. Cada detector 25 inclui um pacote de instrumentos 26, uma antena de detector 24, um dispositivo de flutuação 28 e um peso de lastro (não mostrado). A antena de detector 24 mede um sinal de detector em resposta a campos EM induzidos pela antena HED nas proximidades do detector 25, a amplitude dos sinais de detector é sensível a variações de resistividade na configuração de camadas subjacentes. 0 pacote de instrumentos 26 registra os sinais de de- tector para análise posterior. A antena de detector 24 nesse exemplo compreende duas antenas dipolos ortogonais dispostas para detectar primeiro e segundo componentes do campo elétrico em um plano horizontal, isto é um que seja paralelo ao fundo do mar 6.

Os detectores registram dois (ou três) componentes ortogonais do campo elétrico do fundo do mar como dados brutos. Os dados de levantamento brutos são a seguir analisados, após recuperação dos detectores e transferência dos dados brutos para um computador apropriado. Inicialmente uma análise espectral é realizada para remover o componente do sinal que corresponde à transmissão de fonte, como é convencional. Os dados de levantamento são então combinados com dados de navegação de receptor e fonte, novamente como é convencional. A seguir, os dados de levantamento são processados para girar os campos elétricos de um quadro de 'instrumentos' (isto é, componentes paralelos aos dipolos de receptor do detector) para o quadro de 'fonte' (isto é, componentes radial e azimutal referenciados para a geometria de receptor-fonte) . Essa é uma etapa de processamento nova específica para a presente invenção. A Figura 2B é uma vista plana esquemática detalhando um sistema de coordenadas polares que é utilizado para descrever os princípios do método novo. A origem do sistema de coordenadas é posicionada no centro da antena HED mostrada na figura 2A, e azimute-zero é alinhado paralelo ao eixo dipolo da antena HED, como indicado na figura 2B (a antena HED nessa figura não traçada em escala). Na figura 2B, um único detector 25 é mostrado posicionado em uma faixa de R km da origem, e em um azimute de Φ’ As antenas dipolos or-togonais compreendendo a antena de detector 24 são orientadas de modo arbitrário no plano horizontal como indicado na figura.

Uma vez que a diferença de fase da fonte de radiação eletromagnética de uma fonte de dipolo horizontal e uma configuração de camadas subterrâneas simétricas de forma a-zimutal é largamente independente de azimute Φ, as medições de fase registradas na antena de detector 24 são largamente independentes da posição azirautal do detector 25 mostrado na figura 2B. Isto permite que dados de fase sejam coletados igualmente sobre uma faixa mais ampla de orientações de de-tector-fonte do que é possível com dados de amplitude, e quaisquer imprecisões na medição da posição azimutal do detector no sistema de coordenadas mostrado na figura 2B, têm um efeito menor.

Nos exemplos que se seguem, os dois componentes de campo elétrico detectado, também conhecido como sinal de detector, para o qual a fase é medida são um componente radial e um componente azimutal. 0 componente radial é aquele componente do campo elétrico resolvido ao longo de uma direção paralela a uma linha que conecta o local de fonte e o local de detector, e marcado Ep na figura 2B. 0 componente azimutal é aquele componente do campo elétrico resolvido ao longo de uma direção perpendicular a uma linha que conecta o local de fonte e o local de detector e em um plano horizontal, e marcado Εφ na figura 2B. Os componentes do campo elétrico detectado ao longo dessas direções são determinados da orientação angular das antenas dipolos ortogonais que compreendem a antena de detector 24 em relação à linha que une o local de fonte e o local de detector. Isto pode ser facilmente determinado utilizando instrumentação padrão, como, por e-xemplo, sonar ativo ou passivo para determinar as posições relativas do local de fonte e do local de detector, e uma bússola magnética para determinar a orientação de antena de detector. A fim de mostrar como as respectivas fases de dois componentes espaciais (por exemplo, componentes radial p e azimutal Φ) do campo elétrico podem ser utilizadas para detectar a presença de um reservatório de hidrocarboneto subterrâneo, modelagem avançada numérica do tipo descrito por Chave e Cox [11] é aplicada em diferentes configurações de camadas subterrâneas modelo. A Figura 3 mostra em seção vertical esguemâtica uma configuração de camadas subterrâneas antecedentes modelo. A configuração compreende uma seção de fundo de mar 106 abaixo de uma profundidade de 10 km de água do mar 104. A água do mar tem uma resistívidade de 0,31 Ω. Abaixo do fundo do mar 106 encontra-se uma estrutura sedimentar de meio-espaço uniforme com uma resistívidade de lQm, a baixa re-sistividade sendo devida princípalmente à saturação aquosa de espaços de poros. Essa configuração de camadas subterrâneas de fundo estende-se uniformemente para baixo por uma extensão infinita. Também indicado na figura 3 encontram-se uma antena HED 21, e um detector 25, como aqueles mostrados na figura 2A. A distância entre a antena HED e o detector (isto é, a faixa) é R km. A posição azimutal do detector em relação à orientação da antena HED é arbitrária devido à não sensitividade do componente de fase dos sinais de campo elétrico detectados em relação a azimute. A Figura 4 mostra em seção vertical esguemática uma configuração de camadas subterrâneas de camada de hidro-carboneto, modelo. Uma seção do fundo do mar 106 situa-se abaixo de uma profundidade de 10 km da água do mar 104 que tem uma resistividade de 0,31 Qm. A configuração de camadas abaixo do fundo do mar 106 compreende uma camada de cobertura com 1 km de espessura 108, representando sedimentos, dispostos acima de uma camada de hidrocarboneto 112. A camada de cobertura 108 tem uma resistividade de 1 Qm, novamente, principalmente devido à saturação aquosa de espaços de poros. A camada de hidrocarboneto 112 tem 0,1 km de espessura, e tem uma resistividade de 100 Qm. A resistividade relativamente elevada da camada de hidrocarboneto se deve à presença de hidrocarboneto não condutor no interior dos espaços de poros. Abaixo da camada de hidrocarboneto 113 encontra-se uma camada inferior sedimentar 109, que, com relação à camada de cobertura, tem uma resistividade de 1 Qm. A camada inferior estende-se para baixo por uma extensão efetivamente infinita. Por conseguinte, exceto pela presença ou ausência da camada de hidrocarboneto 112, a configuração de camadas subterrâneas antecedente da figura 3 e a configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto da figura 4 são idênticas, Uma antena HED 21 e um detector 25 são nova-mente mostrados como na figura 3. A Figura 5A mostra um gráfico traçando a fase modelada Θ dos componentes radial e azimutal do campo elétrico detectado para os modelos tanto de configuração de camadas subterrânea antecedente como a configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto mostrados nas figuras 3 e 4 respectivamente como uma função da faixa R. A fase é medida em relação a um sinal eletromagnético de fonte transmitido pela antena HED 21. Nesse exemplo, o sinal eletromagnético de fonte está em uma frequência de 0,5 Hz. Os componentes radial e azimutal do campo elétrico detectado para a configuração de camadas subterrâneas antecedente são marcados ΘΡΒ e θφΒ respectivamente e os componentes correspondentes do campo elétrico detectado para a configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto são marcados θρΗ e ΘΦΕ respectivamente. Os resultados mostram que ΘΡΒ, θφΒ, 9PR e θφΚ todos avançam constantemente em fase com a faixa crescente R. Entretanto, também é evidente que a taxa de avanço de fase é menor para a configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto do que para a configuração de camadas subterrâneas antecedente. No caso da configuração de camadas subterrâneas antecedente, a fase dos componentes tanto radial como azimutal avança em uma taxa em torno de 90° por km. Além disso, nas faixas além de aproximadamente 2 km, o componente azimutal θφΒ retarda-se consistentemente do componente radial ΘΡΒ em torno de 25°. Na configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto, entretanto, o comportamento ê de um certo modo diferente. Além de em torno de 5 km, o componente azimutal novamente retarda-se do componente radial θρβ em torno de 25°, entretanto a fase dos dois componentes avança em uma taxa em torno somente de 10° por km. Esta é significativamente mais baixo do que a-quela vista com a configuração de camadas subterrâneas antecedente. Além disso, em faixas entre em torno de 2 km e 5 km, a diferença em fase entre o componente azimutal Θ®Β e o componente radial ΘΡΕ varia significatívamente. Uma anomalia de separação de fase é vista que varia de próximo à diferença de fase de 0 o entre os componentes radial e azimutal do campo elétrico detectado até um máximo de quase 60°. A Figura SB mostra um gráfico traçando, para os componentes tanto radial como azimutal, a diferença em fase ΘΚ-ΘΒ entre as configurações de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto e antecedente como uma função da faixa R. A diferença nos componentes radiais ê marcada ΘΡΚ-ΘΡΒ, e a diferença em componentes azimutais é marcada θφΚ-θφΚ. As taxas de diferença de avanço de fase vistas com as configurações de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto e antecedente são evidentes no gradiente negativo das curvas além de em torno de 3 km. 0 comportamento diferente em faixas médias (entre em torno de 2 km e 5 km) é aparente a partir da separação das curvas nessa faixa.

Essas diferenças em comportamento de fase, a saber, o avanço relativamente lento em fase dos componentes tanto radial como azimutal quando um reservatório está presente, e a variação limitada em faixa forte em comportamento entre os componentes radial e azimutal vista em faixas médias quando o reservatório está presente, fornecem duas características úteis com as quais se deve determinar a presença ou ausência de uma camada de hidrocarboneto em um fundo de outro modo uniforme.

Para a aplicação prática de levantamento eletromagnético de fonte controlado para exploração de hidrocarboneto, é necessário que outras configurações de camadas subterrâneas comuns não levem a um comportamento similar àquele visto no modelo de configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto. Em particular, é importante ser capaz de distinguir entre configurações de camadas subterrâneas que incluem uma camada de hidrocarboneto fina e configurações de camadas subterrâneas não contendo hidrocarboneto que têm resistividade crescente com profundidade. A Figura 6 mostra em seção vertical um modelo altamente esquemático de uma configuração de camadas subterrâneas não contendo hidrocarboneto. Essa configuração de camadas subterrâneas apresenta resistividade crescente com profundidade, que é uma característica comum de muitas estruturas sedimentares de grande escala. Devido, por exemplo, à crescente expulsão de água de mar condutora com profundidade de pressão de sobrecarga em elevação. Como com as configurações de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto e antecedente descritas acima, na configuração de camadas subterrâneas não contendo hidrocarboneto uma seção de fundo de mar 106 situa-se abaixo de uma profundidade de 10 km de água do mar 104. As camadas abaixo do fundo do mar 106 compreen- dem uma série de camadas sedimentares de resistividade crescente. Uma primeira camada 110 tem uma resistividade uniforme de 1 Qm e uma espessura de 1 km. Uma segunda camada 113 tem uma resistividade uniforme de 5 Qm e uma espessura de 1 km. Uma terceira camada 114 tem uma resistividade uniforme de 50 Qm e uma espessura de 1 km. Abaixo da terceira camada 114 está uma quarta camada 116 que tem uma resistividade de 100 Qm e estende-se para baixo por uma extensão infinita. Uma antena HED 21 e um detector 2 5 são novamente mostrados como na figura 3. A Figura 7 mostra um gráfico que ê similar a e será entendido a partir da descrição da figura 5A acima, porém que também inclui curvas modeladas determinadas para a configuração de camadas subterrâneas não contendo hidrocarbone-to. As curvas modeladas marcadas que ΘΡΒ, θφΒ, 0PR e ΘΦΗ são iguais àquelas mostradas na figura 5A. As curvas marcadas 0PS e 0<j>s mostram os componentes radial e azimutal do campo eletromagnético detectado visto com a configuração de camadas subterrâneas não contendo hidrocarboneto. O comportamento da variação em fase do campo elétrico detectado como uma função da faixa além de em torno de 5 km é amplamente similar para a configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto e a configuração de camadas subterrâneas não contendo hidrocarboneto. Há diferenças moderadas em gradiente entre os modelos para o exemplo mostrado, e em algumas circunstâncias isto pode permitir que as duas configurações de camadas subterrâneas sejam dis-tinguidas. (Em outros exemplos, os gradientes são quase i- guais). Entretanto, mesmo se mensurável, o valor do gradiente provavelmente deve ser um indicador relativamente não seguro da configuração de camadas subterrâneas na prática. Isto é porque valores absolutos diferentes de resistividade, por exemplo, uma camada de hidrocarboneto mais ou menos re~ sistiva na configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto, ou uma resistividade mais rapidamente crescente com profundidade em uma configuração de camadas subterrâneas não contendo hidrocarboneto, provavelmente levam a alterações nos gradientes observados e causam confusão entre os dois modelos.

Entretanto, em faixas entre em torno de 2 km e 5 km, não há nada na fase dos campos elétricos detectados em resposta à configuração de camadas subterrâneas não contendo hidrocarboneto que lembre à anomalia de separação de fase vista com a configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto. 0 comportamento de fase visto com a configuração de camadas subterrâneas não contendo hidrocarboneto se parece muito mais de perto com aquela da configuração de camadas subterrâneas antecedente através dessa faixa. Por conseguinte, é a anomalia de separação de fase (e não o gradiente) que provê o indicador mais apropriado de configuração de camadas subterrâneas. A Figura 8 mostra um gráfico traçando a diferença na fase ΔΘ entre os componentes radial e azimutal do campo elétrico detectado para as configurações de camadas subterrâneas de três modelos descritas acima como função da faixa R. A curva marcada ΔΘΒ na figura 8 representa a diferença entre as curvas marcadas θφΒ e ΘΡΒ na figura 7 (com valores negativos correspondendo ao componente azimutal que se retarda do componente radial). As curvas marcadas A0R e A0S na figura 8 representam de modo correspondente as diferenças entre as curvas marcadas θφΚ e 0PR, e 0<j>s e 0PS na figura 7 respectivamente. A anomalia de separação de fase vista com a configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto (curva marcada ΔΘ* na figura 8) é evidente como um canal claro centrado em uma faixa em torno de 3,5 km. A magnitude da anomalia de separação de fase nesse ponto é quase 60°. Essa diferença em fase entre os componentes radial e azimutal do campo elétrico detectado é aproximadamente 30° mais negativo do que a maior diferença vista com as configurações de camadas subterrâneas antecedente ou não contendo hidrocarboneto. Com a tecnologia atual, uma diferença de fase entre os componentes radial e azimutal do campo elétrico detectado de 10° pode ser claramente resolvido. Por conseguinte, a presença ou não de um canal similar àquele vista na figura 8 é facilmente detectável, e capaz de distinguir entre uma configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto do tipo mostrado na figura 3, e as configurações de camadas subterrâneas modelo mostradas nas figuras 4 e 6.

Pela distribuição de um conjunto linear de detectores ao longo de uma seção do fundo do mar, e em cada um registrando dados brutos apropriados em resposta a um sinal eletromagnético de fonte emitido por uma fonte dipolo ele- tromagnética horizontal, gráficos como aqueles mostrados na figura 8 podem ser gerados das informações de fase obtidas dos dados brutos. Os resultados desses gráficos podem ser então utilizados para indicar o tipo da configuração de camadas subterrâneas abaixo de uma linha unindo a fonte e os detectores. Ao contrário de métodos de levantamento anteriores, isto pode ser feito utilizando uma única fonte dipolo e sem a necessidade de coletar múltiplos conjuntos de dados correspondendo a orientações diferentes da fonte.

Pela distribuição de um conjunto planar de detectores em uma seção do fundo do mar, e em cada um registrando dados brutos em resposta a um sinal eletromagnético de fonte emitido por uma fonte dipolo eletromagnética horizontal, gráficos como aqueles mostrados na figura 8 podem ser gerados para diversas direções diferentes após as informações de fase terem sido extraídas dos dados brutos. Devido a não sensitividade de fase em relação à posição azimutal de um detector com relação ao eixo geométrico dipolo de fonte, os gráficos ao longo de cada uma das direções diferentes obteníveis com um plano planar de detectores podem ser obtidos simultaneamente, independente da orientação de fonte de dipolo, Isto permite a execução de um levantamento bi- ou tridimensional rigoroso sem ter de se mover a fonte. Isto contrasta com métodos anteriores onde um reboque relativamente longo e complicado da fonte dipolo é necessário para utilizar todos os detectores em um conjunto planar, e então somente com amostragem espacial relativamente baixa. Embora todos os detectores em um conjunto planar possam ser utili- zados sem mover a fonte, em levantamentos prãtieos empregando o novo método, é provável que a fonte seja não obstante movida, como mostrado na figura 2A. Cada posição de fonte nova provê um conjunto inteiro de geometrias de detector-fonte úteis, e desse modo provê amostragem mais abrangente da configuração de camadas subterrâneas para um número dado de detectores. Além disso, pelo deslocamento da fonte, os levantamentos podem ser totalmente executados onde os detectores são desdobrados sobre uma área com uma escala característica maior do que a faixa de distâncias sobre a qual medições de fase podem ser utilizadas de modo seguro para indicar a presença de uma camada de hídrocarboneto. A Figura 9A mostra em vista plana uma área do fundo do mar 6 a ser inspecionada e que é similar àquela mostrada na figura 1 da técnica anterior. Há dezesseis detectores 25 para gravação dos componentes de fase descritos acima. Os detectores são dispostos em uma grade quadrada acima de um reservatório subterrâneo 56. Outras distribuições de detectores poderíam ser utilizadas em vez disso, como outros formatos de grade, ou distribuições que não estão em uma grade simples. (As limitações nos padrões de colocação de detector impostas pelos métodos baseados em amplitude tanto de Statoil como de Sinha são, portanto suspensas.) 0 reservatório subterrâneo 56 tem um limite indicado por uma linha grossa 58. A orientação do reservatório subterrâneo é indicada pelos pontos cardeais da bússola (marcados N, E, S e W para Norte, Leste, Sul e Oeste respectivamente) indicados à direita na parte superior da figura. Para executar um levan- tamento utilizando uma modalidade do método novo, uma fonte começa do local Ά' e é rebocada ao longo de uma trajetória indicada pela linha interrompida 120 até o local Έ', que marca o final da trajetória de levantamento. Na maioria dos pontos ao longo da trajetória de reboque, dados úteis podem ser coletados de todos os detectores. Por exemplo, quando a antena de fonte está no local marcado pelo numeral de referência 57 na figura 9A, todos os dezesseis detectores 25 são capazes de coletar dados confiáveis. Isto contrasta com o local correspondentemente similar mostrado na figura 1, novamente marcado pelo numeral de referência 57, em cujo ponto nenhum dado útil pode ser coletado utilizando métodos anteriores. Por conseguinte, a trajetória de reboque mostrada na figura 9A, que é surpreendentemente simples em comparação com aquela mostrada na figura 1, provê na realidade uma quantidade muito maior de dados válidos. Como observado acima, com o novo método, é somente necessário saber as posições relativas da fonte e detectores, e a orientação de cada antena de detector de tal modo que os componentes radial e azimutal do campo elétrico detectado possam ser geometricamente resolvidos. Uma vez que a orientação da antena não é crítica, não há necessidade que a trajetória reboque 120 mostrada na figura 9A siga estreitamente um padrão definido pela grade de detectores. Na realidade, é preferível que a trajetória de reboque não se alinhe demasiadamente estreitamente com a grade de detectores baseada em norte-sul e les-te-oeste, uma vez que para os detectores em uma posição transversal (isto é, em um azimute de 0o no sistema de coor- denadas mostrado na figura 2B) , a amplitude do componente azimutal do campo elétrico detectado será pequena para uma fonte de dipolo, e a fase desse componente mais difícil de se estabelecer de forma precisa. Em orientações de fonte-detector onde os componentes radial ou azimutal do campo e-létrico detectado são pequenos, outros componentes do campo elétrico detectado podem ser empregados, por exemplo, como descrito adicionalmente abaixo. A Figura 9B é uma representação gráfica comparando a dispersão de sinal do novo método de fase com o método de amplitude transversal/em linha antigo. É mostrado o reservatório de exemplo 56 limitado pelo perímetro 58. A fonte de dipolo está em um local arbitrário 57 dentro do reservatório com o eixo geométrico da antena HED alinhado W-E. No método antigo, dados de amplitude em linha de boa qualidade são somente coletados em uma faixa angular estreita 64 indicada pela sombra escura W-E na figura, e dados de amplitude transversal de boa qualidade são somente coletados em uma faixa angular estreita 62 indicada pela sombra escura N-S na figura. As faixas angulares 62 e 64 necessitam ser estreitas para assegurar que um dos componentes de sinal indutivo e galvânico domine em relação ao outro. Os dados coletados pelos detectores nos quatro quadrantes principais 66 são essencialmente dados ruins a serem rejeitados da análise. Por outro lado, no método novo, a situação é invertida. Os quadrantes largos 66 se tornam as regiões sobre as quais dados de boa qualidade são coletados, uma vez que são as regiões nas quais a fase pode ser totalmente decomposta em componen- tes de sinais radial e azimutal necessários para a medição de anomalia de diferença de fase, ao passo que as áreas escuras 62, 64 são áreas angulares onde os dados coletados se tornam não confiáveis uma vez que a magnitude de um dos componentes de sinais radial e azimutal provavelmente se torna demasiadamente pequena causando problemas de sinal para ruído.

As respostas de fase modelada mostradas nas figuras 5A, 5B, 7 e 8 foram todas calculadas para uma fonte de dipolo eletromagnética horizontal transmitindo um sinal eletromagnético de fonte em uma frequência de 0,5 Hz. A Figura 10 mostra um gráfico traçando a fase modelada Θ dos componentes radial e azimutal do campo elétrico detectado para o modelo de configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto mostrado nas figuras 3 como uma função de R para duas frequências diferentes de sinal eletromagnético de fonte. Os componentes radial e azimutal modelados do campo elétrico detectado vistos em resposta a uma fonte de dipolo transmitindo em uma freqüência de 2 Hz são marcados θρ2Ηζ e θφ2Ηζ respectivamente, e os componentes radial e azimutal modelados do campo elétrico detectado visto em resposta a uma fonte de dipolo transmitindo em uma freqüência de 0,25 Hz são marcados θρ0,25Ηζ e θφ0,25Ηζ respectivamente. Essas curvas, e também a comparação com os componentes radial e azimutal modelados do campo elétrico detectado visto em resposta a uma fonte de dipolo transmitindo em uma freqüência de 0,5 Hz, marcado 0PR e ΘΦΚ na figura 5A, indicam uma dependência de freqüência em relação âs características da anomalia de separação de fase indicativa de uma camada de hídrocarboneto enterrada. Na direção das freqüên-cias mais elevadas, as fases dos componentes radial e azimu-tal avançam mais rápido do que em frequências mais baixas, e a escala na qual ocorre a anomalia de separação de fase característica da presença de uma camada de hídrocarboneto também é vista como sendo dependente de frequência. A Figura 11A mostra um gráfico traçando a diferença na fase ΔΘ entre os componentes radial, e azimutal do campo elétrico detectado para o reservatório e configurações de camadas subterrâneas de modelo antecedente descritas acima como função da faixa R, em resposta a uma fonte de dipolo que transmite em uma frequência de 2 Hz. A curva marcada Δθκ na figura 11A representa a diferença entre as curvas marcadas θφ2Μζ e θρ2Ηζ na figura 10 (com valores positivos correspondendo ao componente radial retardando o componente azimutal) . A curva marcada ΔθΒ representa os dados correspondentes para a configuração de camadas subterrâneas de modelo antecedente. A Figura 11B mostra um gráfico traçando a diferença na fase ΔΘ entre os componentes radial e azimutal do campo elétrico detectado para o reservatório e configurações de camadas subterrâneas de modelo antecedente descritas acima como função da faixa R, em resposta a uma fonte de dipolo transmitindo em uma freqüência de 0,25 Hz. A curva marcada ΔΘΕ na figura 11B representa a diferença entre as curvas marcadas θφ0,25Ηζ e θρ°'25Ηζ na figura 10 (com valores positivos correspondendo ao componente radial retardando o componente azimutal). A curva marcada ΔΘΒ representa os dados corres- pondentes para a configuração de camadas subterrâneas de modelo antecedente. É evidente a partir das figuras 8, 11A e 11B, que a faixa sobre a qual a anomalia de separação de fase ocorre é menor em frequências mais elevadas. Em 2Hz (vide a figura 11A), a anomalia de separação de fase é centrada em uma faixa em torno de 3 km e ocorre sobre uma faixa característica de aproximadamente 1 km. Em 0,5 Hz (vide a figura 8), a anomalia de separação de fase é centrada em uma faixa em torno de 3 km e ocorre em uma faixa característica de aproximadamente 2 km. Em 0,25 Hz (vide a figura 3.16), a anomalia de separação de fase é centrada em uma faixa em torno de 3 km e ocorre em uma faixa característica de aproximadamente 3 km. Para todas as frequências, a separação máxima de fase vista com a configuração de camadas subterrâneas de camada de hi-drocarboneto é de aproximadamente 30° mais negativa do que a diferença de fase que seria vista se a camada de hidrocarbo-neto não estivesse presente. Isto indica que a presença de uma camada de hidrocarboneto pode ser detectada utilizando uma faixa de frequências, cada uma das quais atua como uma sonda da configuração de camadas subterrâneas operando em uma escala espacial levemente diferente. A Figura 12A é um gráfico mostrando o efeito de espessuras de cobertura diferentes. 0 gráfico traça a diferença na fase ΔΘ entre os componentes radial e azimutal do campo elétrico detectado para várias configurações de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto com diferentes espessuras de cobertura como função da faixa R. Nesse exem- pio, o sinal eletromagnético de fonte está em uma freqülncia 0,5 Hz, As curvas são traçadas para diferentes configurações de camadas subterrâneas de camada de hidroearboneto que, embora de outro modo similares â configuração de camadas subterrâneas de camada de hidroearboneto mostrada na figura 4, têm espessuras de cobertura de 0,25 km, 0,5 km, 1,0 km, 1,5 km e 2,5 km. As curvas correspondendo a cada espessura de cobertura diferente são correspondentemente marcadas na figura. A curva marcada 1,0 na figura 12A é idêntica à curva marcada Δθβ na figura 8 uma vez que a espessura de cobertura no modelo mostrado na figura 3 (e utilizado para a modelagem mostrada na figura 8) é 1,0 km. A curva marcada ΔΘΒ na figura 12A é similar a e será entendida a partir da curva similarmente marcada na figura 8. Para cada uma das curvas que corresponde a espessuras de cobertura diferentes, a magnitude da anomalia de separação de fase é aproximadamente similar, variando de aproximadamente 55° com uma espessura de cobertura de 0,25 km a aproximadamente 65° com uma espessura de cobertura de 2,5 km. Por conseguinte, o método ê igual-mente capaz de detectar uma camada de hidroearboneto fina em uma faixa de profundidades abaixo do fundo do mar. Também é evidente que a faixa na qual a anomalia de separação de fase é máxima aumenta com a espessura de cobertura crescente. Essa sensitividade da faixa de anomalia de separação de fase máxima para espessura de cobertura pode permitir que a profundidade de um reservatório seja determinada com modelagem de inversão apropriada e cobertura de dados adequada.

As Figuras 12B, 12C e 12D são similares a e serão entendidas a partir da figura 12A. Entretanto, as figuras 12B, 12C e 12D mostram a resposta de diferentes espessuras de cobertura a diferentes freqüências de sinal eletromagnético de fonte. A figura 12B mostra a resposta a um sinal e-letromagnético de fonte em uma frequência 0,25 Hz, a figura 12C mostra a resposta a um sinal eletromagnético de fonte em uma frequência 1,0 Hz, a figura 12B mostra a resposta a um sinal eletromagnético de fonte em uma freqüência 2 Hz. Pode ser visto que a anomalia de separação de fase é detectãvel com uma faixa de freqüências em relação a uma faixa de espessuras de cobertura. A magnitude da anomalia de separação de fase é amplamente similar em cada uma das diferentes freqüências mostradas. Como visto anteriormente, a faixa na qual a separação de fase é evidente estreita com a freqüência crescente. A Figura 13A é um gráfico mostrando o efeito de resistividade antecedente diferente. O gráfico traça a fase modelada Θ dos componentes radial e azimutal do campo elétrico detectado para uma configuração de camadas subterrâneas antecedente similar àquela mostrada na figura 3, porém com valores de resistividade diferentes para as camadas subterrâneas uniformes, como uma função da faixa R. Nesse exemplo, o sinal eletromagnético de fonte está em uma freqüência 0,5 Hz. A fase dos componentes radial e azimutal do campo elétrico detectado é calculada para valores de resistividade de 1 Qm, 5 Qm, 15 Qm, 50 Qm e 200 Qm, como marcado na figura. Para cada valor de resistividade a fase do componente radial do campo eletromagnético detectado é mostrada como uma linha tracejada, e a fase do componente azimutal é mostrada como uma linha cheia. 0 par de curvas correspondendo ao valor de resistividade de 1 Qm é idêntico às curvas marcadas ΘΡΒ e θφΒ na figura 5A. É evidente que o valor de resistividade para as camadas subterrâneas em um modelo uniforme não contendo reservatório de hidrocarboneto tem um efeito significativo sobre a fase detectada. A taxa de avanço de fase com faixa, para ambos os componentes radial e azimutal do campo elétrico detectado, cai com a resistividade de fundo crescente. Por exemplo, em uma resistividade em torno de 15 Qm, a taxa de avanço de fase com faixa é de aproximadamente 15° por km. Isto é similar à taxa de avanço de fase vista com o modelo de configuração de camadas subterrâneas de reservatório e traçada na figura 5A para faixas além de em torno de 5 km. Isto demonstra novamente como os valores absolutos de fase para cada um dos componentes radial e azimutal podem ser um indicador não seguro da provável presença de uma camada de hidrocarboneto em um fundo de resistividade de outro modo uniforme. A Figura 13B mostra um gráfico traçando a diferença em fase ΔΘ entre os componentes radial e azimutal do campo elétrico detectado para cada uma das configurações de camadas subterrâneas antecedente de valor de resistividade diferente mostradas na figura 13A. Cada curva é apropriadamente marcada de acordo com o valor de resistividade do modelo ao qual corresponde. A curva marcada 1 Qm é idêntica à curva marcada ΔΘΒ na figura 8. Embora a diferença característi- ca em fase para os componentes radial e azímutal dependa da resistividade das camadas subterrâneas uniforme, nenhuma das curvas mostradas na figura 13B exibe uma anomalia de separação de fase limitada em faixa que, como visto na figura 8, é indicativa da presença de uma camada de hidrocarboneto enterrada. É o contraste de resistividade entre uma camada de hidrocarboneto enterrada e um fundo de outro modo uniforme que origina a anomalia de separação de fase. Por conseguinte, pela formação da diferença de fase entre os componentes radial e azimutal do campo elétrico detectado no modo descrito acima, uma configuração de camadas subterrâneas contendo camada de hidrocarboneto permanece claramente distinguível de uma faixa de configurações de camadas subterrâneas uniformes de diferentes resistividades. A Figura 14 é um grafico mostrando o efeito de resistividades de camada de hidrocarboneto. 0 gráfico traça a maior diferença em mãx. de fase (ΔΘ) entre os componentes radial e azimutal do campo elétrico detectado como uma função de resistividade de camada de hidrocarboneto diferente P, em uma configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto que é de outro modo similar àquela mostrada na figura 3. As curvas são mostradas para frequências de sinal eletromagnético de fonte de 0,25 Hz, 0,5 Hz, 1 Hz e 2 Hz, como indicado na figura. Por exemplo, com uma frequência de sinal eletromagnético de fonte de 0,5 Hz, e uma resistividade de camada de hidrocarboneto de 100 Qm, a maior diferença em fase entre os componentes radial e azímutal do campo elétrico detectado é de aproximadamente -58°, Esse valor específico corresponde ao mínimo visto na figura 8 para a curva marcada ΔΘΗ, Resistividades típicas de camada de hi-drocarboneto estão entre algumas dezenas de Qm e algumas centenas de Qm. Pode ser visto na figura 14 que para todos os valores típicos de resistividade de camada de hidrocarbo-neto, uma diferença em fase entre os componentes radial e azimutal do campo elétrico detectado de pelo menos 30° é visto para todas as freqüências de sinal eletromagnético de fonte. Em freqüências mis baixas, é ainda mais elevada.

Isto demonstra que o método acima descrito ê capaz de detectar camadas de hidrocarboneto com diferentes resistividades, e utilizando uma faixa de freqüências de sinal eletromagnético de fonte.

Também pode ser visto na figura 14 que a diferença máxima de fase entre os componentes radial e azimutal do campo detectado é maior para uma camada de hidrocarboneto com uma resistividade de aproximadamente 50 Qm. Em resistividades acima e abaixo desse valor, é vista uma diferença de fase máxima decrescente.

Foi desse modo demonstrado que a presença de uma camada de hidrocarboneto em uma configuração de camadas subterrâneas pode ser detectada observando a diferença de fase entre componentes radial e azimutal de campo elétrico detectado em resposta a um sinal eletromagnético de fonte de uma fonte dipolo elétrica horizontal. Mostrou-se que isso funciona em uma ampla faixa de freqüências de fonte, para diferentes profundidades de enterro de uma camada de hidrocarbo- neto e para diferentes valores de resistivídade de configuração de camadas subterrâneas.

Modalidades alternativas Embora nos exemplos acima os componentes radial e azimutal tenham sido considerados, técnicas similares também podem ser empregadas utilizando diferentes componentes do campo eletromagnético detectado. Por exemplo, se os detectores 25 mostrados na figura 2 foram configurados para registrar também a fase do componente vertical do campo elétrico detectado (isto é, perpendicular às direções tanto radial como azimutal), o componente vertical podería ser utilizado em combinação com outro componente para sondar uma configuração de camadas subterrâneas. A Figura 15A mostra um gráfico traçando a fase modelada Θ dos componentes vertical e azimutal do campo elétrico detectado para os modelos tanto de configuração de camadas subterrâneas antecedente como configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto mostrados nas figuras 3 e 4 respectivamente como uma função de R. A fase é medida em relação a um sinal eletromagnético de fonte transmitido pela antena HED. Nesse exemplo, o sinal eletromagnético de fonte está em uma frequência 0,5 Hz. Os componentes vertical e azimutal do campo elétrico detectado para a configuração de camadas subterrâneas antecedente são marcados ΘΖΒ e θφΒ respectivamente e os componentes correspondentes do campo elétrico detectado para a configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto são marcados ΘΖΕ e ΘΦΒ respectivamente. Exceto por mostrar os componentes verticais em vez dos radiais do campo elétrico deteetado, essa figura se corresponde diretamente com a figura 5A. A Figura 15B mostra um gráfico traçando a diferença na fase ΔΘ entre os componentes vertical e azimutal do campo elétrico detectado para as configurações de camadas subterrâneas de dois modelos incluídas na figura 15A. A curva marcada Δθβ na figura 15B representa a diferença entre as eurvas marcadas θφβ e 02® na figura ISA (com valores negativos correspondendo ao componente vertical retardando o componente azimutal). A curva marcada ΔΘΚ figura 15B representa de forma correspondente, a diferença entre as curvas marcadas 0<t>R e 0ZR na figura ISA. A Figura 16A mostra um gráfico traçando a fase modelada Θ dos componentes vertical e radial do campo elétrieo detectado para os modelos tanto de configuração de camadas subterrâneas antecedente como a configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto mostrados nas figuras 3 e 4 respectivamente. A fase é medida em relação a um sinal eletromagnético de fonte transmitido pela antena HED. Nesse exemplo, o sinal eletromagnético de fonte está em uma fre-qüêneía G,5 Hz. Os componentes vertical e radial do campo elétrico detectado para a configuração de camadas subterrâneas antecedente são marcadas 0ZB e ΘΡΒ respectivamente e os componentes correspondentes do campo elétrieo detectado para a configuração de camadas subterrâneas de camada de hidrocarboneto são marcadas 0ZR e ΘΡΕ respectivaraente. Exceto por mostrar os componentes verticais em vez dos componentes azi- rautais do eampo elétrico deteetado, essa figura corresponde diretamente à figura 5A. A Figura 16B mostra um gráfico traçando a diferença na fase ΔΘ entre os componentes vertical e radial do campo elétrico detectado para as configurações de camadas subterrâneas de dois modelos incluídas na figura 16A. A curva marcada ΔΘΕ na figura 16B representa a diferença entre as curvas marcadas ΘΡΕ e ΘΖΒ na figura 16A (com valores negativos correspondendo ao componente vertical retardando o componente radial). A curva marcada ΔΘΕ figura 18B representa de modo correspondente à diferença entre as curvas marcadas ΘΡΕ e 9SR na figura 18A.

As Figuras 15B e 16B indicam ambas que a diferença em fase entre o componente vertical do campo elétrico detectado e qualquer um dos componentes azimutal ou radial também ê sensível à presença de uma camada de hidrocarboneto em uma configuração de camadas subterrâneas antecedente de outro modo uniforme. A diferença de fase vista entre os componentes vertical e azimutal exibe um lóbulo tanto negativo como positivo em comparação com a configuração de camadas subterrâneas antecedente com um cruzamento em uma faixa em torno de 4 km. Isto seria um indicador particularmente útil para uso em áreas de levantamento onde a resistividade de fundo é deficientemente limitada. 0 comportamento qualitativo da fase do componente vertical do campo elétrico detectado é a-proximadamente similar àquele do componente azimutal. Entretanto, uma maior separação de fase é vista ao se comparar o componente radial com o componente azimutal do que ao se comparar o componente radial com o componente vertical. Por conseguinte, o componente azimutal será genericamente preferido quando se faz comparação com o componente radial, a menos que, por exemplo, a magnitude do componente azimutal seja pequena, por exemplo, onde um detector está muito próximo a uma orientação transversal.

Na descrição acima, e nas figuras 5A, 7, 10,13A, 15A e 15B, a fase absoluta de diversos componentes do campo elétrico detectado foi considerada relativa à fase de sinal eletromagnético de fonte. Entretanto, na prática, uma vez que é relativa entre componentes diferentes do campo elétrico detectado visto no detector que ê indicativo da presença de uma camada de hidrocarboneto, os componentes detectados podem ser diretamente comparados sem referência â fase do sinal eletromagnético de fonte.

Finalmente, será entendido que a invenção é igualmente aplicável ao levantamento de água doce, por exemplo, lagos grandes, de modo que referências a fundo do mar, água do mar, etc., não devem ser consideradas como limitadoras.

Sumário Foi demonstrado como ocorre uma anomalia de separação de fase em resposta a uma camada de hidrocarboneto que não é vista com uma configuração de camadas subterrâneas antecedente. Isto permite a detecção de reservatórios de hidrocarboneto subterrâneo e camadas contendo hidrocarboneto. A técnica tem muitas vantagens em relação a métodos anteriores, por exemplo: . técnicas anteriores eom base em comparação de medições de amplitude requerem que a coleta de dados tanto longitudinal como transversal para cada receptor, seja segura . Isto requer múltiplas trajetórias de reboque de levantamento ortogonal (vide a figura 1). Utilizando uma técnica como descrito acima, um levantamento pode ser concluído de forma mais rigorosa com uma trajetória de reboque muito mais curta e menos complexa (vide a figura 9A). . As trajetórias de reboque ortogonais exigidas por métodos anteriores levam â amostragem de diferentes partes de uma estrutura alvo. Como somente pares únicos de receptor- fonte são necessários para uma detecção baseada em fase do reservatório, há ambígüídade de interpretação reduzida que se origina da dimensional idade da estrutura alvo. Isto supera a limitação do método Sinha da técnica anterior em que dados em linha de um dado receptor virão de uma posição de fonte e os dados transversais correspondentes na mesma faixa virão genericamente de um local de fonte diferente. Isto significa que a estrutura amostrada entre a fonte e detector para os dados em linha e transversal comparados não será igual. Com o método novo, esse problema não se origina, uma vez que todos os dados são coletados de uma única posição de fonte, de modo que os dois componentes de fase no sinal processado sejam derivados da amostragem da mesma estrutura. . A técnica acima descrita é quase independente de azimute de detector em relação a um eixo geométrico dipolo de fonte. Uma vez gue o método é menos dependente da orientação da fonte, erros relacionados à geometria são muito re- duzidos. A fim de decompor os sinais de detector em radial e azímutal (ou quaisquer componentes desejados) somente ê necessário saber as posições relativas da fonte e detectores, e a orientação da antena de detector. Esses podem ser facilmente determinados utilizando tecnologia existente. . A separação de fase vista acima é limitada por faixa e pode ser controlada pela variação da frequência da fonte eletromagnética. Se a fonte fosse para emitir em várias frequências distintas (pelo emprego de antena de fonte múltipla ou uma fonte sintonizada, por exemplo) pode-se obter resolução vertical aperfeiçoada. . Para uma freqüência de transmissão de dipolo de fonte específica, a dependência de fase da separação de fase pode ser utilizada para indicar a profundidade em relação à camada resístiva. . Os dados de fase são relativamente insensíveis a estruturas que são locais em relação ao receptor.

REIVINDICAÇÕES

Claims (19)

1. Método de levantamento eletromagnético para inspecionar uma área (106) que se imagina ou que se sabe que contém um reservatório de hidrocarboneto subterrâneo (56) , CARACTERIZADO por compreender: transmitir um sinal eletromagnético de fonte de um local de fonte (57); detectar um sinal de detector em um local de detector em resposta ao mesmo; obter dados de levantamento indicativos de diferença de fase entre primeiro e segundo componentes do sinal de detector (25) resolvido ao longo de primeira e segunda direções respectivamente; e formar a diferença de fase entre os primeiro e segundo componentes.

2. Método de levantamento, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que os primeiro e segundo componentes são radial e azimutal com referência à geometria de local de receptor-local de fonte.

3. Método de levantamento, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que os primeiro e segundo componentes são vertical e azimutal com referência à geometria de local de receptor-local de fonte.

4. Método de levantamento, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que os primeiro e segundo componentes são vertical e radial com referência à geometria de local de receptor-local de fonte.

5. Método de levantamento, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO adicionalmente por compreender a obtenção de dados de levantamento indicativos de fase de um terceiro componente do sinal de detector resolvido ao longo de uma terceira direção ortogonal às primeira e segunda direções .

6. Método de levantamento, de acordo com a reivindicação 5, CARACTERIZADO pelo fato de que os primeiro, segundo e terceiro componentes são vertical, radial e azimutal com referência à geometria de local de receptor-local de fonte.

7. Método de levantamento, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, CARACTERIZADO pelo fato de que as primeira e segunda direções são ortogonais.

8. Método de levantamento, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, CARACTERIZADO pelo fato de que o sinal eletromagnético de fonte é emitido de uma antena montada em um veiculo submersivel (19) que é rebocado sobre a área de levantamento para mover o local de fonte (57).

9. Método de levantamento, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, CARACTERIZADO pelo fato de que o local de fonte (57) é fixo.

10. Método de levantamento de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, CARACTERIZADO pelo fato de que o sinal eletromagnético de fonte é emitido em fre-qüências diferentes para obtenção de dados de levantamento em uma pluralidade de freqüências diferentes.

11. Método de levantamento, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, CARACTERIZADO pelo fato de que o sinal eletromagnético de fonte é emitido em uma freqüência entre 0,01 Hz e 10 Hz.

12. Método de análise de resultados de um levantamento eletromagnético de uma área (106) que se imagina ou que se sabe que contenha um reservatório de hidrocarboneto (56) subterrâneo, CARACTERIZADO por compreender: fornecer dados de levantamento indicativos de diferença de fase entre primeiro e segundo componentes de um sinal de detector resolvido ao longo das primeira e segunda direções respectivamente, extrair as diferenças de fase dos dados de levantamento; e determinar uma métrica das diferenças de fase que é predizivel da presença ou ausência de hidrocarboneto.

13. Método de análise, de acordo com a reivindicação 12, CARACTERIZADO pelo fato de que os primeiro e segundo componentes são radial e azimutal com referência à geometria de local de receptor-local de fonte.

14. Método de análise, de acordo com a reivindicação 12, CARACTERIZADO pelo fato de que os primeiro e segundo componentes são vertical e azimutal com referência à geometria de local de receptor-local de fonte.

15. Método de análise, de acordo com a reivindicação 12, CARACTERIZADO pelo fato de que os primeiro e segundo componentes são vertical e radial com referência à geometria de local de receptor-local de fonte.

16. Método de análise, de acordo com a reivindicação 12, CARACTERIZADO adicionalmente por compreender a obtenção de dados de levantamento indicativos de fase de um terceiro componente do sinal de detector resolvido ao longo de uma terceira direção ortogonal às primeira e segunda direções .

17. Método de análise, de acordo com a reivindicação 16, CARACTERIZADO pelo fato de que os primeiro, segundo e terceiro componentes são vertical, radial e azimutal com referência à geometria de local de receptor-local de fonte.

18. Método de análise, de acordo com qualquer uma das reivindicações 12 a 17, CARACTERIZADO pelo fato de que as primeira e segunda direções são ortogonais.

19. Método de análise, de acordo com a reivindicação 18, CARACTERIZADO pelo fato de que as diferenças de fase são extraídas pela transformação rotacional de dados de levantamento de um quadro de instrumento para um quadro de fonte.