BRPI0606711B1 - Method for determining the electrical properties of a training containing submarine oil fluid - Google Patents

Abstract

método para determinar as propriedades elétricas de uma formação contendo fluido de petróleo submarino. um método para determinar as propriedades elétricas de uma formação submarina contendo fluido de petróleo (1) sob camadas geológicas de cobertura (2) de espessura (s) sob um leito de mar (3) de um mar (4), dito método compreendendo as seguintes etapas: * dispor uma ou mais antenas transmissoras (9) em dito mar (4) e dispor um ou mais receptores eletromagnéticos (8) em dito mar (4), *dito método compreendendo as seguintes etapas: * dispor uma ou mais antenas transmissoras (9) em dito mar (4) e dispor um ou mais receptores eletromagnéticos (8) em dito mar (4), * dito mar tendo uma profundidade de mar rasa (d) de 50 - 350 metros; * utilizar dita antena de transmissor (9) transmitindo sinais eletromagnéticos (10) de um ou mais pulsos (11) tendo freqúência de muito baixa freqúência entre 0,01 hz e 0,10 hz; * utilizar ditas antenas de receptor (8), tendo um afastamento de dito transmissor (9), para receber sinais eletromagnéticos propagados (12) devidos a ditos sinais eletromagnéticos emitidos (10); * analisar um ou mais componentes de ditos sinais recebidos (12) dos receptores (8) tendo afastamentos entre cerca de 1 km e 12 km, quer ditos finais difiram significativamente de um sinal correspondente, que ocorreria de uma formação contendo água (1), indicando uma formação contendo fluido de petróleo (1).

Description

“MÉTODO PARA DETERMINAR AS PROPRIEDADES ELÉTRICAS DE UMA FORMAÇÃO CONTENDO FLUIDO DE PETRÓLEO SUBMARINO” CAMPO TÉCNICO DA INVENÇÃO A presente invenção refere-se a geofísica marinha, utilizando detecção eletromagnética de formações geológicas enterradas. A invenção é particularmente útil para determinar se um reservatório de petróleo prospectivo indicado na sísmica é portador de óleo e também desejavelmente a extensão horizontal do reservatório de petróleo, e determinar uma faixa de algumas das propriedades elétricas do reservatório de petróleo. A profundidade, a extensão e particularmente as propriedades elétricas podem fornecer importante informação sobre se um volume de óleo do reservatório pode ser distinguido de água de poro, que está geralmente presente na maior parte das rochas subterrâneas porosas.

Mais especificamente, a invenção refere-se a um método para gerar sinais eletromagnéticos de comprimento de onda muito longo sob o mar e detectar ondas eletromagnéticas sob o mar, algumas de cujas ondas deslocaram-se para baixo, ao longo e para cima através de camadas geológicas sob o mar, como indicado na Fig. Ia. Tais ondas eletromagnéticas de muito longo comprimento de onda, para uso na presente invenção, são similares a ondas de rádio, porém de comprimento de onda muito mais longo. As ondas eletromagnéticas são muito severamente atenuadas no mar e na terra, devido à resistividade elétrica das rochas com mais ou menos água salina. A atenuação é muitíssimo severa para ífeqüências mais elevadas. Porém, dada uma fonte eletromagnética forte e um receptor muito sensível e utilizando-se uma baixa freqüência, um sinal tendo-se deslocado através do fundo do mar e da terra pode ser detectado no receptor. Geralmente as camadas sedimentares podem formar uma cobertura sobre uma camada geológica porosa profundamente enterrada, sendo um reservatório de hidrocarbonetos prospectivo. Algumas das ondas eletromagnéticas foram refletidas pelo reservatório de hidrocarbonetos prospectivo e algumas das ondas podem ter sido retratadas ao longo do reservatório de hidrocarbonetos prospectivo. Uma pequena proporção da energia eletromagnética refletida ou retratada alcançará de volta o fundo do mar na forma de ondas eletromagnéticas e será mensurável com antenas eletromagnéticas.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

Diversos métodos geofísicos e diretos podem ser usados para detectar a presença de um reservatório de petróleo. Os métodos aplicados podem ser usados em diferentes seqüências, dependendo da quantidade de conhecimento adquirido por etapas de exploração anteriores. A magnetometria pode ser usada para determinar e mapear profundidades das rochas do leito abaixo de uma bacia sedimentar, que são rapidamente e de forma barata medidas. As medições da gravidade podem delinear estoques e limiares vulcânicos, que terão uma anomalia de gravidade positiva, e características de domo de sal exibirão uma anomalia negativa nos perfis e mapas de gravidade. Um reservatório de petróleo pode exibir uma anomalia de gravidade negativa, devido ao fato de que os fluidos de petróleo são de menos densidade, em comparação com a água que eles deslocam, porém tais características não são usualmente de tamanho significativo para serem diretamente detectadas, porém podem constituir uma diferença significativamente mensurável durante a produção do campo. As medições de gravidade são também um tanto rapidamente adquiridas, porém um tanto mais demoradas, em comparação com a magnetometria. * A prospecção eletromagnética utiliza sinais eletromagnéticos de um comprimento de onda suficiente para penetrar nas camadas geológicas sob o mar. A detecção das ondas eletromagnéticas pode ocorrer no fundo do mar ou na água do mar. Tal prospecção eletromagnética pode ser usada para delinear algumas camadas geológicas de mais elevada ou mais baixa resistividade do que suas formações geológicas circundantes. Uma antena de transmissor é usada no mar para transmitir ondas eletromagnéticas que se propagam através do mar e das formações geológicas. Uma pequena proporção de energia eletromagnética reffatada e refletida alcançará de volta o fundo do mar e será detectável. Os sinais detectados são analisados para indicar formações contendo petróleo. A Fig. Ia indica tal prospecção eletromagnética. * A prospecção sísmica utiliza ondas sonoras de baixa freqüência de uma fonte sísmica, as ondas propagando-se através do mar e do solo para um receptor sísmico. A velocidade das ondas sísmicas depende da densidade e outras propriedades mecânicas das rochas através das quais elas se propagam e do modo de propagação da onda, como uma onda de compressão ou “p”, tendo o movimento das partículas ao longo da linha de propagação da energia sísmica, ou como uma onda transversal, de cisalhamento ou “s”, tendo seu movimento de partícula perpendicular à linha de propagação da energia sísmica. A sísmica marinha requer uma fonte sísmica dedicada e um sistema de receptores sísmicos altamente sensível, usualmente na forma de uma ou mais serpentinas sísmicas rebocadas com hidrofones ou cabos de leito de mar com hidrofones e geofones e é um processo muito mais demorado e dispendioso, comparado com a gravidade. A sísmica marinha pode fornecer perfis sísmicos de reflexão de alta resolução, que podem ser processados para apresentar seções de estruturas geológicas indicando coletores de petróleo contendo potencialmente petróleo, como uma formação arenosa porosa em uma antiforma e coberta por uma camada sedimentar impermeável, ou uma formação arenosa porosa, verticalmente deslocada por uma falha. Tais formações potenciais contendo petróleo delineadas, entretanto, raramente podem ser distinguidas com base em suas velocidades sísmicas, porque a densidade e, assim, a velocidade sísmica de uma formação contendo óleo é somente ligeiramente menor do que a velocidade sísmica da mesma formação sendo enchida de água. Entretanto, quando tendo-se encontrado uma formação potencial contendo petróleo nos perfis sísmicos, a prospecção eletromagnética pode ser usada para determinar algumas propriedades elétricas da formação, indicando a presença de água ou petróleo, como será descrito abaixo. * Perfuração é o método final e mais caro para fornecer informação geológica acerca de um reservatório prospectivo. Com base na gravidade, exploração eletromagnética e sísmica e informações geológicas gerais, é feita uma avaliação do campo potencial. As posições da primeira exploração ou furos de poço em zonas pouco exploradas (wildcat) são determinadas e perfuradas quando alguns ou todos os métodos menos dispendiosos acima, como gravidade e sísmica, indicam a presença de um reservatório de petróleo. Em seguida, se resultados positivos, poços de produção são perfurados. Para encontrar uma indicação razoável da extensão horizontal de um reservatório, chamada avaliação ou delineamento, poços podem ser perfurados.

Relatório do problema e da técnica anterior no campo Um problema prático principal em geofísica eletromagnética marinha é o fato de que o mar é condutivo, tendo uma condutividade de cerca de 0,3 Ohm-metro, devido a sua salinidade. A condutividade incorre em significativa atenuação do sinal, quando as ondas eletromagnéticas propagam-se através da água salina condutiva. Também uma proporção maior das rochas do fundo do mar e abaixo através de toda a cobertura é mais ou menos condutiva, tendo uma condutividade que pode variar de 0,3, para genericamente sedimentos do fundo do mar porosos não consolidados umidificados com a água do mar, a 10 Ohm-metro para sedimentos mais consolidados, contendo menos sal e menos mobilidade iônica. Entretanto, as propriedades elétricas de uma rocha contendo petróleo são significativamente diferentes de uma rocha contendo água salina. Um arenito contendo petróleo tem uma condutividade de cerca de 20 - 300 Ohm-metro. Em águas profundas, Ellingsrud et al., na Patente U.S. No. 6717411, empregou um transmissor na forma de um par de elétrodos dipolo disposto horizontalmente rebocado de 100 1000 m de separação e empregando uma corrente alternada de 1 Hz. O comprimento de onda / da transmissão é indicado como sendo na faixa de 0,ls < = 55 e, mais preferivelmente, 0,5 5 < = 2s onde / é o comprimento de onda da transmissão através da cobertura de espessura 5. No exemplo descrito, a espessura 5 é de 800 m, indicando 80 m < = / < = 4000 m, mais preferivelmente 400 m < = / < = 1600 m. A profundidade do mar usada nos exemplos de Ellingsruds é de 1000 mea resistividade da cobertura é de 0,7 Ohm metro. Para comprimentos de onda através da cobertura, como preferivelmente indicado 80 m < = < - 4000 m, mais preferivelmente 400 m < = / < = 1600 m, isto indicando faixas de frequência de 1100 Hz < = f < = 0,44 Hz, mais preferivelmente 44 Hz < = f ■< = 2,7 Hz.

Os comprimentos de onda preferidos, indicados por Ellingsrud, não correspondem à faixa de freqüência de transmissão indicada: 1 kHz <= f <= 0,01 Hz, mais preferivelmente 20 Hz <= f <= 0,1 Hz, por exemplo 1 Hz. A freqüência realmente usada no exemplo de Ellingsrud é 1 Hz, fornecendo um comprimento de onda real de 421 m, se a resistividade da cobertura for de 0,7 Ohm metro.

Quando rebocando a antena de transmissor próximo do fundo do mar em uma profundidade de mar de 1000 m, como no exemplo de Ellingsruds, devido à condutividade da água do mar, a onda atmosférica não apresenta problema significativo. As profundidades do mar pertinentes a nossa presente invenção pode ser de cerca de 50 a cerca de 350 metros, muito mais raso do que na patente US acima mencionada. A profundidade pode mesmo ser tão rasa quanto 20 metros ou mesmo 10 metros. A onda atmosférica acredita-se ser um problema significativo, quando utilizando-se uma freqüência de cerca de 0,5 Hz, por favor vide Fig. 4F, em que há um desvio insignificante na curva normalizada para um reservatório contendo petróleo, quando medindo-se uma profundidade de água de 128 m. A espessura da cobertura pode ser entre 500 e 3000 metros na presente invenção. Pode-se também considerar a utilização do presente método para verificar a presença de gás raso como metano ou os chamados hidratos gasosos, encontrados empregando-se sísmica rasa em profundidades mais rasas do que 500 metros. Tais hidratos gasosos podem ser indicados na sísmica rasa, pelo fato de que seu contorno de reflexão sísmica segue mais ou menos o contorno do fundo do mar, porém pode ser verificado, empregando-se métodos eletromagnéticos, indicar uma mais elevada resistividade.

Uma desvantagem da técnica conhecida é o uso de pulsos de ondas senoidais, em que a onda é uma onda contínua, sendo difícil de manter quando produzida em geradores elétricos marinhos que, na prática, serão mais ou menos curto-circuitados através das antenas transmissoras dentro do mar. Uma fonte de sinal mais simples é procurada na presente invenção. BREVE SUMÁRIO DA INVENÇÃO Uma solução para alguns dos problemas supracitados é um método para determinar as propriedades elétricas de uma formação contendo fluido petróleo submarino sob camadas geológicas de cobertura de espessura 5 sob o fundo do mar, o método compreendendo as seguintes etapas: * dispor uma ou mais antenas transmissoras dentro do mar e dispor um ou mais receptores eletromagnéticos dentro do mar, o mar tendo uma profundidade rasa d de cerca de 50 metros a cerca de 350 metros; * utilizar a antena de transmissor para transmitir sinais eletromagnéticos de um ou mais pulsos, tendo ffeqüência de freqüência muito baixa, entre cerca de 0,01 Hz e cerca de 0,10 Hz; * utilizar ditas antenas de receptor tendo um deslocamento de dito transmissor, para receber sinais eletromagnéticos propagados, devidos a ditos sinais eletromagnéticos emitidos; * analisar um ou mais componentes de ditos sinais recebidos de receptores tendo deslocamentos entre cerca de 1 km e cerca de 12 km, quer ditos sinais difiram significativamente de um sinal correspondente, que ocorrería de uma formação contendo água, indicando um formação contendo fluido de petróleo.

Em uma forma de realização preferida da invenção, um sinal de pulso quadrado de freqüência f = 0,01 Hz a 1,10 Hz, preferivelmente cerca de 0,02 Hz, é emitido, dito sinal de pulso quadrado tendo pelo menos um componente harmônico de 3*f detectável em dito deslocamento.

Formas de realização adicionalmente preferíveis das invenções são definidas nas reivindicações dependentes.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS A invenção é ilustrada nos desenhos anexos, que se destinam a fins de ilustração somente. Os desenhos não serão interpretados como limitando o escopo da invenção, que será limitada pelas reivindicações anexas somente. A Fig. Ia ilustra uma seção geológica imaginada de uma formação sedimentar formando um reservatório de petróleo e tendo uma cobertura de cerca de 500 m a 3000 m e uma profundidade de água de cerca de 50 m a 350 m. A profundidade pode ser mesmo tão rasa quanto 20 ou 10 metros. Um navio reboca um fonte de sinal eletromagnético marinho horizontalmente disposta. A pema confinada interna é chamada a parte de “reboque para dentro” da curva com o transmissor aproximando-se do receptor e a perna confinada externa é correspondentemente chamada de “reboque para fora”. Ambos os trajetos de sinais eletromagnéticos refletidos e reffatados são mostrados entre o transmissor e o receptor. Também indicado na Fig. Ia é um componente horizontal do campo recebido, mostrado em uma escala logarítmica. No campo próximo, a voltagem pode ser muito forte, de modo que se recomenda rebocar o transmissor cerca de 50 m a 70 m sobre os receptores no fundo do mar, de outro modo os receptores podendo ser danificados, devido ao forte campo eletromagnético, quando o transmissor passa através do mar sobre o receptor. A Fig. lb é uma simples ilustração do campo eletromagnético, conforme medido através de um único receptor, de acordo com a instalação de campo da Fig. Ia. Um único receptor com antenas é colocado dentro da figura em deslocamento zero. A Fig. 2 ilustra o componente horizontal da amplitude de um sinal recebido em uma estação no fundo do mar, de um transmissor eletromagnético rebocado, enviando uma corrente AC dentro do mar. A freqüência emitida é de 0,25 Hz. O sinal é normalizado com respeito à intensidade da fonte transmissora: (V/m) / (Am) = V/Am2, e é uma amplitude normalizada-fonte, com freqüência chamada “magnitude”. A Fig. 3 ilustra curvas normalizadas, em que uma curva de amplitude de sinal, de uma formação anômala de alta resistividade, p. ex., devido a conter petróleo, com cobertura de resistividade ordinária, como na Fig. 1 a, é dividida por uma correspondente curva de amplitude de sinal, como se o petróleo da mesma formação fosse substituído por água, resultando em resistividade ordinária. O deslocamento ao longo da abscissa é dada em quilômetros. A “curva d’água” normalizada indicando água é uma curva de referência baseada em formações de reservatório contendo água, e é-lhe dado o valor 1. A Fig. 4a é uma tal curva de medição normalizada do campo horizontal em lmha para uma freqüência transmitida de 0,025 Hz, isto é, um período de 40 segundos e uma profundidade de água de 128 m. A espessura do modelo é de cobertura de cerca de 1600 m de resistividade de 1 Ohm-metro e a espessura do reservatório do modelo é de cerca de 100 m, tendo uma resistividade de 80 Ohm-metro. Para detecção de hidrocarboneto no presente caso, com formações contendo petróleo mais ou menos horizontais, a resposta em linha é considerada mais importante do que a resposta de linha cruzada. Em áreas com complicações litológicas como depósitos de sal, a resposta em linha cruzada pode ser mais importante. A Fig. 4b é uma curva normalizada correspondente para uma freqüência transmitida de 0,05 Hz, isto é, um período de 20 segundos. A Fig. 4c é uma curva normalizada correspondente, para uma freqüência transmitida de 0,10 Hz, isto é, um período de 10 segundos. A Fig. 4d é uma curva normalizada correspondente, para uma freqüência transmitida de 0,20 Hz, fornecendo um período de 5 segundos. A Fig. 4e representa a curva correspondente para 0,25 Hz, isto é, um período de 4 segundos. A Fig. 4f representa a curva pra 0,5 Hz, isto é, um período de 2 segundos. A Fig. 4g é uma curva normalizada para 0,25 Hz e profundidade de água, aqui 1024 m. Foi montada na mesma folha como uma cópia da Fig. 4e, mostrando a correspondente curva para 0,25 Hz e condições de águas rasas, aqui 128 m, Uma diferença principal entre os dois casos é que uma parte do sinal emitido em água rasa vazará para o ar e dominará os sinais registrados em maiores deslocamentos. A Fig. 5a é um mapa do campo de óleo de Grane, no Mar do Norte. A parte do reservatório da formação de reservatório é aproximadamente resumida. Uma linha de pesquisa eletromagnética funcionando no norte-sul desde 2003 é indicada através do mapa. A Fig. 5b é uma plotagem da magnitude elétrica normalizada, como recebida em um único receptor, Rxl2, para uma freqüência transmitida de 0,25 Hz. A Fig. 5c mostra uma plotagem resumo de magnitude elétrica normalizada para todos os receptores. A abscissa é em metros. Os receptores numerados 1 a 16 são indicados ao longo da abscissa e correspondem à linha de contorno mostrada na Fig. 5a. Nesta plotagem, a magnitude elétrica normalizada para um deslocamento de fonte-receptor particular é colhida de cada registro das estações Rxl a Rxl6. O deslocamento para o valor de campo normalizado colhido é de 5 km. E admitido que o registro de deslocamento de 5 km indica um valor de propriedade elétrica da formação contendo petróleo potencial na metade da distância de deslocamento, isto é, 2,5 km. A direção de reboque desta figura é do início do contorno para o norte. A Fig. 6a é um mapa de pesquisa correspondente para duas linhas de registro de leito de mar elétricas, conduzidas através do campo de Grane em 2004. A Fig. 6b é similar à Figura 5c, porém para uma pesquisa feita em 2004 para rebocar a Linha 2, como indicado na Fig. 6a. A Fig. 6c é uma plotagem de magnitude elétrica, como recebida em um único receptor, RxlO, da linha 2 da pesquisa de Grane de 2004. O sinal transmitido é um pulso quadrado, tendo uma freqüência fundamental de f = 0,02 Hz e, assim, frequências harmônicas de 3*f, 5*f, 7*f etc. As curvas “O: acima de fm contendo óleo”, são comparadas com um sinal registrado em uma estação de referência fora do reservatório, a “W: acima de fm contendo água”. A faixa medida exibida é em metros de 3000 m a 12000 m de deslocamento para a estação Rxl 0 e de 3000 m a cerca de 8000 m para a estação de referência. O eixo das ordenadas em amplitude registro do sinal recebido normalizado por fonte de 10'13,iV/Am2 a 10"11 V/Am2.

Descrição das formas de realização preferidas da invenção A invenção é um método para determinar as propriedades elétricas de uma formação 1 contendo fluido de petróleo submarino, tendo uma cobertura 2 de camadas geológicas 2 de espessura s e tendo um fundo do mar 3 coberto na área de interesse por um mar 4. O método compreende as seguintes etapas: * Um ou mais receptores eletromagnéticos 8, dispostos em dito mar 4. Os receptores eletromagnéticos 8 podem ser pares de elétrodos alimentados pelos feixes 82 de um desejado comprimento e contendo algum dispositivo de armazenagem de sinal 81, mantido em um compartimento de receptor 80, disposto para reter ditos feixes de antena 82. Tais feixes de antena são usualmente dispostos em um par ortogonal e o sinal em linha é calculado pelos componentes em linha do par ortogonal. Dito dispositivo de armazenagem de sinal 81 deve ser provido com um relógio para registrar o tempo real para registro dos sinais recebidos 12 explicados acima. * uma ou mais antenas transmissoras 9 devem ser dispostas no mar 4. * dita antena de transmissor 9 é então usada para transmitir sinais eletromagnéticos 10 de um ou mais pulsos 11, tendo ffeqüências entre 0,01 Hz e 0,10 Hz. Na presente forma de realização da invenção, a freqüência de 0,02 Hz foi usada. Dito em um modo alternativo, um comprimento de onda I de mais do que 5 vezes a espessura s de ditas camadas de cobertura 2, pode ser usada. Anteriormente, os pulsos aéreos, propagando-se de dito transmissor 9 para ditas antenas 8, acreditava-se superobscurecer a informação desejada acerca de um reservatório contendo petróleo geológico 1, porém nova modelagem para profundidade de mar rasa indicou claramente que um aumento ou diminuição significativo ocorre para o sinal detectado nos deslocamentos intermediários, mesmo para águas muito rasas. * A profundidade real d de dito mar 4 para a presente invenção a ser realizada é de 10 ou 20 a 400 metros, mais preferivelmente de 50 - 350 metros e, muitíssimo preferivelmente, de cerca de 80 metros a cerca de 300 metros. Isto corresponde às profundidades reais do Mar do Norte. Outras profundidades podem ser importantes para outras áreas de mar do mundo. * Muita da energia dos pulsos de sinal emitidos 11 é atenuada devido à resistividade da água do mar, a cobertura, porém uma pequena proporção da energia é eventualmente recebida. Os sinais eletromagnéticos 12, devidos a ditos sinais eletromagnéticos emitidos 10, propagam-se por uma parte da energia emitida para serem significativamente detectados em ditos receptores 8, tendo um deslocamento de dito transmissor 9, desde que dito transmissor tenha uma suficiente capacidade para os sinais eletromagnéticos sendo emitidos, como descrito abaixo. * Um ou mais componentes de ditos sinais detectados 12 é/são analisado(s) quanto às distâncias de deslocamento entre cerca de 3 km a cerca de 10 km entre o transmissor 9 e os receptores 8. Espera-se que para tais deslocamentos, ditos sinais detectados 12 difiram significativamente de um correspondente sinal 12’, que seria detectado de uma formação 1 similar, porém contendo água, dito sinal diferindo indicando que dita formação 1) contém fluido-petróleo. Método de reboque De acordo com o método da invenção, dito um ou mais receptores 8 são dispostos em dito fundo do mar 3 e dito preferivelmente um transmissor 9 é rebocado em dito mar 4 por um vaso marinho 5, um vaso de superfície ou um vaso submarino. Dito transmissor 9 pode ser rebocado em dito fundo do mar 3, porém, a fim de não impor uma corrente elétrica destrutiva sobre o receptor 8, enquanto sendo movido para próximo do receptor elétrico necessariamente muito sensível 8, o transmissor 9 poderia ser rebocado 30 a 70 metros acima de dito receptor 8, se a trajetóna estiver rnais ou menos diretamente sobre o receptor Altemativamente, de acordo com o método da invenção, ditos receptores 8 podem ser rebocados em dito mar 4, ditos receptores sendo dispostos como um único receptor rebocado 8 ou diversos receptores 8, dispostos em um cabo rebocado após um vaso marinho 5.

De acordo com um forma de realização alternativa da invenção, ditos receptores 8 podem ser rebocados em dito fundo do mar 3.

Análise A análise pode ser conduzida com respeito à amplitude de ditos sinais detectados 12, usando-se a chamada modelagem 1-D, como ilustrado na Fig. 2 e, particularmente, nas curvas normalizadas das Figs. 3 e 4. Um modelo 1-D pode ser baseado em um único registro de furo de sonda de resistividade medida das camadas das formações geológicas circundando o furo de sonda. Em uma modelagem 1-D pode não haver variação de profundidade das interfaces entre as camadas. Em uma modelagem 2-D, p. ex., empregando-se dados de medição de resistividade de dois poços perfurados, a variação de profundidade das camadas pode ser introduzida para melhor igualar a estrutura geológica real ao longo da linha medida. A Fig. 4f representa a curva para 0,5 Hz, isto é, um período de 2 segundos em uma profundidade de mar de 128 metros. A espessura da cobertura do modelo é de cerca de 1600 m de resistividade de 1 Ohm e a espessura do reservatório do modelo é de 100 m de 80 ohm de resistividade. Isto ilustra um problema principal utilizando tais altas ffeqüências em água relativamente rasa, em comparação com a espessura da cobertura: a resposta na curva de amplitude normalizada-fonte é desprezível. Estes são dados modelados e os dados reais teriam variações de resistividade naturais, com profundidade que poderia provavelmente esconder tais pequenas anomalias de sinal abaixo do nível de ruído.

Acima da Figura 4f, a Fig. 4e representa a curva correspondente para 0,25 Hz, isto é, um período de 4 segundos, para a mesma profundidade de área. Uma significativa chamada anomalia da amplitude normalizada-fonte pode ser vista como um ligeiro aumento da curva de amplitude normalizada entre 2 e 3,5 km, e uma forte diminuição de amplitude normalizada, começando a 3,5 km e alcançando seu amplo mínimo de 0,80 a cerca de 4,8 km, e lentamente retomando para a curva unitária a cerca de 8 cm. A curva pode ser descrita como uma pequena onda destorcida, tendo uma pequena parte positiva estreita, seguida por uma parte negativa maior e mais ampla. A pequena onda correspondente da Fig. 4f é inversa é muito insignificante. A Fig. 4d é uma curva normalizada correspondente para uma freqüência transmitida de 0,20 Hz, fornecendo um período de 5 segundos. A profundidade é como a dos outros modelos da Fig. 4: 128 metros. A anomalia negativa é agora deslocada para iniciar a 4 km, o mínimo de amplitude é mais pronunciado a um valor de cerca de 0,75 e deslocado para deslocamento mais longo a 5,5 km e ricocheteia mais para fora a 10 km. O deslocamento crescente, associado com o cruzamento inicial, máximo, unitário e mínimo, com freqüência decrescente, é indicado por setas horizontais nas Figs. 4d, 4c e 4b. A mudança das curvas são ainda vistas com ffeqüências decrescentes. A Fig. 4c é uma curva normalizada correspondente para uma freqüência transmitida de 0,10 Hz, isto é, um período de 10 segundos. A curva de amplitude normalizada pela fonte agora tem sua parte positiva da pequena onda significativamente alargada e aumentada, começando a 2 km, aumentando a cerca de 1,28 da amplitude normalizada-fonte em um deslocamento de cerca de 5,2 km e mergulhando abaixo da linha unitária a cerca de 6,5 km a um mínimo que é mais negativo do que 0,75.

Os efeitos indicados nas Figs. 4d e 4c são vistos dinda na Fig. 4b, que é uma curva normalizada correspondente para uma freqüència transmitida de 0,05 Fiz, isto é, um período de 20 segundos, a mesma profundidade. O início é como para 0,10 Fiz a cerca de 2 km, porém de amplitude muito mais forte para 0,05 Fiz, aumentando a mais do que 1,52 em um deslocamento de cerca de 6,9 km e mergulhando através da linha unitária a 9,9 km. A parte negativa da curva é assim deslocada que não foi calculada fora do deslocamento de 10 km. O máximo mais forte preliminar é ilustrado na Fig. 4a, que é também tal como uma curva de medição normalizada do campo em linha horizontal para uma freqüència transmitida de 0,025 Hz, isto é, um período de 40 segundos e uma profundidade de água de 128 m. O início é agora a cerca de 2,2 km e a parte positiva é muito larga e é tão fonte quanto 1,62 na curva normalizada e deslocada com o máximo ocorrendo a cerca de 9,2 km, a parte negativa devendo ser encontrada distante 10 km, se existente.

Pode ser visto pelas curvas de amplitude normalizada-fonte calculadas que, usando-se freqüências muito baixas, na faixa de cerca de 0,025 Hz a cerca de 0,25 Hz, anomalias muito mais significativas podem ser encontradas usando-se um modelo de uma formação de alta resistividade, abaixo de uma cobertura de resistividade ordinária e água do mar rasa. Conhecendo-se a profundidade e a espessura da formação potencialmente contendo petróleo pelas análises sísmicas, mas não a resistividade, essa pergunta particular pode receber uma resposta utilizando-se o método de acordo com a presente invenção. A Fig. 4g é uma curva normalizada para 0,25 Hz e água profunda, aqui 1024 m. Ela foi montada na mesma folha da cópia da Fig. 4e, mostrando a correspondente curva para 0,25 Hz e condições de água rasa, aqui 128 m. O que é claramente visto é que, para água profunda, um sinal normalizado muito claro e significativo através da formação contendo óleo de água profunda é visto, em comparação com a curva normalizada através da água rasa. Uma diferença principal entre os dois casos é que, para condições de água rasa, uma parte maior do sinal emitido pode vazar para o ar e ter uma significativa influência sobre o smal registrado. Entretanto, tentativas de separação de campos ascendentes e descendentes, bem como subtração de onda atmosférica, foram até agora tentadas sem sucesso. É altamente desejável ter-se um método eletromagnético que forneça anomalias eletromagnéticas mais significativas acima das formações contendo óleo, também para águas rasas.

Emissão de Sinal De acordo com uma forma de realização preferida da invenção, ditos pulsos de sinal transmitido 11 sendo geralmente pulsos quadrados compreendendo primeiras ondas cossenoidais harmônicas sendo detectáveis distante. Uma vantagem de utilizarem-se baixas freqüências de acordo com a presente invenção é que também ondas de terceiro harmônico e ondas de quinto harmônico podem ser detectáveis em ditas distâncias intermediárias. Isto toma possível conduzir análises independentes para diferentes freqüências. Usando-se uma freqüência de base para o pulso quadrado transmitido de 0,02 Hz, receber-se-ia um sinal remoto composto do seguinte: * uma onda cossenoidal de 0,02 Hz, * uma onda cossenoidal de terceiro harmônico de 0,02*3 Hz = 0,06 Hz, tendo um terço de energia, * uma onda cossenoidal de quinto harmônico de 0,02 * 5 Hz = 0,10 IIz, tendo um quinto da energia, * uma onda cossenoidal de sétimo harmônico de 0,02* 7 Hz = 0,15 Hz, e assim em diante, todas podendo ser independentemente filtradas e analisadas, alargando a base da análise. As diferentes ondas harmônicas terão diferentes velocidades de propagação.

Abaixo são listadas a velocidade de propagação e o comprimento de onda eletromagnético para alguns valores de resistividade de coberPara e baixas freqiiências emitidas.

Pode ser visto que os comprimentos de onda usados para resistividade de, 2 ou 3 Ohm da cobertura enviando com uma ffeqüência muito baixa de 0,02 Hz, resulta em comprimentos de onda extremamente longos entre 22400 m e 38700 m.

Antena de transmissor De acordo com a invenção, dita antena de transmissor 9 tem um produto equivalente de corre 1 vez o componente de comprimento L na direção horizontal de entre cerca de 10000 Am, preferivelmente até 300000 Am ou mais, em geral horizontalmente, como explicado abaixo. A antena de transmissor 9 deve preferivelmente ser disposta para transportar uma corrente elétrica entre cera de 80 A e 2000 A, e ter um comprimento de 50 a 500 m. A transmissão do sinal pode então compreender simplesmente produzir uma DC de, digamos, cerca de 80 A a cerca de 2000 A, preferivelmente na faixa de 100 A a i 000 A e remetei a corrente contínua através de dois eletrodos transmissores 9A, 9B, dispostos cerca de 5 - 70 m acima do fundo do mar, separados por uma distância genencamente horizontal de cerca de 50 m a cerca de 500 m, preferivelmente cerca de 100 a cerca de 300 m, produzir um produto equivalente de cerca de 400 Am a cerca de 1.000.000 Am, preferivelmente de 10000 Am a 300.000 Am. Empregando-se uma freqüência de base para o pulso quadrado transmitido de 0,02 Hz como usado no presente exemplo, isto é, tendo um período de 5 s, pode-se simplesmente inverter a corrente elétrica a cada 25 segundos, para produzir o pulso quadrado elétrico de comprimento 50 s desejado.

Resultados A Fig. 2 ilustra o componente horizontal da amplitude de um sinal recebido em uma estação no fundo do mar de um transmissor eletromagnético rebocado, remetendo uma corrente AC dentro do mar. O sinal compreende tanto os sinais refletidos recebidos como os sinais reffatados, sinais diretos através da água do mar e sinais de onda parcialmente propagados no ar. Um par de curvas é calculado de acordo com um modelo com água rasa, 128 m, e o outro par de curvas é calculado de acordo com um modelo com água profunda, 4000 m. A freqüência emitida é de 0,25 Hz. A denominação da ordenada é dada em intensidade de campo elétrico V/m, normalizada com respeito à intensidade da fonte transmissora Am, (V/m) / Λ (Am) = V/Am , uma amplitude normalizada-fonte chamada magnitude. O piso do ruído é com freqüência considerado ser entre 10'15 V/Am2 a 10'13 V/Am2. O deslocamento ao longo da abscissa é em quilômetros. O par mais baixo e curvas indica a amplitude do campo horizontal elétrico, conforme medido em água profunda, aqui 4000 m. Para deslocamentos de mais do que cerca 2000 metros, a curva calculada para uma formação contendo óleo é acima da curva indicando uma formação contendo água e a diferença é muito distinguível. O para superior de curvas, entretanto, é calculado para água rasa, aqui 128 rn. Uma redução de amplitude é vista entre 4500 e 8000 m nesta vista, porém a diferença é um tanto pequena e pode ser mascarada um tanto facilmente por outros efeitos como ruído. A Fig. 3 ilustra curvas normalizadas em que uma curva de amplitude de sinal de uma formação anômala de alta resistividade, p. ex., devido a conter petróleo, com cobertura de resistividade ordinária, como na Fig. Ia, é dividida por uma correspondente curva de amplitude de sinal, como se o petróleo da mesma formação fosse substituído por água resultante da resistividade ordinária. O deslocamento ao longo da abscissa é dado em quilômetros. Uma linha tracejada, indicando a curva de amplitude devida à formação contendo óleo anômala para uma onda transmitida de 0,25 Hz, é indicada. A água indicando a “curva d’água” normalizada é uma curva de referência baseada em formações de reservatório contendo água e recebe o valor 1. Isto pode ser feito usando-se dados de um perfil de aquisição de dados cruzando uma parte da formação que é sabida conter água. Entre 3,5 e 8 km, a resistividade da formação contendo água é mais baixa do que se a mesma formação contivesse petróleo. Uma linha indicando a curva de amplitude devida à formação contendo óleo anômala, para uma onda de 0,25 Hz, como calculada para profundidade de água profunda de 128 m, é indicada. Nesta vista, é mais claramente visto que há uma pequena porém significativa diferença para 0,25 Hz, porém esta diferença é vulnerável a ruído. A Fig. 5a é um mapa do programa de registro eletromagnético do fundo do mar em 2003 através o campo de petróleo de Grane no Mar do Norte. A parte de reservatório da formação de reservatório é aproximadamente resumida. Uma linha de sondagem eletromagnética em funcionamento de norte-sul é indicada através do mapa. Estações receptoras 12, 13, 14, 15 e 16 são colocadas na parte do perfil através dos limites do norte da formação contendo óleo deste perfil. As estações receptoras 111 são colocadas nas partes do perfil através dos iimites do sul da formação contendo óleo deste perfil. Através das partes centrais do perfil através da formação contendo petróleo do campo de Grane não são colocados receptores. A Fig. 5b é uma plotagem de magnitude elétrica normalizada, como recebida em um único receptor, Rxl2, para uma frequência transmitida de 0,25 Hz. A curva-“d’água” e a curva-“HC” mostram uma pequena porém significativa diferença entre 4 e cerca de 7 km nestes dados reais. A Fig. 5c mostra um plotagem resumo da magnitude elétrica normalizada para todos os receptores. A abscissa é em metros. Os receptores 1-16 são indicados ao longo da abscissa e correspondem à linha de perfil mostrada na Fig. 5a. Nesta plotagem, a magnitude elétrica normalizada para um deslocamento de fonte-receptor particular é colhida de cada registro das estações Rxl-Rxl6. O deslocamento para o valor de campo normalizado colhido é de 5 km. É admitido que o registro de deslocamento de 5 km indica um valor de propriedade elétrica da formação contendo petróleo potencial em metade da distância de deslocamento, isto é, 2,5 km. A direção de rebocamento desta figura é do início do contorno ao norte, isto é, à direita da estação receptora 16 na Fig, 5c e em direção à esquerda na Fig. 5c. Assim, o valor colhido de “reboque para dentro” a 5 km para a estação Rx4 é plotado 2,5 km à frente da estação Rx4 e o valor de “reboque para fora” a 5 km para a estação Rx4 é plotado 2,5 km após a estação Rx4. Há uma pequena redução dos valores de amplitude plotados para os pontos residindo dentro do contorno do campo de petróleo de Grane indicado na Fig. 5c, porém valores baixos são encontrados também para as plotagens colhidas de “reboque para dentro” para a estação 12, 14, 15 e 16 para o norte do contorno de campo de Grane, que podem ser devidos a aumento da espessura da formação de giz subjacente ou óleo não descoberto ao norte do presente contorno do campo de Grane. Por favor, observe-se que há uma diferença para o valor colhido de 5 km normalizado elétrico de reboque para dentro e de reboque para fora, particularmente significante para, p. ex., a estação receptora Rx8. Na perna confinada ao sul de reboque para fora de Rx8, o transmissor está acima da parte contendo mar da formação de reservatório e o valor de 5 km resultante é de cerca de 1,04. Outros deslocamentos que não 5 km podem ser usados para selecionar o valor. A Fig. 6a é um mapa de levantamento topográfico para dois contornos de registro de leito do mar elétricos, conduzidos através do campo de grane em 2004. A linha 1 tem uma direção mais ou menos norte - sul com os receptores RxOI a Rx07 e a Linha 2 é NNE-SSW com os receptores Rx08 a Rxl2. A estação receptora Rx04 está no ponto de travessia entre a Linha 1 e a Linha 2. A Fig. 6b é similar à Fig. 5c, porém, para um levantamento topográfico feito em 2004 para a Linha de reboque 2, como indicado na Fig. 6a. A Fig. 6 mostra uma plotagem resumo de magnitude elétrica normalizada para todos os receptores ao longo da Linha 2. A abscissa é em metros. Os receptores Rx08, Rx09 e RxlO são indicados ao longo da abscissa e correspondem à linha de contorno mostrada na Fig. 5a. Nesta plotagem, a magnitude elétrica normalizada para um deslocamento de fonte-receptor particular é colhida de cada registro das estações Rx08, Rx09, Rx04 e RxlO. O deslocamento de fonte-receptor para os valores de campo normalizados colhidos é de 7 km e os valores são plotados a meio-caminho, 3,5 km do receptor c 3,5 km do transmissor. E indicado nas colunas sombreadas entre 7 e 13 km e entre 15 e 17,5 km onde o reservatório de petróleo hidro estimado se estende. Neste levantamento é usado um pulso quadrado de frequência de transmissor muito baixa de 0,02 Hz. Nesta plotagem, os componentes de onda harmônicos 3*f e 5*f foram analisados. As plotagens normalizadas de harmônicos tanto 3*f como 5*f exibem uma relação de sinal muito mais distinta, variando entre cerca de 1,06 e 1,10 na transição entre a formação contendo petróleo na estação Rx09 até entre cerca de 1,22 e 1,30 ao SW da estação RxlO próximo do meio da formação contendo petróleo. Este resultado do levantamento de 2004, usando-se um pulso quadrado de 0,02 Hz, indica mais distintivamente a presença de petróleo dentro da formação do reservatório do que no levantamento de 2003, empregando-se uma freqüência de onda de 0,25 Hz, Outra diferença é que a relação é acima da unidade para a ultra-baixa freqüência de 0,02 Hz usada, em comparação com a relação de unidade abaixo, para a freqüência de onda de 0,25 Hz usada. A Fig. 6c é uma plotagem de magnitude elétrica como recebida no único receptor, RxlO, da linha 2 do levantamento de 2004 de Grane. O sinal transmitido é um pulso quadrado tendo uma freqüência fundamental de f = 0,02 Hz e, assim, o sinal emitido contém freqüências harmônicas 3*f, 5*f, 7*f e assim em diante. A estação RxlO é situada acima de uma parte contendo óleo do reservatório. As curvas são também comparadas com um sinal registrado em uma estação de referência fora do reservatório, que pode ser usada para normalização. A faixa medida exibida é em metros de deslocamento de 3000 m a 12.000 m para a estação RxlO e de 3000 m para cerca de 8000 m para a estação de referência. O eixo das ordenadas é em amplitude registro do sinal recebido normalizado-fonte, de 10 ’ V/Am a 10’ V/Am . Mesmo sem normalizar os sinais recebidos, o sinal de freqüência fundamental recebida f = 0,02 Hz e os harmônicos ímpares filtrados 3*f=0,06 Hz e 5*f=0,10 Hz claramente exibem uma resposta que é genericamente superior do que o sinal da estação de referência. Além de 8000 m nenhum sinal de referência para comparação foi plotado. A f=0,02 Hz do sinal “acima do óleo” através da parte contendo óleo da formação é distintivamente mais elevada do que o sinal de referência entre cerca de 5000 m e 8000 m. O sinal de f=0,02 Hz está até agora em concordância aproximada com a faixa cuja curva teórica de 0,025 Hz da Fig. 4a é acima da unidade normalizada. O 3*f=0,06 Hz está acima da curva de referência da Fig. 6c, entre 5.5 km e pelo menos 8 km deslocados, tambcm ficando em concordância aproximada com a curva modelada mais próxima de 0,05 Hz. A curva 5*f fica abaixo da curva de referência de cerca de 5,5 km e 6 km e acima da unidade entre cerca de 6 km e cerca de 7,7 km, não sendo inteiramente em acordo com a faixa deslocada dos dados modelados para 0,10 Hz, porém diferindo sigmficativamente do sinal “acima da água”.

REIVINDICAÇÕES

Claims (13)

1. Método para determinar as propriedades elétricas de uma formação contendo fluido de petróleo submarino (1) sob camadas geológicas de cobertura (2) de espessura s sob um fundo do mar (3) de um mar (4), caracterizado pelo fato de compreender as seguintes etapas: * dispor uma ou mais antenas transmissoras (9) em dito mar (4) e dispor um ou mais receptores eletromagnéticos (S) em dito mar (4), dito mar tendo uma profundidade de mar rasa (d) de cerca de 50 metros a cerca de 350 metros; * utilizar ditos sinais eletromagnéticos (10) transmissores de antena de transmissor (9) de um ou mais pulsos (11) tendo muito baixa ffeqüência entre cerca de 0,01 Hz e cerca de 0,10 Hz; * utilizar ditas antenas de receptor (8), tendo um deslocamento de dito transmissor (9), para receber sinais eletromagnéticos propagados (12), devidos a ditos sinais eletromagnéticos emitidos (10); * analisar um ou mais componentes de ditos sinais recebidos (12) dos receptores (8) tendo deslocamentos entre cerca de 1 km e cerca de 12 km, quer ditos sinais (12) difiram signifícativamente de um correspondente sinal que ocorrería de uma formação contendo água (1), indicando uma formação contendo fluido petróleo (1).

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ditos pulsos (12) de sinal transmitido (10) compreendem genericamente sinais quadrados.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ditos sinais (10) terem um comprimento de onda (/) de mais do que 5 vezes dita espessura (s) de ditas camadas de cobertura (2).

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ditos receptores (8) serem dispostos em dito fimdo do mar (3).

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de dito transmissor (9) ser rebocado em dito mar (4).

6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de dito transmissor (9) ser rebocado em dito fundo do mar (3).

7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ditos receptores (8) serem rebocados em dito mar (4).

8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de dito(s) receptores (8) serem rebocados em dito fundo do mar (3).

9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de dita análise ser feita com respeito à amplitude de ditos sinais detectados (12).

10. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ditos pulsos de sinal transmitidos (11) serem geralmente pulsos quadrados, compreendendo pelo menos ondas harmônicas de freqüência 3*f sendo detectável em ditos deslocamentos.

11. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de utilizar uma antena de transmissor (9) tendo um comprimento de cerca de 50 m a cerca de 500 m, preferivelmente de cerca de 100 m a cerca de 300 m.

12. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de utilizar uma antena de transmissor (9) contendo uma corrente elétrica de cerca de 80 A a cerca de 2000 A, preferivelmente na faixa de 100 A a 1000 A.

13. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de utilizar uma antena transmissora (9), tendo um produto equivalente de corrente (1) vezes comprimento (L) na direção horizontal de cerca de 400 Am a cerca de 1000000 Am, preferivelmente na faixa de 10000 Am a 30000 Am.