EA011108B1 - Способ пространственной интерпретации электромагнитных данных с использованием множества частот - Google Patents
Способ пространственной интерпретации электромагнитных данных с использованием множества частот Download PDFInfo
- Publication number
- EA011108B1 EA011108B1 EA200701907A EA200701907A EA011108B1 EA 011108 B1 EA011108 B1 EA 011108B1 EA 200701907 A EA200701907 A EA 200701907A EA 200701907 A EA200701907 A EA 200701907A EA 011108 B1 EA011108 B1 EA 011108B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- resistivity
- shallow
- data
- electromagnetic
- frequency
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 claims abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 7
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 34
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 2
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000012216 screening Methods 0.000 claims 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 abstract 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 102100023817 26S proteasome complex subunit SEM1 Human genes 0.000 description 1
- 102100025248 C-X-C motif chemokine 10 Human genes 0.000 description 1
- 101000684297 Homo sapiens 26S proteasome complex subunit SEM1 Proteins 0.000 description 1
- 101000873438 Homo sapiens Putative protein SEM1, isoform 2 Proteins 0.000 description 1
- 101100222379 Rattus norvegicus Cxcl10 gene Proteins 0.000 description 1
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 1
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002500 effect on skin Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000000892 gravimetry Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 102220036542 rs144706057 Human genes 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/12—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation operating with electromagnetic waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/08—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation operating with magnetic or electric fields produced or modified by objects or geological structures or by detecting devices
- G01V3/083—Controlled source electromagnetic [CSEM] surveying
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/38—Processing data, e.g. for analysis, for interpretation, for correction
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Design And Manufacture Of Integrated Circuits (AREA)
- Internal Circuitry In Semiconductor Integrated Circuit Devices (AREA)
- Radar Systems Or Details Thereof (AREA)
Abstract
Способ для устранения эффектов мелкоглубинных структур удельного сопротивления в данных электромагнитной геологической съемки с получением низкочастотной карты аномального удельного сопротивления или альтернативного построения изображения структур удельного сопротивления на их правильных уровнях глубины. Способ включает в себя решение уравнений Максвелла для электромагнитного поля посредством либо прямого моделирования, либо решения обратной задачи и требует по меньшей мере двух множеств данных геологической съемки, одно берется на частоте источника, выбранной для проникновения на целевую глубину, а другое - на более высокой частоте, способной проникать только на небольшую глубину.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится в целом к области геофизической разведки, а более конкретно, к электромагнитной разведке. Конкретно, изобретение представляет собой способ интерпретации данных, собранных с помощью электромагнитных геологических съемок с управляемым источником для морских окружающих сред (когда управляемый электромагнитный передатчик буксируется над электромагнитными приемниками, зафиксированными на дне моря).
Уровень техники
При электромагнитной разведке с управляемым источником (С8ЕМ), электрические и магнитные поля, измеренные с помощью приемников, затем анализируются для определения электрического удельного сопротивления земных структур (подземных формаций) под поверхностью или под морским дном, поскольку удельное сопротивление, как известно, сильно связано с типом пор и их заполнением текучими средами. См., например, патент США № 6603313 автора 8гпка.
Объемное электрическое удельное сопротивление резервуаров часто значительно увеличивается, когда присутствуют углеводороды. Увеличение может составлять порядка от 100 до 1000%. Однако само по себе увеличение удельного сопротивления формации не может однозначно указывать на углеводороды. Например, карбонаты, вулканические породы и угли также могут иметь очень высокое удельное сопротивление. Тем не менее, пространственная корреляция высокого удельного сопротивления формации с потенциальными траппами, изображаемыми посредством сейсмических или сейсмически аттрибутированных данных, дает сильное доказательство присутствия нефти или газа и ценную информацию об их концентрациях.
Последние геологические съемки С8ЕМ показали, что мелкоглубинное удельное сопротивление в земле может экранировать электромагнитные отклики углеводородов с высоким удельным сопротивлением, которые находятся глубже в земле (ложный отрицательный оклик). Сходным же образом, мелкоглубинное удельное сопротивление может неправильно интерпретироваться, показывая присутствие более глубокого резервуара с высоким удельным сопротивлением (ложный положительный отклик).
Обычный способ интерпретации морских электромагнитных данных с управляемым источником (С8ЕМ) заключается в сравнении наблюдаемого электромагнитного отклика с заданным эталонным экспериментом на одной частоте (как правило, 1/4 Гц). Эталонный эксперимент, как предполагается, представляет фоновое удельное сопротивление; любые различия, видимые между наблюдаемыми данными в других положениях и эталонными данными, интерпретируются как аномалии удельного сопротивления (8. ЕШидкгий с1 а1. Т11С Ьеайшд Ейде 21, 972-982, Ос1. 2002). Частота выбирается для получения оптимального отклика аномалий удельного сопротивления на глубине резервуара. К сожалению, эта частота является также чувствительной к более мелкоглубинным аномалиям, и эти более мелкоглубинные аномалии могут скрывать за собой более глубокие аномалии (или приниматься за них по ошибке).
Например, фиг. 1 показывает аномалии удельного сопротивления из синтезированного примера морской геологической съемки С8ЕМ, где частота 1/4 Гц используется вместе с фоновым удельным сопротивлением 1 Ом-м. Эталонный эксперимент располагается в положении 4, в геологической синклинали, где обычно нет аномалии удельного сопротивления. Аномалии определяются по отношению к этому эталону. Если электромагнитный отклик, зарегистрированный в приемнике, является близким к данным, зарегистрированным в эталонном приемнике, символ треугольника изображается в положении приемника. Символ круга означает, что данные выглядят чуть более проводящими, чем эталон, а символ квадрата - что данные выглядят как имеющие чуть более высокое удельное сопротивление, чем эталон. Символы от ромба до шестиугольника и до звезды показывают в порядке увеличения аномальные свойства высокого удельного сопротивления по отношению к эталонному приемнику. Физикогеографический объект 1 на карте аномалии соответствует очень мелкоглубинной аномалии удельного сопротивления при 6 Ом-м (канал, заполненный газом при низком насыщении). Более глубокое, но попрежнему относительно мелкоглубинное нефтяное поле (аномалия 40 Ом-м) видно как 2, но более глубокое главное поле 3 полностью перекрывается накладываемым сверху отпечатком мелкоглубинной аномалии.
Примечание: в реальной практике цветовая шкала предпочтительно использовалась бы для изображений различий удельного сопротивления.
Специалистам в данной области техники хорошо известно, что глубина проникновения электромагнитных данных зависит от частоты сигнала. Амплитуда данных ослабляется до 1/е (е представляет собой основание натуральных логарифмов) на расстоянии δ=503 (К./Г)1'2. где Я представляет собой удельное сопротивление в Ом-м, Г представляет собой частоту в герцах и δ представляет собой глубину скин-слоя в метрах. Высокочастотные электромагнитные данные быстро ослабляются с расстоянием от источника и не являются чувствительными к глубоким аномалиям. Низкочастотные данные ослабляются меньше и могут проникать глубже. Они чувствительны как к мелкоглубинной, так и к глубокой структуре удельного сопротивления. См., например, Ке11ег, Ο.Υ. алй ЕгйскпесйЕ Е.С., Е1ес1пса1 Ме1йоЙ8 ίη Сеорйумса!
- 1 011108
Ртокресбпд, Регдатоп Ргс55. 90-196 апб 299-353 (1966); 01т, М.С., Е1ес1готадпебс 8са1тд Мобе1 81ибу οί Эна1 Ггес.|непсу ЭШегепсщд ТесНшсще: М. 8с. (НеЖ, Со1огабо 8сНоо1 οί Мтек, Регдатоп Ргекк, Ν.Υ. (1981); КаиГтапп, А.А. апб Ке11ег, О.У., Егециепсу апб ТгапбегИ 8оипбшд5, Екеу1ет, Ν.Υ., ΧνΐΙ-ΧΧΙ, 213314, 411-450, 621-678 (1983); В.К 8р1е5, Сеорйуыск 54, 872-888 (1989); 2Мапоу, М.8, апб Ке11ег, Ο.ν., ТНе Сеое1ес1г1са1 МеИобк ш СеорНубса! Ехр1огабоп, Е18еу1ег, Ν.Υ., 347-450, 585-674, 692-701 (1994). Эти источники являются стандартными ссылками для специалистов в области электромагнетизма; однако они содержат немного информации об области исследования С8ЕМ в морской окружающей среде и ни один из них не учит, как определять эффекты более мелкоглубинных структур электрического удельного сопротивления на электромагнитные отклики мишеней более глубокого удельного сопротивления при морской геологической съемке С8ЕМ. Настоящее изобретение удовлетворяет эту потребность.
Сущность изобретения
В одном из вариантов осуществления настоящее изобретение представляет собой способ обработки данных для уменьшения экранирующих эффектов более мелкоглубинных структур удельного сопротивления на электромагнитную геологическую съемку подземной области, включающий в себя:
(a) выбор первого множества данных геологической съемки, генерируемых на первой частоте источника, причем упомянутая первая частота источника выбирается для проникновения только в упомянутые мелкоглубинные структуры удельного сопротивления;
(b) выбор второго множества данных геологической съемки, соответствующих второй частоте источника, более низкой, чем упомянутая первая частота источника, выявляя тем самым более глубоко лежащие структуры удельного сопротивления под поверхностной областью, так же как и упомянутые мелкоглубинные структуры удельного сопротивления;
(c) вычисление мелкоглубинной структуры удельного сопротивления посредством решения уравнений электромагнитного поля с использованием множества данных геологической съемки, генерируемых на первой частоте источника; и (б) использование вычисленной мелкоглубинной структуры удельного сопротивления и электромагнитных данных от второй геологической съемки для выявления отличий мелкоглубинного отклика от более глубокого отклика.
Этап (с) может осуществляться либо посредством прямого итерационного моделирования, либо посредством решения обратной задачи. Некоторые варианты осуществления, в которых этап (с) осуществляется посредством прямого моделирования, используют следующие этапы:
(a) допущение предположения о начальной мелкоглубинной структуре удельного сопротивления;
(b) вычисление теоретического электромагнитного отклика для геологической съемки при упомянутой первой частоте источника с использованием уравнений электромагнитного поля и предполагаемой мелкоглубинной структуры удельного сопротивления;
(c) сравнение вычисленного отклика с упомянутым первым множеством данных геологической съемки и (б) подбор предполагаемой мелкоглубинной структуры удельного сопротивления и повторение этапов (Ь)-(б) по потребности до тех пор, пока вычисленный отклик не совпадет с упомянутым первым множеством данных геологической съемки с заданным допуском.
При подходе к этапу (с) с использованием решения обратной задачи в некоторых вариантах осуществления мелкоглубинная структура удельного сопротивления предсказывается посредством решения обратной задачи для уравнений электромагнитных волн при упомянутой первой частоте источника для разрешения структуры удельного сопротивления, соответствующей требуемым параметрам и множеству электромагнитных данных от упомянутой первой геологической съемки.
В некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение дает двухмерную карту аномалии с устраненными или уменьшенными эффектами мелкоглубинного удельного сопротивления. Это достигается в некоторых вариантах осуществления посредством:
(a) вычисления теоретического электромагнитного отклика для геологической съемки на упомянутой второй частоте источника с использованием уравнений электромагнитного поля и вычисленной структуры мелкоглубинного удельного сопротивления и (b) сравнения вычисленного электромагнитного отклика со вторым множеством данных геологической съемки для удаления вкладов во второе множество данных геологической съемки, вызываемых мелкоглубинной структурой удельного сопротивления.
В других вариантах осуществления структура удельного сопротивления как функция глубины может генерироваться с разрешением, зависящим от числа и распределения частот источников, для которых доступны данные электромагнитных геологических съемок. Это достигается в некоторых вариантах осуществления посредством использования вычисленной мелкоглубинной структуры удельного сопротивления (полученной, как описано выше) и оцененной более глубокой структуры удельного сопротивления и посредством следования этапам:
(а) получения вычисленной мелкоглубинной структуры удельного сопротивления и дополнения этой модели удельного сопротивления оцененной более глубокой структурой удельного сопротивления с получением предполагаемой модели удельного сопротивления, перекрывающей мелкоглубинные и более
- 2 011108 глубокие области;
(b) вычисления теоретического электромагнитного отклика для геологической съемки на упомянутой второй частоте источника, с использованием уравнений электромагнитного поля и предполагаемой модели удельного сопротивления;
(c) сравнения вычисленного отклика с упомянутым вторым множеством данных геологической съемки и (б) подбора предполагаемой модели удельного сопротивления и повторения этапов (Ь)-(б) по потребности до тех пор, пока вычисленный отклик не придет в соответствие с упомянутым вторым множеством данных геологической съемки в пределах заданного допуска. Эта процедура обеспечивает модель удельного сопротивления с двумя зонами по глубине, соответствующими глубине скин-слоя для упомянутых первой и второй частот источника. Большее количество зон и лучшее разрешение может быть достигнуто посредством получения данных геологической съемки для дополнительных частот источника и повторения процедуры.
Краткое описание чертежей
Настоящее изобретение и его преимущества будут лучше поняты с помощью ссылок на следующее далее подробное описание и прилагаемые чертежи, в которых:
Фиг. 1 иллюстрирует глубокую аномалию удельного сопротивления, прикрытую мелкоглубинными аномалиями.
Фиг. 2 иллюстрирует такие же аномалии удельного сопротивления, как на фиг. 1, после обработки посредством способа по настоящему изобретению.
Фиг. 3 представляет собой блок-схему, показывающую первичные этапы одного из вариантов осуществления настоящего изобретения.
Фиг. 4 представляет собой блок-схему, показывающую, как решение обратной задачи может использоваться в способе по настоящему изобретению вместо прямого моделирования.
Настоящее изобретение будет описываться в связи с его предпочтительными вариантами осуществления. Однако до той степени, до которой следующее далее подробное описание является специфичным для конкретного варианта осуществления или конкретного использования настоящего изобретения, оно, как предполагается, является только иллюстративным и не должно рассматриваться как ограничивающее рамки настоящего изобретения. В противоположность этому оно, как предполагается, перекрывает все альтернативы, модификации и эквиваленты, которые могут быть включены в дух и рамки настоящего изобретения, как определяется прилагаемой формулой изобретения.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления
Настоящее изобретение представляет способ интерпретации электромагнитных данных при различных частотах каскадным образом. Оно последовательно использует ряд частот для определения влияния более мелкоглубинных структур электрического удельного сопротивления на электромагнитные отклики более глубоких мишеней удельного сопротивления при морских геологических съемках С8ЕМ. Оно уменьшает неоднозначность решения и увеличивает дискриминацию аномалий удельного сопротивления на различных глубинах. Оно может применяться как посредством прямого моделирования (один из вариантов осуществления показан на фиг. 3), так и посредством решения обратной задачи (один из вариантов осуществления показан на фиг. 4).
Высокочастотные данные (как правило, на частоте более чем 1,5 Гц) являются абсолютно чувствительными к мелкоглубинной структуре удельного сопротивления. (Из-за скин-эффекта высокочастотное излучение не может проникать за малые глубины). Обращаясь к блок-схеме на фиг. 3, потенциальные мелкоглубинные тела удельного сопротивления могут картироваться 302 по сейсмическим данным 301 или, если их нет, непосредственно по электромагнитным данным (не показано на фиг. 3). Начальная мелкоглубинная структура удельного сопротивления может быть получена из интерпретаций сейсмических данных посредством ассоциирования структуры удельного сопротивления с геологической структурой, идентифицируемой по сейсмическим данным метода отраженных волн, метода преломленных волн или прошедших волн, с последующим использованием одного или нескольких хорошо известных способов, таких как коррелирование сейсмического импеданса с электрическим удельным сопротивлением для определения значений удельного сопротивления в сейсмически идентифицированной структуре. Альтернативно, начальное мелкоглубинное удельное сопротивление оценивается предположительно или оно может быть оценено из данных каротажных кривых, если они доступны. Электромагнитный отклик модели 302 (фоновое удельное сопротивление и мелкоглубинные аномалии удельного сопротивления) генерируется 303 посредством таких кодов 1-мерного, 2-мерного или 3-мерного моделирования (фиг. 3 показывает 3-мерное), как продукты программного обеспечения, разработанные Соикотбит для Е1есйотадпеб8т Мобебид апб 1пуег8юп (СЕМ1, Ишуегайу о! Пай) или 8аиб1а Ναΐίοηαΐ ЕаЬогаФпек (Ые^таи О.А., А1итЬаидй Ό.Ε., Тйгее б1теи8юиа1 Е1ес1тотадиебс Мобебид апб 1пуег8юп оп Ма881уе1у Рага11е1 Сотри1ег8, 8апб1а Верой 8ΑΝΏ96-0582 8апб1а Ыабопа1 ЕаЬогаФпек, 1996). В основном эти методики, воплощенные в компьютерных программах или модулях для практического использования, берут входную информацию в форме положения источника, волнового пакета источника, положений приемников и электрического удельного сопротивления как функцию положения в подземной области, геологи
- 3 011108 ческая съемка которой производится, и решают уравнения Максвелла с получением соответствующих электрических и магнитных полей (иногда упоминаемых как электромагнитный отклик) в положениях приемников для каждого положения источника. Несмотря на сложные вычисления, специалист в данной области техники не потребует дополнительных инструкций для получения средств с целью их осуществления. Модулируемые высокочастотные данные сравниваются 305 с наблюдаемыми высокочастотными электромагнитными данными 304 (реальные данные). Мелкоглубинное удельное сопротивление в модели 302 может затем уменьшаться или увеличиваться для лучшей подгонки к реальным данным. Цикл от 302 до 305 повторяется до тех пор, пока не будет достигнуто удовлетворительное согласие между моделируемыми и реальными данными. Для уменьшения неоднозначности решения является предпочтительным использовать настолько много данных, насколько это возможно: электрические и магнитные поля данных оп-йпе (приемники находятся очень близко к линии буксировки передатчика) и данных о££-1ше (приемники находятся вне линии буксировки передатчика).
После достижения хорошего согласия 305 между моделируемыми и реальными данными на высокой частоте моделируется соответствующая модель удельного сопротивления 306 на следующем множестве низких частот. В соответствии с настоящим изобретением это моделирование 307 производит эталонные электромагнитные данные для сравнения с реальными низкочастотными данными 308. Любое расхождение соответствует истинной, более глубокой аномалии удельного сопротивления (т.е. такой, которая иногда не может быть объяснена посредством мелкоглубинной геологии) и может изображаться в виде графика на карте аномалии 309, такой как фиг. 2. Картирование аномалии 309 при более низкой частоте является при этом значимым. Фиг. 2 показывает данные фиг. 1 после применения способа по настоящему изобретению, т.е. после того, как вычисленный мелкоглубинный вклад удаляется из наблюдаемых электромагнитных данных. Карта аномалии фиг. 2 показывает протяженность более глубоких нефтяных полей 3 (теперь показанных посредством символов шестиугольников и ромбиков), в то время как отпечаток более мелкоглубинной неэкономичной аномалии 1 удаляется. Нефтяное поле 2 на промежуточной глубине (оно является слишком глубоким, чтобы рассматриваться как мелкоглубинная аномалия, и не включается в модель 306) по-прежнему видно. Этот процесс подбора мелкоглубинного удельного сопротивления, сначала, и моделирование результата на низкой частоте для интерпретации реальных низкочастотных данных драматически улучшает картирование более глубоких аномалий, по сравнению с тем, которое было бы получено при устранении цикла от 302 до 305 и простого просмотра низкочастотной информации (фиг. 1, обычный способ интерпретации электромагнитных данных).
Как на фиг. 1, так и на фиг. 2 амплитудные данные на низкой частоте масштабируются посредством эталонных данных. Это масштабирование представляет собой то, как экранирующий эффект мелкоглубинной аномалии 1 удаляется в конкретном варианте осуществления настоящего изобретения, которое дает карту аномалии на фиг. 2. В этом варианте осуществления масштабирование осуществляют посредством деления наблюдаемой амплитуды 308 в данном положении х, у на амплитуду 307, моделируемую в этом же положении. Помимо простого деления, другие пути для масштабирования к эталону будут очевидными для специалиста в данной области техники. При обычном подходе на фиг. 1 эталонная амплитуда, когда измеренные данные делятся для их масштабирования, представляет собой измерение, берущееся в одном положении, т.е. эталонный сигнал, как предполагается, представляет собой постоянный фон и не зависит от положения. Таким образом, на обоих чертежах числа, представленные различными символами, являются безразмерными. Если должна использоваться цветовая шкала вместо различных символов для представления удельного сопротивления на фиг. 1 и 2, красный цвет может выбираться для индикации того, что реальные данные соответствуют гораздо большему удельному сопротивлению, чем эталонное. Специалист по работе С8ЕМ поймет, как определить, если измеренные данные указывают на большее или меньше удельное сопротивление, чем соответствующее эталонное. В основном больший сигнал предполагает меньшее ослабление, соответствующее большему удельному сопротивлению. Желтый цвет мог бы означать удельное сопротивление более высокое, чем эталонное, но меньшее, чем для красного цвета. Голубой цвет мог бы указывать на удельное сопротивление, меньшее, чем эталонное. Например, область вблизи соляных куполов с отложениями, насыщенными солью, может демонстрироваться цветом до голубого. Белый цвет мог бы выбираться для индикации того, что отношение измеренной амплитуды к эталонной амплитуде составляет приблизительно единицу; т.е. наблюдаемые данные являются такими же, как эталонные данные, и аномалии удельного сопротивления нет. Другие цвета могли бы дополнить диапазон амплитуд удельного сопротивления, как индицировалось бы на цветовой шкале чертежей. Одинаковая калибровка используется для шкалы удельного сопротивления, как на фиг. 1, так и на фиг. 2, хотя это не предполагает, что количественные определения должны делаться по фиг. 2. Мелкоглубинная структура 1 частично перекрывается с более глубокой структурой 2 на картированном виде (структура 2 глубже). Каждая из структур имеет удельное сопротивление и показывается символами шестиугольников, используя эталон фиг. 1. Но на фиг. 1 аномалия (шестиугольники) в общей области вызывается как мелкоглубинной структурой 1, так и более глубокой структурой 2. На фиг. 2 вклад мелкоглубинных удельных сопротивлений (т. е. структуры 1) удаляется, оставшаяся аномалия вызывается более глубокими сопротивлениями. Аномалия по-прежнему показывается шестиугольниками, поскольку структура 2 имеет очень высокое удельное сопротивление (гораздо большее удельное сопро
- 4 011108 тивление, чем структура 1).
Однако фиг. 2 представляет собой только двухмерную карту. Сравнивая фиг. 2 с фиг. 1, можно сделать вывод, что тело удельного сопротивления 3 лежит глубже, чем тело удельного сопротивления 1, но фиг. 2 не предсказывает, насколько глубокой является аномалия 3. На фиг. 2 нефтяное поле 3 выглядит меньше, чем поле 2, в то время как на самом деле оно гораздо больше. Поскольку оно глубже, его электромагнитный отклик меньше. Способ по настоящему изобретению может обойти картирование аномалии 309, которое дает такую карту, как фиг. 2, и оценить протяженность, глубину и величину удельного сопротивления в глубоких аномалиях, т.е. можно оценить полный 3-мерный объем удельного сопротивления, что объясняет реально наблюдаемые данные на всех частотах. Более глубокая сейсмическая интерпретация 310 может использоваться для построения геометрии более глубоких тел удельного сопротивления 311 способом, подобным тому, который описывается в связи с этапами 301 и 302 (мелкоглубинная структура удельного сопротивления 306 представляет собой результат высокочастотного итерационного анализа). Начальное удельное сопротивление в глубоких потенциальных аномалиях может, как правило, предварительно оцениваться из контроля региональных скважин, но информация от скважин не является необходимой. Моделируемые низкочастотные данные 312 сравниваются 313 с наблюдаемыми низкочастотными данными 308. Затем значения глубокого удельного сопротивления подбираются для лучшей подгонки к реальным данным. Цикл от 311 до 313 повторяется до тех пор, пока не будет получено хорошее согласие между моделируемыми и реальными данными. После этого конечная структура удельного сопротивления 314 представляет собой хорошее объяснение наблюдаемых данных.
Если доступны очень низкие частоты источников, способ может повторяться для все более низких частот и более глубоких мишеней, но двухэтапный способ является, как правило, достаточным, принимая во внимание узкую полосу частот волновых пакетов современных источников С8ЕМ. Этот способ напоминает послойные подходы в сейсмологии и гравиметрии, но физика и управляющие уравнения являются совершенно иными.
Описанный выше подход к моделированию с продолжением в нижнее полупространство (прямое моделирование и сравнение моделируемых и реальных данных, которое осуществляется человекоминтерпретатором - смотри этапы 305 и 313) представляет собой требующий большого времени итерационный способ. Он может полностью автоматизироваться посредством 1-мерного, 2-мерного или 3-мерного решения обратной задачи. Как правило, анализ проб и ошибок циклов 302-305 и 311-313 (фиг. 3) осуществляется автоматически. Относительно кодов решения обратной задачи, см., например, №\ушап Ο.Ά., А1итЬаидй Ό.Ε., Тйгее б1теи8юиа1 Е1ес1готадиейс Мобейид апб 1иуег8юи оп Ма551ус1у Рага11е1 Сотри1ег8, 8аиб1а Керой 8ΑΝΏ96-0582 8аиб1а Ναΐίοηαΐ ЬаЬога1ог1е8, 1996. Для уменьшения неоднозначности решения рекомендуется использовать настолько большое количество информации, насколько возможно (электрические и магнитные поля, приемники вблизи линии передатчика и приемники вдали от линии передатчика). Как и при прямом моделировании, решение обратной задачи может осуществляться в одном, двух или трех измерениях; блок-схема на фиг. 4 показывает 3-мерное решение обратной задачи, которое дает наилучшие результаты, но требует наибольшего времени и является дорогостоящим.
Реальные высокочастотные данные 401 сначала подвергаются анализу с решением обратной задачи 402 для оценки мелкоглубинной структуры удельного сопротивления 403 (как правило, до 2 или 3 глубин скин-слоя для высокочастотных данных на самой низкой частоте). Специалист в данной области техники заметит, что методика решения обратной задачи 402, которая воплощается в программном обеспечении или модуле для практического использования, решает задачу, обратную по отношению к той, которая решается модулем или программой для прямого моделирования этапов 303. Другими словами, она решается для получения исходных переменных (структуры удельного сопротивления) 303 в терминах выходных величин (компонентов электрического и магнитного поля как функции положения).
Полученная модель мелкоглубинного удельного сопротивления 403 затем используется как исходная модель или ограничение для решения обратной задачи низкочастотных данных 404. Низкочастотное решение обратной задачи 405 осуществляется в более глубоком окне, чем высокочастотное решение обратной задачи (т.е. мелкоглубинная структура 403 не имеет возможности для изменения), хотя некоторое перекрывание может быть предпочтительным (как правило, от половины до одной глубины скин-слоя на самой низкой из высоких частот). Решение обратной задачи приводит к получению 3-мерной модели удельного сопротивления 406, которая может демонстрировать некоторую негеологическую шероховатость на границе между окнами решения обратной задачи. Необязательно, можно осуществлять конечное решение обратной задачи 407 как для высокочастотных 401, так и для низкочастотных 404 данных, чтобы быть уверенным, что конечная модель удельного сопротивления 408 согласуется со всеми данными. Поскольку исходная модель 406 должна быть близка к конечному решению, этот конечный этап обычно является быстрым. Специалист в данной области техники поймет, что решение обратной задачи 402, 405, и 407 должно осуществляться с помощью численных методов, т.е. проб и ошибок. Т.е., если сначала догадаться, каким будет ответ, процесс пойдет быстрее. Однако ключевой момент заключается в том, что итерационные циклы, осуществляемые посредством алгоритма решения обратной задачи (не показан на фиг. 4), могут удовлетворительно осуществляться без вмешательства человека, что невозможно в случае
- 5 011108 этапов 305 и 313, и при последующем подборе структуры удельного сопротивления в варианте осуществления настоящего изобретения с прямым моделированием. Для простоты объяснения способ по настоящему изобретению описывается для варианта осуществления, в котором используются два множества частот: множество более низкочастотных данных и множество более высокочастотных данных. Однако, если регистрируемый спектр частот является достаточно широким, цикл решения обратной задачи 404-406 может запускаться вновь при еще более низких частотах. Самый широкий возможный для получения спектр частот является предпочтительным для уменьшения неоднозначности картины распределения удельного сопротивления по глубине, полученной с помощью решения обратной задачи. Как правило, волновой пакет источника С8ЕМ имеет ширину полосы примерно в одну декаду, т.е. самый высокочастотный компонент (в его Фурье-разложении), имеющий значимую соответствующую амплитуду, будет иметь частоту примерно 10хчастоту самого низкочастотного компонента. Для получения более широкой полосы частот (обогащенной более низкими или более высокими частотами) с помощью имеющихся источников геологическая съемка должна повторяться несколько раз с различными волновыми пакетами. Экономика представляет собой ограничивающий фактор относительно того, сколько раз может повторяться геологическая съемка для различных целевых интервалов по глубине.
Вышеприведенное описание направлено на конкретные варианты осуществления настоящего изобретения для целей его иллюстрации. Однако специалисту в данной области техники будет ясно, что возможно множество модификаций и вариаций вариантов осуществления, описанных здесь. Все такие модификации и вариации, как предполагается, находятся в рамках настоящего изобретения, как определено прилагаемой формулой изобретения.
Claims (13)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ обработки данных для уменьшения экранирующих эффектов мелкоглубинных структур удельного сопротивления на электромагнитную геологическую съемку подземной области, включающий в себя:(a) выбор первого множества данных геологической съемки, генерируемых на первой частоте источника, причем упомянутая первая частота источника выбирается для проникновения только в упомянутые мелкоглубинные структуры удельного сопротивления;(b) выбор второго множества данных геологической съемки, соответствующих второй частоте источника, более низкой, чем упомянутая первая частота источника, выявляя, тем самым, более глубоко лежащие структуры удельного сопротивления подземной области, так же как и упомянутые мелкоглубинные структуры удельного сопротивления;(c) вычисление мелкоглубинной структуры удельного сопротивления посредством решения уравнений электромагнитного поля с использованием множества данных геологической съемки, генерируемых на первой частоте источника; и (ά) использование вычисленной мелкоглубинной структуры удельного сопротивления и электромагнитных данных от второй геологической съемки для выявления отличий мелкоглубинного отклика от более глубокого отклика.
- 2. Способ по п.1, в котором мелкоглубинная структура удельного сопротивления предсказывается посредством:(a) допущения предположения о начальной мелкоглубинной структуре удельного сопротивления;(b) вычисления теоретического электромагнитного отклика для геологической съемки на упомянутой первой частоте источника с использованием уравнений электромагнитного поля и предполагаемой мелкоглубинной структуры удельного сопротивления;(c) сравнения вычисленного отклика с упомянутым первым множеством данных геологической съемки и (ά) подбора предполагаемой мелкоглубинной структуры удельного сопротивления и повторения этапов (Ь)-(б) по потребности до тех пор, пока вычисленный отклик не совпадет с упомянутым первым множеством данных геологической съемки с заданным допуском.
- 3. Способ по п.1, в котором отличия мелкоглубинного отклика от более глубокого отклика выявляются посредством:(a) вычисления теоретического электромагнитного отклика для геологической съемки на упомянутой второй частоте источника с использованием уравнений электромагнитного поля и вычисленной структуры мелкоглубинного удельного сопротивления и (b) сравнения вычисленного электромагнитного отклика со вторым множеством данных геологической съемки для удаления вкладов во второе множество данных геологической съемки, вызываемых мелкоглубинной структурой удельного сопротивления.
- 4. Способ по п.2, в котором начальная мелкоглубинная структура удельного сопротивления получается из интерпретации сейсмических данных посредством ассоциирования упомянутой структуры удельного сопротивления с геологической структурой, идентифицируемой по сейсмическим данным метода отраженных волн, метода преломленных волн или прошедших волн, с последующей оценкой значе- 6 011108 ний удельных сопротивлений в сейсмически идентифицируемой структуре посредством коррелирования с сейсмическим импедансом.
- 5. Способ по п.1, в котором мелкоглубинная структура удельного сопротивления предсказывается посредством решения обратной задачи для уравнений электромагнитных волн на упомянутой первой частоте источника с получением решения для структуры удельного сопротивления, соответствующей заданным параметрам и множеству электромагнитных данных от упомянутой первой геологической съемки.
- 6. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя вычисления зависящей от глубины структуры удельного сопротивления для упомянутой подземной области из упомянутой вычисленной мелкоглубинной структуры удельного сопротивления и оцененной более глубокой структуры удельного сопротивления; при этом упомянутая зависящая от глубины структура удельного сопротивления содержит по меньшей мере две зоны по глубине, соответствующих глубине скин-слоя на упомянутых первой и второй частотах источника.
- 7. Способ по п.6, в котором упомянутое вычисление зависящей от глубины структуры удельного сопротивления включает в себя:(a) получение вычисленной мелкоглубинной структуры удельного сопротивления и дополнение этой модели удельного сопротивления оцененной более глубокой структурой удельного сопротивления, с получением предполагаемой модели удельного сопротивления, перекрывающей мелкоглубинные и более глубокие области;(b) вычисление теоретического электромагнитного отклика для геологической съемки на упомянутой второй частоте источника, с использованием уравнений электромагнитного поля и предполагаемой модели удельного сопротивления;(c) сравнение вычисленного отклика с упомянутым вторым множеством данных геологической съемки и (б) внесение поправок в предполагаемую модель удельного сопротивления и повторение этапов (Ь)(б) по потребности до тех пор, пока вычисленный отклик не придет в соответствие с упомянутым вторым множеством данных геологической съемки в пределах заданного допуска.
- 8. Способ по п.6, в котором оцененная более глубокая структура удельного сопротивления получается из интерпретации сейсмических данных посредством ассоциирования упомянутой структуры удельного сопротивления с геологической структурой, идентифицируемой по сейсмическим данным метода отраженных волн, метода преломленных волн или прошедших волн, с последующей оценкой значений удельных сопротивлений в сейсмически идентифицируемой структуре посредством коррелирования с сейсмическим импедансом.
- 9. Способ по п.6, в котором зависящая от глубины структура удельного сопротивления вычисляется посредством решения обратной задачи для уравнений электромагнитных волн на упомянутой второй частоте источника с получением решения для структуры удельного сопротивления, соответствующей заданным параметрам и множеству электромагнитных данных от упомянутой второй геологической съемки.
- 10. Способ по п.6, дополнительно включающий в себя выбор третьего множества данных геологической съемки, соответствующего третьей частоте источника, и добавление третьей зоны по глубине к упомянутой вычисленной зависящей от глубины структуре удельного сопротивления, тем самым улучшая разрешение по глубине подземных структур удельного сопротивления.
- 11. Способ по п.10, дополнительно включающий в себя повторение упомянутого способа с добавлением по меньшей мере одной дополнительной зоны по глубине.
- 12. Способ по п.3, в котором вклады мелкоглубинной структуры удельного сопротивления удаляются из второго множества данных геологической съемки посредством использования вычисленного мелкоглубинного электромагнитного отклика с масштабированием второго множества данных геологической съемки от положения к положению.
- 13. Способ по п.12, в котором масштабированное множество данных второй геологической съемки изображается как функция латерального положения на карте с использованием цветовой шкалы для представления масштабированных данных.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US65925105P | 2005-03-07 | 2005-03-07 | |
| PCT/US2006/006148 WO2006096328A2 (en) | 2005-03-07 | 2006-02-23 | A method for spatially interreting electromagnetic data using multiple frequencies |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200701907A1 EA200701907A1 (ru) | 2008-06-30 |
| EA011108B1 true EA011108B1 (ru) | 2008-12-30 |
Family
ID=34956705
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200701907A EA011108B1 (ru) | 2005-03-07 | 2006-02-23 | Способ пространственной интерпретации электромагнитных данных с использованием множества частот |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7333893B2 (ru) |
| EP (1) | EP1864160A4 (ru) |
| CN (1) | CN101194184B (ru) |
| AU (1) | AU2006221027B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0607813A2 (ru) |
| CA (1) | CA2598286C (ru) |
| EA (1) | EA011108B1 (ru) |
| MA (1) | MA29347B1 (ru) |
| MX (1) | MX2007010868A (ru) |
| MY (1) | MY141180A (ru) |
| NO (1) | NO20073873L (ru) |
| WO (1) | WO2006096328A2 (ru) |
Families Citing this family (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8014988B2 (en) | 2006-04-06 | 2011-09-06 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Method for obtaining resistivity from controlled source electromagnetic data |
| US7504829B2 (en) * | 2006-10-24 | 2009-03-17 | Westerngeco L.L.C. | Methods and apparatus for subsurface geophysical exploration using joint inversion of steady-state and transient data |
| WO2008066628A1 (en) * | 2006-11-30 | 2008-06-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Electromagnetic imaging by four dimensional parallel computing |
| US8064287B2 (en) * | 2006-12-28 | 2011-11-22 | Rock Solid Images, Inc. | Method for interpreting seismic data and controlled source electromagnetic data to estimate subsurface reservoir properties |
| US8294466B2 (en) | 2007-06-14 | 2012-10-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Scaled plots of electromagnetic data |
| US7852087B2 (en) * | 2007-08-10 | 2010-12-14 | Schlumberger Technology Corporation | Removing effects of near surface geology from surface-to-borehole electromagnetic data |
| US20090150124A1 (en) * | 2007-12-07 | 2009-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Model based workflow for interpreting deep-reading electromagnetic data |
| US8532928B2 (en) | 2007-12-18 | 2013-09-10 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for improving surface electromagnetic surveys |
| CA2718784A1 (en) * | 2008-05-27 | 2009-12-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Layer stripping method |
| CA2733989C (en) | 2008-09-24 | 2017-09-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for subsurface electromagnetic mapping |
| GB2466764B (en) * | 2008-10-02 | 2013-03-27 | Electromagnetic Geoservices As | Method for enhanced subsurface electromagnetic sensitivity |
| US8812237B2 (en) | 2009-02-05 | 2014-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Deep-reading electromagnetic data acquisition method |
| US8706462B2 (en) * | 2009-12-31 | 2014-04-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for providing a physical property model |
| US20140058677A1 (en) | 2012-08-23 | 2014-02-27 | Westerngeco, L.L.C. | Method for processing electromagnetic data |
| US9611736B2 (en) | 2013-08-29 | 2017-04-04 | Saudi Arabian Oil Company | Borehole electric field survey with improved discrimination of subsurface features |
| CN104122590B (zh) * | 2014-07-31 | 2016-10-19 | 中国石油天然气集团公司 | 一种基于电磁勘探的油气检测方法及系统 |
| US10267945B2 (en) * | 2014-10-20 | 2019-04-23 | Schlumberger Technology Corporation | Use of transverse antenna measurements for casing and pipe detection |
| CN104698502A (zh) * | 2015-03-22 | 2015-06-10 | 山西煤炭进出口集团科技发展有限公司 | 由井出发的瞬变电磁勘探地形校正处理方法 |
| EP3294988A4 (en) * | 2015-05-11 | 2018-12-19 | Groundmetrics, Inc. | Electromagnetic data acquisition system for removing near surface effects from borehole to surface electromagnetic data |
| CN104991281B (zh) * | 2015-06-17 | 2017-10-13 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 一种煤层埋藏深度的探测方法和装置 |
| CN108593022B (zh) * | 2018-04-27 | 2019-09-10 | 合肥工业大学 | 一种基于微分干扰补偿的瞬态电磁流量变送器 |
| CA3148081A1 (en) * | 2019-07-21 | 2021-01-28 | Conocophillips Company | Obstacle detection systems and methods |
| CN110515129A (zh) * | 2019-08-08 | 2019-11-29 | 吉林大学 | 城市地下空间多线圈拖曳式偶极电磁探测装置及方法 |
| CN114764151B (zh) * | 2021-01-13 | 2023-06-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种大地电磁分频层析反演方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4070612A (en) * | 1976-06-02 | 1978-01-24 | Geonics Limited | Method and apparatus for measuring terrain resistivity |
| US5059907A (en) * | 1988-09-06 | 1991-10-22 | Amoco Corporation | Method for evaluating the water saturation of subterranean formations from dielectric permittivity measurements |
| US5666047A (en) * | 1995-10-05 | 1997-09-09 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Dielectric transformer |
| US5777476A (en) * | 1995-12-08 | 1998-07-07 | Papadopoulos; Konstantinos | Ground global tomography (CGT) using modulation of the ionospheric electrojets |
| GB2382875A (en) * | 2001-12-07 | 2003-06-11 | Univ Southampton | Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs |
| US6717411B2 (en) * | 2001-08-07 | 2004-04-06 | Statoil Asa | Electromagnetic method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs using refracted electromagnetic waves |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4617518A (en) * | 1983-11-21 | 1986-10-14 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for offshore electromagnetic sounding utilizing wavelength effects to determine optimum source and detector positions |
| US5666057A (en) * | 1996-02-29 | 1997-09-09 | Western Atlas International, Inc. | Method of skin effect correction and data quality verification for a multi-frequency induction well logging instrument |
| MY131017A (en) * | 1999-09-15 | 2007-07-31 | Exxonmobil Upstream Res Co | Remote reservoir resistivity mapping |
-
2006
- 2006-02-23 CA CA2598286A patent/CA2598286C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-02-23 MX MX2007010868A patent/MX2007010868A/es active IP Right Grant
- 2006-02-23 EP EP06735701A patent/EP1864160A4/en not_active Withdrawn
- 2006-02-23 EA EA200701907A patent/EA011108B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-02-23 BR BRPI0607813-3A patent/BRPI0607813A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2006-02-23 AU AU2006221027A patent/AU2006221027B2/en not_active Ceased
- 2006-02-23 WO PCT/US2006/006148 patent/WO2006096328A2/en active Search and Examination
- 2006-02-23 CN CN2006800064825A patent/CN101194184B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-02-23 US US11/360,303 patent/US7333893B2/en active Active
- 2006-03-06 MY MYPI20060928A patent/MY141180A/en unknown
-
2007
- 2007-07-24 NO NO20073873A patent/NO20073873L/no not_active Application Discontinuation
- 2007-09-26 MA MA30247A patent/MA29347B1/fr unknown
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4070612A (en) * | 1976-06-02 | 1978-01-24 | Geonics Limited | Method and apparatus for measuring terrain resistivity |
| US5059907A (en) * | 1988-09-06 | 1991-10-22 | Amoco Corporation | Method for evaluating the water saturation of subterranean formations from dielectric permittivity measurements |
| US5666047A (en) * | 1995-10-05 | 1997-09-09 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Dielectric transformer |
| US5777476A (en) * | 1995-12-08 | 1998-07-07 | Papadopoulos; Konstantinos | Ground global tomography (CGT) using modulation of the ionospheric electrojets |
| US6717411B2 (en) * | 2001-08-07 | 2004-04-06 | Statoil Asa | Electromagnetic method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs using refracted electromagnetic waves |
| GB2382875A (en) * | 2001-12-07 | 2003-06-11 | Univ Southampton | Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MA29347B1 (fr) | 2008-03-03 |
| CN101194184B (zh) | 2011-09-28 |
| CA2598286C (en) | 2014-01-14 |
| EP1864160A2 (en) | 2007-12-12 |
| MX2007010868A (es) | 2007-10-15 |
| US7333893B2 (en) | 2008-02-19 |
| BRPI0607813A2 (pt) | 2010-03-23 |
| AU2006221027A1 (en) | 2006-09-14 |
| EP1864160A4 (en) | 2012-11-21 |
| AU2006221027B2 (en) | 2010-12-16 |
| EA200701907A1 (ru) | 2008-06-30 |
| CA2598286A1 (en) | 2006-09-14 |
| CN101194184A (zh) | 2008-06-04 |
| WO2006096328A3 (en) | 2007-12-21 |
| MY141180A (en) | 2010-03-31 |
| US20060217889A1 (en) | 2006-09-28 |
| WO2006096328A2 (en) | 2006-09-14 |
| NO20073873L (no) | 2007-09-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA011108B1 (ru) | Способ пространственной интерпретации электромагнитных данных с использованием множества частот | |
| US9964654B2 (en) | Seismic attribute color model transform | |
| Zhao et al. | Characterizing a turbidite system in Canterbury Basin, New Zealand, using seismic attributes and distance-preserving self-organizing maps | |
| Li et al. | High-frequency anomalies in carbonate reservoir characterization using spectral decomposition | |
| US8760966B2 (en) | Joint interpretation of Rayleigh waves and remote sensing for near-surface geology | |
| CA2941158A1 (en) | Systems and methods for locating and imaging proppant in an induced fracture | |
| Thiel et al. | 2D reservoir imaging using deep directional resistivity measurements | |
| Fanavoll et al. | CSEM as a tool for better exploration decisions: Case studies from the Barents Sea, Norwegian Continental Shelf | |
| Zeng | Frequency-dependent seismic-stratigraphic and facies interpretation | |
| US8447521B2 (en) | Subsurface electrical conductivity contrast reconstruction using narrow-band electromagnetic data and fullwave imaging | |
| Nascimento et al. | High-resolution acoustic impedance inversion to characterize turbidites at Marlim Field, Campos Basin, Brazil | |
| Guo et al. | Hybrid seismic inversion based on multi-order anisotropic Markov random field | |
| Weymer et al. | Review of electromagnetic induction for mapping barrier island framework geology | |
| Aboud | Determination of sedimentary cover and structural trends in the Central Sinai area using gravity and magnetic data analysis | |
| de Oliveira Jr et al. | Enhancing stratigraphic, structural and dissolution features in GPR images of carbonate karst through data processing | |
| Tomecka-Suchoń | Ground penetrating radar use in flood prevention | |
| Xu et al. | Conditional stochastic inversion of common-offset ground-penetrating radar reflection data | |
| Hoversten et al. | Reexamination of controlled-source electromagnetic inversion at the Lona prospect, Orphan Basin, Canada | |
| Wang et al. | Velocity model estimation of karstic fault reservoirs using full-waveform inversion accelerated on graphics processing unit | |
| CN111971586A (zh) | 地震速度衍生的烃指示 | |
| Tschirhart et al. | Unconformity surface architecture of the northeast Thelon Basin, Nunavut, derived from integration of magnetic source depth estimates | |
| Sarris | Processing and Analysing Geophysical Data | |
| Silva Dias et al. | 2D gravity inversion of a complex interface in the presence of interfering sources | |
| Soltani et al. | Faults and fractures detection in 2D seismic data based on principal component analysis | |
| Teillet et al. | Seismic-based paleoenvironmental reconstructions of carbonate systems: Pitfalls, limitations and perspectives-Reply to the comments on “Development patterns of an isolated oligo-mesophotic carbonate buildup, early Miocene, Yadana field, offshore Myanmar” by Teillet et al.(2020), authored by Paumard et al.(2020) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |