ES2277246T3 - Metodo y aparato para determinar la naturaleza de yacimientos submarinos. - Google Patents

Abstract

Método para producir un informe de inspección de estratos subterráneos, que comprende: desplegar un transmisor de campo electromagnético (EM); desplegar una fuente sísmica prácticamente en la misma posición que el transmisor de campo EM; desplegar un receptor de campo EM a una distancia desplazada predeterminada respecto del transmisor; desplegar un receptor sísmico prácticamente en la misma posición que el receptor de campo EM; aplicar un campo EM a los estratos empleando el transmisor de campo EM; detectar la respuesta de campo ondulatorio EM empleando el receptor de campo EM; aplicar un evento sísmico a los estratos empleando la fuente sísmica prácticamente en la misma posición que el transmisor de campo EM; detectar la respuesta sísmica empleando el receptor sísmico prácticamente en la misma posición que el receptor de campo EM; analizar la respuesta de campo ondulatorio EM; analizar la respuesta sísmica y reconciliar las dos respuestas, con el fin de producir un informe sobre la presencia y naturaleza de los estratos.

Description

Método y aparato para determinar la naturaleza de yacimientos submarinos.

La presente invención se refiere a un método y aparato para detectar y determinar la naturaleza de yacimientos submarinos y subterráneos. La invención resulta particularmente adecuada para determinar si un yacimiento contiene hidrocarburos o agua, y también para detectar yacimientos con características particulares.

Normalmente, las técnicas más ampliamente utilizadas para inspección geológica, particularmente en situaciones submarinas, son los métodos sísmicos. Estas técnicas sísmicas son capaces de revelar la estructura de los estratos subterráneos con cierta exactitud. Sin embargo, si bien una inspección sísmica puede revelar la localización y forma de un yacimiento potencial, normalmente dicha técnica no revela la naturaleza del yacimiento.

Por tanto, la solución consiste en perforar un pozo en el yacimiento. Sin embargo, los costes implicados en la perforación del pozo en exploración tienden a ser del orden de £25m y puesto que la proporción de éxito es en general de 1 a 10 aproximadamente, dicha técnica consiste en una práctica muy costosa.

Por tanto, un objeto de la invención consiste en proporcionar un sistema para localizar un yacimiento subterráneo y para determinar su naturaleza con una mayor exactitud, sin necesidad de tener que abrir un pozo.

Los presentes solicitantes han podido apreciar que si bien las propiedades sísmicas de estratos rellenos de hidrocarburos y de los estratos rellenos de agua no se diferencian de manera importante, si difieren de hecho sus resistividades electromagnéticas. De este modo, mediante el uso de un método de inspección electromagnética, dichas diferencias pueden ser explotadas y el porcentaje de éxito a la hora de pronosticar la naturaleza de un yacimiento puede aumentar de manera importante.

En consecuencia, un método y aparato que incorporan estos principios constituyen la base de la solicitud de patente británica copendiente No. 0002422.4 de los presentes solicitantes.

Esta contempla un método para determinar la naturaleza de un yacimiento subterráneo cuya geometría y localización aproximadas son conocidas, que comprende: aplicar un campo electromagnético en tiempo variable a los estratos que contienen el yacimiento, detectar la respuesta del campo ondulatorio electromagnético, buscar en la respuesta del campo ondulatorio una componente que representa una onda refractada desde la capa de hidrocarburos, y determinar el contenido del yacimiento en base a la presencia o ausencia de una componente ondulatoria refractada por la capa de hidrocarburos.

También contempla un método para buscar un yacimiento subterráneo que contiene hidrocarburos, que comprende: aplicar un campo electromagnético en tiempo variable a los estratos subterráneos, detectar la respuesta del
campo ondulatorio electromagnético, buscar, en la respuesta del campo ondulatorio, una componente que
representa una onda refractada, y determinar la presencia y/o naturaleza de cualquier depósito identificado
tomando como base la presencia o ausencia de una componente ondulatoria refractada por la capa de hidrocar-
buros.

Además contempla un aparato para determinar la naturaleza de un yacimiento subterráneo cuya geometría y localización aproximadas son conocidas, o para buscar un yacimiento subterráneo que contiene hidrocarburos, comprendiendo el aparato: medios para aplicar un campo electromagnético en tiempo variable a los estratos que contienen el yacimiento; medios para detectar la respuesta del campo ondulatorio electromagnético; y medios para buscar, en la respuesta del campo ondulatorio, una componente que representa una onda refractada, con lo que se puede determinar así la presencia y/o naturaleza de un yacimiento.

Una onda refractada se comporta de modos diferentes, en función de la naturaleza del estrato en donde se propaga. En particular, las pérdidas de propagación en el estrato de hidrocarburos son mucho más bajas que en un estrato portador de agua, al tiempo que la velocidad de propagación es mucho mayor. De este modo, cuando está presente un yacimiento portador de petróleo y se aplica un campo EM, se puede detectar una onda refractada fuerte y que se propaga rápidamente. Por tanto, esto puede indicar la presencia del yacimiento o su naturaleza en el caso de que ya se conozca su presencia.

Las técnicas de inspección electromagnéticas son por sí mismas ya conocidas. Sin embargo, ellas no se utilizan ampliamente en la práctica. En general, los yacimientos de interés se encuentran aproximadamente a 1 km o más por debajo del fondo del mar. Con el fin de llevar a cabo la inspección electromagnética como una técnica única en estas condiciones, con cualquier grado de resolución razonable, se necesitan longitudes de ondas cortas. Desafortunadamente, dichas longitudes de ondas cortas padecen de una atenuación muy elevada. Las longitudes de ondas largas no proporcionan la resolución adecuada.

La WO 0214906 describe un método para determinar la naturaleza de yacimientos subterráneos empleando campos ondulatorios EM. Esta técnica se puede emplear en combinación con técnicas sísmicas.

Un objeto de la presente invención consiste en proporcionar un método y aparato para localizar e identificar yacimientos submarinos de un modo fiable, en particular, yacimientos de hidrocarburos, pero a un menor coste y con menores requisitos operativos.

De acuerdo con un aspecto de la invención, se proporciona un método para producir un informe de inspección de estratos subterráneos, que comprende: desplegar un transmisor de campo electromagnético (EM); desplegar una fuente sísmica prácticamente en la misma posición que el transmisor de campo EM; desplegar un receptor de campo EM a una distancia desplazada predeterminada respecto del transmisor; desplegar un receptor sísmico prácticamente en la misma posición que el receptor de campo EM; aplicar un campo EM a los estratos empleando el transmisor de campo EM; detectar la respuesta de campo ondulatorio EM empleando el receptor de campo EM; aplicar un evento sísmico a los estratos empleando la fuente sísmica prácticamente en la misma posición que el transmisor de campo EM; detectar la respuesta sísmica empleando el receptor sísmico prácticamente en la misma posición que el receptor de campo EM; analizar la respuesta de campo ondulatorio EM; analizar la respuesta sísmica y reconciliar las dos respuestas, con el fin de producir un informe sobre la presencia y naturaleza de los estratos.

Preferentemente, el método incluye la extracción y uso de información de fases y/o amplitudes a partir de las respuestas. Con preferencia, el método incluye identificar la componente de onda refractada de la respuesta de campo ondulatorio EM, identificar la componente de onda refractada de la respuesta sísmica y utilizar las dos componentes de ondas refractadas para producir el informe de inspección. Preferentemente, se utiliza la información de fases y/o amplitudes procedente de las dos componentes de ondas refractadas.

Con preferencia, el transmisor de campo EM comprende una antena dipolo eléctrica y el receptor de campo EM comprende una antena dipolo eléctrica.

Si bien las longitudes de ondas más largas aplicadas por técnicas electromagnéticas no pueden aportar información suficiente para proporcionar una indicación exacta de los límites de los diversos estratos, las mismas se pueden emplear para determinar la naturaleza de una formación identificada particular, en el caso de que las posibilidades respecto a la naturaleza de esa formación tengan características electromagnéticas que difieren de manera importante. La resolución no es particularmente importante y, de este modo, se pueden emplear longitudes de ondas más largas que no padecen de una excesiva atenuación.

Sin embargo, las técnicas de inspección sísmica pueden detectar los límites de estratos subterráneos con cierta precisión, pero no pueden identificar fácilmente la naturaleza de los estratos localizados. De este modo, mediante el uso de ambas técnicas se pueden combinar los resultados y se pueden identificar, con una mayor precisión, yacimientos potenciales portadores de hidrocarburos.

Las ondas electromagnéticas y sísmicas obedecen a ecuaciones ondulatorias básicas similares. De este modo, la respuesta ondulatoria armónica en el tiempo de una capa enterrada en un fondo uniforme (sobrecarga) se obtiene a partir de la misma teoría básica en los dos casos. La diferencia principal es que, en el caso electromagnético, existe un número de ondas complejas (constante de propagación) que dan lugar a la atenuación y dispersión (es decir, distorsión de impulsos en el dominio temporal).

Existen en general tres contribuciones a la señal resultante que corresponden a la propagación a lo largo de recorridos diferentes entre la fuente y el receptor: la señal directa, la señal reflejada y la señal refractada. La señal refractada es causada por un modo de guía-ondas de fuga que es excitado en la capa y, en el límite de una capa infinitamente gruesa, es transformada en una onda lateral u onda de cabeza que es propagada a lo largo de la interfase superior pero dentro de la capa.

En el caso electromagnético, la onda refractada solo es excitada fuertemente con las antenas dipolo del transmisor y receptor en línea. Como funciones de la distancia desplazada, tanto el retardo de fase como la amortiguación exponencial de esta onda únicamente dependerán de las propiedades de la capa, es decir, el espesor de la capa y el contraste de resistividad con respecto a la sobrecarga. En este caso, la onda directa es muy débil y, con una sobrecarga de baja resistividad, tanto la onda directa como la reflejada quedan amortiguadas fuertemente para grandes desplazamientos. Con una disposición paralela o transversal de las antenas dipolo, existe una onda directa más fuerte y una onda refractada mucho más débil, de manera que las contribuciones se observan principalmente a partir de las ondas directas y reflejadas.

Tanto la fase como la amplitud de la onda refractada depende del espesor y resistividad relativa de la capa y estas dependencias son expresadas por simples fórmulas matemáticas que pueden ser utilizadas para mediciones cuantitativas. Sin embargo, la amplitud también tiene una dependencia adicional del desplazamiento causada por la onda geométrica que se extiende por la capa. Por tanto, las mediciones de fase junto con las mediciones de amplitud proporcionarán la máxima información sobre la naturaleza de la capa. Se puede obtener información adicional mediante el registro en frecuencias diferentes y utilizando la dependencia conocida de la frecuencia de la fase y amplitud de la onda refractada.

Con ondas sísmicas P la situación es en general similar a las ondas electromagnéticas y las antenas en la configuración transversal: son principalmente las ondas directas y reflejadas las que contribuirán a ello. Esto es generalmente el caso cuando la capa contiene hidrocarburos gaseosos o líquidos. Sin embargo, con un material de capa sólido, puede darse una conversión de modo en las interfases (por ejemplo, de ondas P a ondas S y viceversa) en cuyo caso, por ejemplo, las ondas P procedentes de la fuente sísmica pueden excitar en la capa un modo de guía de ondas de fuga de ondas S. Este modo puede ser refractado entonces de nuevo a la sobrecarga como una onda P. Esta situación es análoga a excitación de la onda refractada con antenas en línea en el caso electromagnético; la principal diferencia es que ahora surge el contraste en las velocidades de ondas sísmicas, más que el contraste en la resistividad, lo que determina el desfasaje (y el tiempo de transporte asociado) de la onda sísmica refractada. Por tanto, se puede obtener una determinación más fiable de la naturaleza de un yacimiento subterráneo combinando el conocimiento de su respuesta sísmica y su respuesta electromagnética.

Como en el caso de las ondas electromagnéticas, se necesitan grandes desplazamientos con el fin de registrar las ondas sísmicas refractadas. En consecuencia, las dos técnicas se pueden combinar convenientemente en una inspección común en donde se llevan a cabo simultáneamente registros electromagnéticos y sísmicos. Si las antenas de registro electromagnético están en contacto con el fondo del mar, las mismas se pueden combinar con sistemas de registro sísmico 4C que permiten el registro de ambas ondas P y S.

Preferentemente, la antena del receptor y el receptor sísmico se instalan en la misma estructura, por ejemplo, en el plazo de 5 a 25 segundos entre sí, y se aplican simultáneamente el campo EM y el evento sísmico. Alternativamente, el campo EM y el evento sísmico se aplican en un modo casi secuencial, por ejemplo 5 a 25 segundos.

En un sistema preferido, la respuesta del campo ondulatorio EM y/o la respuesta sísmica se analizan para identificar la respectiva componente de onda refractada. Entonces, las dos componentes de ondas refractadas se emplean para determinar la presencia y naturaleza de los estratos. Con preferencia, el sistema incluye además la extracción y uso de la información de fase y/o amplitud a partir de las respuestas, más preferentemente a partir de las respuestas de las ondas refractadas. Preferentemente, la onda reflejada se identifica en la respuesta sísmica y la componente de la onda reflejada se emplea para identificar estratos subterráneos.

Por otro lado, el método puede incluir el despliegue de un receptor magnético en la misma posición que los otros receptores; la detección de una respuesta de campo magnético; y el uso de la respuesta de campo magnético en combinación con la respuesta de campo ondulatorio EM y la respuesta sísmica. Como con el campo eléctrico, la respuesta de campo magnético es causada tanto por la transmisión EM como por la señal magnetotelúrica que siempre está presente como un fondo de ruido.

La resistividad del agua de mar es de alrededor de 0,3 ohm-m y la de la sobrecarga por debajo del fondo del mar será habitualmente de 0,5 a 4 ohm-m, por ejemplo alrededor de 2 ohm-m. Sin embargo, la resistividad de un yacimiento de hidrocarburos es probablemente de alrededor de 20-300 ohm-m. En general, por tanto, la resistividad de una formación que porta hidrocarburos será de 20 a 300 veces mayor que la de formación que porta agua. Esta gran diferencia puede ser explotada empleando técnicas EM.

La resistividad eléctrica de un yacimiento de hidrocarburos es normalmente bastante mayor que la del material circundante (sobrecarga). Las ondas EM se atenúan más rápidamente y se desplazan más lentamente al interior de un medio de baja resistividad, en comparación con un medio de alta resistividad. En consecuencia, el yacimiento de hidrocarburos atenuará menos las ondas EM en comparación con una sobrecarga de menor resistividad. Por otro lado, la velocidad de las ondas EM será mayor en el interior del yacimiento.

De este modo, una antena de transmisor dipolo eléctrica en o cerca del fondo del mar induce campos y corrientes electromagnéticos EM en el agua de mar y en los estratos situados por debajo de la superficie. En el agua de mar, los campos EM son fuertemente atenuados debido a la alta conductividad en el entorno salino, mientras que los estratos situados por debajo de la superficie, con menos conductividad, causan una menor atenuación. Si la frecuencia es suficientemente baja (del orden de 1 Hz), la energía EM es capaz de penetrar profundamente en la superficie, y las capas geológicas profundamente enterradas que tienen una mayor resistividad eléctrica que la sobrecarga (como, por ejemplo, un yacimiento lleno de hidrocarburos) afectará a las ondas EM. Dependiendo del ángulo de incidencia y del estado de polarización, una onda EM incidente sobre una capa de alta resistividad puede excitar un modo de onda entubada (guiada) en la capa. El modo entubado es propagado lateralmente a lo largo de la capa y deja escapar energía de nuevo a la sobrecarga y receptores situados en el fondo del mar. En la presente solicitud, dicho modo de onda es referido como una "onda refractada".

La distancia entre la fuente EM y un receptor se conoce como el desplazamiento. Debido al hecho de que una onda refractada en una formación portadora de hidrocarburos se atenuará menos que una onda directa en agua de mar (o en la sobrecarga), para cualquier formación portadora de H/C determinada, existirá un desplazamiento crítico en el cual la onda refractada y la onda directa tendrán la misma intensidad de señal. Este puede ser habitualmente de alrededor de dos a tres veces mayor que la distancia más corta desde la fuente o receptor a la formación portadora de H/C. De este modo, cuando el desplazamiento es mayor que el desplazamiento crítico, las ondas EM radiales que son refractadas al interior del yacimiento y guiadas a través de este último, aportarán una contribución principal a la señal recibida. La señal recibida será de mayor magnitud y llegará antes (es decir, tiene menos variación de fase) en comparación con el caso en donde no existe depósito de HC. En muchos casos, el cambio de fase y/o cambio de magnitud registrados a distancias mayores que el desplazamiento crítico, se pueden emplear directamente para el cálculo de la resistividad del yacimiento. Además, la profundidad del yacimiento puede ser estimada a partir del desplazamiento crítico y/o de la pendiente de una curva que representa la variación de fase de señal registrada o la magnitud de la señal registrada como una función del desplazamiento transmisor-receptor. El desplazamiento fuente-receptor EM de mayor utilidad es habitualmente mayor que el "desplazamiento crítico". Para desplazamientos mayores que el desplazamiento crítico, un cambio en la pendiente de una curva que representa la variación de fase de la señal registrada o la magnitud de la señal registrada como una función del desplazamiento fuente-receptor, puede indicar los límites del yacimiento.

El desplazamiento se puede variar moviendo los receptores, o bien el transmisor y la fuente sísmica o incluso ambos. Alternativamente, el desplazamiento se puede mantener constante moviendo tanto el receptor como el transmisor y la fuente sísmica.

Las ondas electromagnéticas y sísmicas obedecen a ecuaciones básicas similares. Así, la respuesta de la onda armónica en el tiempo de una capa enterrada en un fondo uniforme (sobrecarga) se obtiene a partir de la misma teoría básica en los dos casos. La principal diferencia es que, en el caso electromagnético, existe un número de ondas complejas (constante de propagación) que da lugar a la atenuación y dispersión (es decir, distorsión de impulsos en el dominio temporal).

Si el desplazamiento entre el transmisor EM y el receptor EM es significativamente mayor que tres veces la profundidad de un depósito desde el fondo del mar (es decir, el espesor de la sobrecarga), podrá apreciarse que la atenuación de la onda refractada desde el yacimiento será frecuentemente menor que aquella de la onda directa y de la onda reflejada. El motivo de esto reside en el hecho de que el recorrido de la onda refractada será eficazmente la distancia entre el transmisor y el yacimiento, es decir, el espesor de la sobrecarga, más el desplazamiento a lo largo del yacimiento, más la distancia desde el yacimiento hasta los receptores, es decir, una vez de nuevo el espesor de la sobrecarga.

Si no está presente un yacimiento de H/C en la zona del transmisor y receptor EM, la respuesta de la onda detectada consistirá en una onda directa y posiblemente en una onda reflejada. Por tanto, resultará fuertemente atenuada y su fase cambiará rápidamente a medida que aumenta el desplazamiento.

Sin embargo, si está presente un yacimiento de H/C, existirá una componente de onda refractada en la respuesta de la onda, lo cual puede predominar. Debido a la mayor velocidad de fase (velocidad de la onda) en los estratos llenos de H/C, esto tendrá un efecto sobre la fase de la respuesta de la onda recibida.

Como una función del desplazamiento entre la fuente y el receptor, la fase de la onda refractada cambiará casi linealmente y de un modo mucho más lento que las fases de las ondas directa y reflejada y, puesto que estas últimas ondas son también mucho más fuertemente atenuadas a medida que aumenta el desplazamiento, existirá una transición desde una variación de fase rápida a una variación de fase lenta con una pendiente casi constante, indicando ello la presencia del yacimiento de H/C. Si el borde del yacimiento es atravesado, esta variación de fase lenta cambiará a una variación de fase rápida y resultará una fuerte atenuación. De este modo, para grandes desplazamientos, un cambio desde una variación de fase lenta y lineal a otra rápida, o viceversa, indicará los límites o contorno de un yacimiento de H/C.

Si se mantiene un desplazamiento constante entre el transmisor y el receptor al tiempo que se varía la posición de uno o ambos, la variación de fase registrada deberá ser constante en tanto en cuanto que sea constante la resistividad de los estratos situados por debajo de la superficie y entre la fuente y el receptor. Si se detecta un cambio en la variación de fase mientras se mueve el transmisor y/o receptor en un desplazamiento constante, esto indicará que uno de los instrumentos se encuentra próximo a los límites de un yacimiento de H/C.

La polarización de la transmisión de la fuente determinarán la cantidad de energía que se transmite a la capa portadora de petróleo en la dirección del receptor. Por tanto, el transmisor seleccionado es una antena dipolo. En general, es preferible adoptar un dipolo para el cual el momento de corriente, es decir el producto de la corriente y la longitud efectiva, es grande. En consecuencia, el dipolo del transmisor puede ser de 100 a 1.000 metros de longitud y puede ser remolcado en dos direcciones diferentes, las cuales pueden ser ortogonales. La longitud óptima del dipolo del receptor se determina por el momento de corriente del dipolo de la fuente y por el espesor de la sobrecarga.

La técnica de la invención puede ser aplicable en la exploración de yacimientos subterráneos situados en tierra, pero es especialmente aplicable a yacimientos submarinos, en particular yacimientos subterráneos en el fondo del mar. Preferentemente, el campo EM se aplica empleando uno o más transmisores situados en la superficie terrestre y la detección es efectuada por uno o más receptores situados en la superficie terrestre. En una aplicación preferida, el transmisor o transmisores y/o el receptor o receptores se sitúan en o cerca del fondo del mar o en el fondo de alguna otra zona de agua.

El campo EM transmitido puede ser pulsado, sin embargo, se prefiere una onda continua coherente opcionalmente con frecuencias escalonadas. Puede ser transmitido durante un periodo de tiempo importante, durante el cual el transmisor será preferentemente estacionario (aunque podría moverse lentamente) y en donde la transmisión es estable. Así, el campo puede ser transmitido durante un periodo de tiempo de 3 segundos a 60 minutos, con preferencia de 10 segundos a 5 minutos, por ejemplo alrededor de 1 minuto. Los receptores EM pueden disponerse también para detectar una onda directa y una onda reflejada, así como la onda refractada procedente del yacimiento, y el análisis puede incluir el hecho de distinguir los datos de fase y amplitud de la onda refractada a partir de los correspondientes datos derivados de la onda directa.

Preferentemente, la longitud de onda de la transmisión deberá ser del orden de

0,1s \leq \lambda \leq 5s;

en donde \lambda es la longitud de onda de la transmisión a través de la sobrecarga y s es la distancia desde el fondo del mar al yacimiento. Más preferentemente, \lambda es de alrededor de 0,5s a 2s. La frecuencia de transmisión puede ser de 0,01 Hz a 1 kHz, preferentemente de 0,1 a 20 Hz, por ejemplo 1 Hz.

Con preferencia, la distancia entre el transmisor y un receptor deberá ser del orden de

0,5 \lambda \leq L \leq 10 \lambda;

en donde \lambda es la longitud de onda de la transmisión a través de la sobrecarga y L es la distancia entre el transmisor y el primer receptor.

Podrá apreciarse que la presente invención se puede emplear para determinar la posición, la extensión, la naturaleza y el volumen de un estrato particular, pudiéndose emplear también para detectar cambios en estos parámetros durante un periodo de tiempo, dejando in situ los receptores (y posiblemente también el transmisor de campo EM y la fuente sísmica).

Las señales electromagnéticas son sensibles a la resistividad eléctrica de las capas subterráneas y, por tanto, los métodos electromagnéticos resultan muy adecuados para la detección de capas de alta resistividad tales como yacimientos de H/C. Sin embargo, las capas sin hidrocarburos pueden tener también altas resistividades eléctricas, por ejemplo capas consistentes en sales, basalto, cordones de calcita y otras rocas densas con bajas porosidades y bajos contenidos en agua. Las capas altamente resistivas de este tipo tendrán en general mayores velocidades sísmicas que la sobrecarga de baja resistividad, mientras que los depósitos de H/C altamente resistivos tendrán en general velocidades sísmicas más bajas que la sobrecarga de baja resistividad. Por tanto, se pueden emplear métodos sísmicos para diferenciar yacimientos de H/C de alta resistividad respecto de otras capas altamente resistivas.

La distinción entre los yacimientos de H/C y otras capas de alta resistividad se puede efectuar en base a datos de reflexión sísmica disponibles para la prospección en cuestión. Sin embargo, podrá obtenerse una distinción más fiable a partir de datos de refracción sísmica registrados con grandes desplazamientos entre la fuente sísmica y el receptor sísmico. Estos se pueden efectuar preferentemente en combinación con la recogida de datos electromagnéticos.

Las antenas del receptor electromagnético que están situadas en el fondo del mar se combinarán preferentemente con receptores sísmicos que también están en contacto con el fondo del mar. Esto significa que solo se requerirá una inspección para registrar ambos datos electromagnéticos y sísmicos, y será posible efectuar un registro sísmico completo de cuatro componentes 4C (tres componentes del vector de desplazamiento además de la presión) de ambas componentes de ondas P y S de las señales sísmicas refractadas.

Podrá apreciarse que la ausencia de cualquier componente de onda refractada en la respuesta del campo ondulatorio EM o en la respuesta sísmica no indicará formaciones con una resistividad diferente o propiedades acústicas diferentes presentes. La presencia de una componente de onda refractada tanto en la respuesta de campo EM como en la respuesta sísmica indicará la presencia de una formación con alta resistividad y alta velocidad acústica (baja porosidad) lo cual sugerirá la presencia, por ejemplo, de basalto o de una bóveda de sal. La presencia de una componente de onda EM refractada y la ausencia de una componente de onda sísmica refractada indicará una alta resistividad junto con una baja velocidad acústica y de este modo con una baja porosidad, lo cual sugerirá un depósito de H/C (hidrocarburos) quizá en una formación de roca porosa, tal como piedra arenisca.

De este modo, para grandes desplazamientos, una capa de alta resistividad con hidrocarburos se caracteriza por la presencia de una onda electromagnética refractada sin ninguna onda sísmica refractada. Por el contrario, una capa de alta resistividad que carece de hidrocarburos se caracteriza por la presencia tanto de una onda electromagnética refractada como de una onda sísmica refractada. Mediante el registro de ambos tipos de ondas en la misma inspección, es posible obtener una identificación más fiable de yacimientos de H/C.

La instalación sísmica, que incluye la fuente y el receptor, puede ser convencional tanto en su diseño como en su uso.

La invención permite que los operarios eviten los esfuerzos y costes de una inspección 3D lo que supone realizar una inspección sísmica 2D inicial y llevar a cabo entonces un método de acuerdo con la invención respecto a zonas de interés potencial reveladas por la inspección inicial.

La presente invención se extiende a un conjunto de receptor que comprende: una estructura de soporte; una antena dipolo eléctrica del receptor montado sobre la estructura de soporte; un receptor sísmico de tres ejes montado sobre la estructura de soporte; una disposición de geófono montada sobre la estructura de soporte; un hidrófono montado sobre la estructura de soporte; y un anclaje dispuesto para unir la estructura de soporte al fondo del mar.

La invención también se extiende a un método de investigación de estratos submarinos como se ha descrito anteriormente en relación con la producción de un informe de inspección, y también a un informe de inspección producido por los métodos de la invención.

Claims (27)

1. Método para producir un informe de inspección de estratos subterráneos, que comprende: desplegar un transmisor de campo electromagnético (EM); desplegar una fuente sísmica prácticamente en la misma posición que el transmisor de campo EM; desplegar un receptor de campo EM a una distancia desplazada predeterminada respecto del transmisor; desplegar un receptor sísmico prácticamente en la misma posición que el receptor de campo EM; aplicar un campo EM a los estratos empleando el transmisor de campo EM; detectar la respuesta de campo ondulatorio EM empleando el receptor de campo EM; aplicar un evento sísmico a los estratos empleando la fuente sísmica prácticamente en la misma posición que el transmisor de campo EM; detectar la respuesta sísmica empleando el receptor sísmico prácticamente en la misma posición que el receptor de campo EM; analizar la respuesta de campo ondulatorio EM; analizar la respuesta sísmica y reconciliar las dos respuestas, con el fin de producir un informe sobre la presencia y naturaleza de los estratos.

2. Método según la reivindicación 1, caracterizado porque comprende extraer y utilizar información de fase y/o amplitud a partir de las respuestas.

3. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque comprende identificar la componente de onda refractada de la respuesta de campo ondulatorio EM, identificar la componente de onda refractada de la respuesta sísmica y utilizar las dos componentes de onda refractada para producir el informe de inspección.

4. Método según la reivindicación 3, caracterizado porque se utiliza la información de fase y/o amplitud de las dos componentes de onda refractada.

5. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el transmisor de campo EM, la fuente sísmica y los dos receptores se encuentran todos ellos en el mismo plano.

6. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el transmisor de campo EM comprende una antena dipolo eléctrica.

7. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el receptor de campo EM comprende una antena dipolo eléctrica.

8. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el receptor de campo EM y el receptor sísmico están montados en la misma estructura.

9. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el campo EM y el evento sísmico se aplican de manera simultánea.

10. Método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, caracterizado porque el campo EM y el evento sísmico se aplican de un modo estrechamente secuencial, por ejemplo 5 a 25 segundos.

11. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque se identifica la componente de onda reflejada de la respuesta sísmica y la componente de onda reflejada se utiliza para identificar estratos subterráneos.

12. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque comprende además desplegar un receptor magnético prácticamente en la misma posición que el receptor de campo EM; detectar una respuesta de campo magnético; y utilizar la respuesta de campo magnético en combinación con la respuesta de campo ondulatorio EM y con la respuesta sísmica.

13. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque comprende repetir el procedimiento con el transmisor de campo EM y la fuente sísmica y/o el receptor de campo EM y receptor sísmico, en diferentes lugares para una pluralidad de transmisiones EM y eventos sísmicos.

14. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el procedimiento se repite en diferentes desplazamientos.

15. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque comprende el despliegue y uso de una pluralidad de receptores de campo EM y/o de una pluralidad de receptores sísmicos.

16. Método según la reivindicación 15, caracterizado porque los receptores de campo EM y los receptores sísmicos están montados en un cable.

17. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el transmisor de campo EM y/o la fuente sísmica y/o el receptor de EM y/o el receptor sísmico, se sitúan en o cerca del fondo del mar o del fondo de alguna otra zona de agua.

18. Método según la reivindicación 17, caracterizado porque la fuente sísmica se sitúa en o cerca de la superficie de la zona de agua.

19. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la frecuencia del campo EM se varía de forma continua durante el periodo de transmisión.

20. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el campo EM se transmite durante un periodo de tiempo de 3 segundos a 60 minutos.

21. Método según la reivindicación 20, caracterizado porque el tiempo de transmisión es de 10 segundos a 5 minutos.

22. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque la longitud de onda de la transmisión deberá ser del orden de

0,1s \leq \lambda \leq 5s;

en donde \lambda es la longitud de onda de la transmisión a través de la sobrecarga y s es la distancia desde el fondo del mar al yacimiento.

23. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el desplazamiento entre el transmisor de campo EM y el receptor de campo EM viene dado por la fórmula:

0,5 \lambda \leq L \leq 10 \lambda;

en donde \lambda es la longitud de onda de la transmisión a través de la sobrecarga y L es la distancia entre el transmisor y el receptor.

24. Método según cualquiera de las reivindicaciones 19 a 23, caracterizado porque la frecuencia de transmisión es de 0,01 Hz a 1 kHz.

25. Método según la reivindicación 24, caracterizado porque la frecuencia de transmisión es de 0,1 a 20 Hz.

26. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el receptor sísmico registra un registro sísmico completo de las componentes de flujo que comprende tres componentes de vector de desplazamiento y un componente de presión.

27. Aparato para llevar a cabo un método como el reivindicado en cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende un conjunto de receptor que comprende: una estructura de soporte; una antena dipolo eléctrica de receptor montada sobre la estructura de soporte; un receptor sísmico de tres ejes montado sobre la estructura de soporte; una disposición de geófono montada sobre la estructura de soporte; un hidrófono montado sobre la estructura de soporte; y un anclaje dispuesto para unir la estructura de soporte al fondo del mar.