MX2011009449A - Topografia electromagnetica usando campos electromagneticos que se presentan de manera natural como una fuente. - Google Patents

Abstract

Se describen métodos y sistemas relacionados para medir los campos electromagnéticos que se presentan de manera natural tanto en la superficie de la tierra como en una perforación. Estos campos se originan de corrientes en la ionósfera por arriba de la tierra, y son los mismos campos que se emplean por los métodos geofísicos magnetotelúricos conocidos basados en las mediciones superficiales. Algunas modalidades son especialmente útiles en los pozos horizontales que no están revestidos a profundidad, aunque algunas modalidades también son útiles en los pozos verticales normales que están tanto no revestidos como revestidos con un revestimiento conductor. El método incluye recibir datos de inspección o topografía electromagnética de la perforación, de los campos electromagnéticos que se presentan de manera natural obtenidos usando un receptor en el fondo de la perforación desplegado en una primera ubicación en un pozo de sondeo. También se recibe un segundo grupo de datos de inspección o topografía electromagnética de los campos electromagnéticos que se presentan de manera natural, que se ha obtenido usando un receptor desplegado en una segunda ubicación. Se estima una función de transferencia entre la primera y la segunda ubicaciones para las porciones de los campos electromagnéticos, basada en los dos gruos de datos de inspección o topografía electromagnética.

Description

TOPOGRAFÍA ELECTROMAGNÉTICA USANDO CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS QUE SE PRESENTAN DE MANERA NATURAL COMO UNA FUENTE CAMPO DE LA INVENCIÓN Esta especificación de patente se refiere al análisis de datos de inspección o topografía de campos electromagnéticos que se presentan de manera natural. Más particularmente, esta especificación de patente se refiere a métodos y sistemas para analizar datos de inspección o topografía de campos electromagnéticos que se presentan de manera natural, obtenidos utilizando al menos un receptor desplegado en el pozo de sondeo .

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN El uso de métodos electromagnéticos de la superficie al pozo de sondeo tiene una larga trayectoria en la industria minera. En general la técnica utiliza una fuente artificial en la superficie de la tierra, con mediciones hechas de varios componentes del campo electromagnético dentro de la perforación. En comparación con los métodos solamente para la superficie, las técnicas de superficie-a-pozo de sondeo ofrecen resolución mejorada a profundidad en la región del pozo de sondeo. Dyck, A, 1991, Drill-Hole, Electromagnetic methods p881-931, en Electromagne ic methods in Applied geophysics editado por M. N. Nabighian, plantea una historia completa (principalmente para exploración mineral) hasta hace 1991. El uso de una configuración de medición puramente galvánica-eléctrica para monitorear la inyección de agua salina en un acuifero, se proporciona en Bevc, D. and Morrison, H. F., 1991, Borehole-to-surface electrical resistivity monitoring of a salt-water injection experiment; Geophysics, 56, 769-777. Tseng, H.- ., Becker, A., Wilt, M. J. , and Deszcz-Pan, . , 1998, A borehole-to-surface electromagnetic survey; Geophysics, 63, 1565-1572, documenta el uso de una fuente magnética-inductiva en el fondo de la perforación con mediciones del campo magnético hechas en la superficie de la tierra para monitorear el mismo proceso de inyección. Spitzer, K, 1983, Observations of geomagnetic pulsations and variations with a new borehole magnetometer down to depths of 300m; Geophys . J. Int. 115, 839-848, y Jones, A. G., 1983, A passive, natural-source, twin-purpose borehole technique: vertical gradient magnetometry; J. of Geomag. and Geoelect., 35, 473-490, plantea métodos con los cuales medir las campos magnetotelúricos dentro de la perforación. Más recientemente, Scholl, C, and Edwards, R. N., 2007, Marine downhole to seafloor dipole-dipole electromagnetic methods and the resolution of resistive targets; Geophysics, 72, WA39-WA49, plantea un estudio de modelación teórica que propone utilizar un transmisor eléctrico vertical en el fondo del pozo con mediciones del campo electromagnético hechas en el fondo marino para exploración de depósitos de petróleo y caracterización en un ambiente marino.

La generación de una señal en la superficie que se puede detectar dentro de la perforación puede ser problemática desde un punto de vista logistico. Si una fuente de bucles grande se utiliza en la superficie de la tierra, debe emplearse una frecuencia lo suficientemente alta de tal manera que la dispersión inductiva en la región alrededor del pozo de sondeo sea lo suficientemente importante para detectarse. Esto puede limitar la profundidad a la cual el método se puede emplear debido a las pérdidas de atenuación a frecuencias más altas. Una fuente con conexión a tierra se puede emplear a cualquier frecuencia. Sin embargo, esto requiere hacer buen contacto eléctrico (es decir, baja resistencia de contacto) con la tierra, lo cual de nuevo puede causar problemas logísticamente . Además, ambas de estas configuraciones de la fuente requieren el uso de un transmisor de alta potencia, el cual puede ser problemático de transportar en terreno difícil.

La WO 2005/085909 plantea hacer mediciones electromagnéticas en la superficie y también mediciones un sensor cercano a un depósito en el fondo de la perforación. Se utilizan mediciones iniciales para construir un modelo inicial de la Tierra, y luego se hacen mediciones repetidas en diferentes momentos durante la producción del depósito; para determinar la distribución espacial del contacto fluido;. Las mediciones de la superficie pueden ser mediciones magnetotelúricas . Sin embargo, no hay discusión de mediciones magnetotelúricas del fondo de la perforación.

La Patente Norteamericana No. 4,3349,781 plantea un método para medir los campos naturales dentro de la perforación utilizando un dispositivo de medición del campo magnético superconductivo . Sin embargo, no hay discusión del uso de otros tipos de dispositivos de medición del fondo de la perforación y no hay discusión de la combinación de las mediciones del campo magnético superconductivo hechas en el fondo de la perforación con mediciones magnetotelúricas de la superficie.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN De acuerdo con algunas modalidades, se proporciona un método para analizar datos de inspección o topografía de campos electromagnéticos que se originan en o por arriba de la superficie de la tierra. Los campos electromagnéticos pueden estar presentes de manera natural o ser artificiales. El método incluye recibir datos de inspección o topografía electromagnética del fondo de la perforación de los campos electromagnéticos obtenidos utilizando un receptor en el fondo de la perforación desplegado en una primera ubicación en un pozo de sondeo. También se recibe un segundo grupo de datos de inspección o topografía electromagnética de los campos electromagnéticos que ha sido obtenido utilizando un receptor desplegado en una segunda ubicación. Una función de transferencia se estima entre la primera y segunda ubicaciones al menos para las porciones de los campos electromagnéticos en base al menos a las porciones de los dos grupos de datos de inspección o topografía electromagnética. Los dos grupos de datos de inspección o topografía electromagnética preferiblemente se registran de manera simultánea. La función de transferencia preferiblemente se estima a una o más frecuencias predeterminadas. La primera y segunda ubicaciones preferiblemente se espacian separadamente por al menos 100 metros, y los datos de inspección o topografía a frecuencias de menos de 10 kHz y preferiblemente menores a 1 kHz. La segunda ubicación puede ser sobre la superficie (ya sea en tierra o en un lecho marino) , en el mismo pozo de sondeo que la primera ubicación, o en un pozo de sondeo separado.

De acuerdo con algunas modalidades, también se proporciona un sistema para analizar datos de inspección o topografía de campos electromagnéticos que se originan por arriba de la superficie de la tierra.

Cuando se utiliza aquí el término "función de transferencia" se refiere a una representación matemática, en términos de frecuencia espacial y/o temporal, de la relación entre y entrada y salida de un sistema. Para magnetotelurgia, una función de transferencia común es la función de transferenc ade impedancia escrita como (ver, por ejemplo Vozoff, K., 1991, The magnetotelluric method, In Electromagnetic ethods in Applied Geophysics, Volume 2, Application; M. N. Nabighian, Ed., Society of Exploration Geophysicists, (a partir de aquí referido como "Vozoff 1991") que se incorpora en la presente como referencia. Cuando se utiliza en la presente el término "función de transferencia" también se refiere a relaciones simples entre dos grupos de mediciones que son ambas salidas del sistema.

Los aspectos y ventajas adicionales serán más fácilmente evidentes a partir de la siguiente descripción detallada cuando se toman en conjunción con los dibujos acompañantes.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La presente descripción se describe además en la descripción detallada que sigue, con referencia a la pluralidad indicada de dibujos a manera de ejemplos no limitativos de modalidades ejemplificantes, en los cuales números de referencia semejantes representan partes similares en todas las diversas vistas de los dibujos, y en donde: La Fig. 1 ilustra un esquema de mediciones electromagnéticas (EM) en campos natural hechas en pozos horizontales dentro o cercanos a un depósito asi como ' en la superficie de la tierra, de acuerdo con algunas modalidades; La Fig. 2 ilustra un esquema de mediciones EM en campo natural hechas en pozos casi verticales dentro o cerca de un depósito asi como en la superficie de la tierra, de acuerdo con algunas modalidades; La Fig. 3 ilustra un ejemplo de cuatro componentes de los campos EM que se presentan de manera natural durante un periodo de cinco minutos; La Fig. 4 es una vista transversal que muestra el modelo utilizado en un estudio de modelación descrito, de acuerdo con algunas modalidades; Las Figs . 5a-5d son gráficas que muestran respuestas magnetotelúricas (MT) de la superficie que podrían medirse en ubicaciones sobre la superficie que son de 1000m lateralmente en cada lado del frente de agua en el modelo mostrado en la Fig. 4; Las Figs. 6a-6d son gráficas que muestran las amplitudes y curvas de fase de la función de transferencia del pozo de sondeo-a- superficie en campo natural, calculadas para frecuencias entre 0.001 Hz y 100 Hz en el ejemplo mostrado en la Fig. 4; Las Figs. 6e-6f son gráficas que muestran amplitudes y curvas de fase de la función de transferencia del pozo de sondeo-a-superficie en campo natural, calculadas para frecuencias entre 0.001 Hz y 100 Hz; Las Figs. 7a-7c muestran aspectos de otro modelo utilizado para demostrar adicionalmente técnicas de acuerdo con algunas modalidades ; Las Figs. 8a-8c son gráficas que muestran un ejemplo de funciones de transferencia del campo magnético de superficie-apozo de sondeo, de acuerdo con algunas modalidades; y Las Figs . 9a- 9c son gráficas que muestran un ejemplo de funciones de transferencia del campo eléctrico de superficie-a-pozo de sondeo.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALIDADES PREFERIDAS La siguiente descripción proporciona modalidades ejemplificantes, y no se pretende que limite el alcance, aplicabilidad, o configuración de la descripción. Más bien, la siguiente descripción de las modalidades ejemplificantes proporcionará a aquellos expertos en la técnica una descripción de apoyo para implementar una o más modalidades ejemplificantes. Se entiende que pueden hacerse varios cambios en la función y arreglo de elementos sin apartarse del espíritu y alcance de la invención que se establece en las reivindicaciones anexadas .

Se dan detalles específicos en la siguiente descripción para proporcionar un completo entendimiento de las modalidades . Sin embargo, se entenderá por alguien de experiencia ordinaria en la técnica que las modalidades pueden practicarse sin estos detalles específicos. Por ejemplo, los sistemas, procesos, y otros elementos en la invención pueden mostrarse¦ como componentes en forma de diagrama de bloques para no restar importancia a las modalidades con detalles innecesarios. En otros casos, los procesos bien conocidos, estructuras, y técnicas pueden mostrarse sin detalles innecesarios con el fin de evitar restar importancia a las modalidades. Además, los números de referencia y designaciones similares en los diversos dibujos indican elementos similares.

También, se debe observar que pueden describirse modalidades individuales como un proceso que se representa como un organigrama, un diagrama de flujo, un diagrama de flujo de datos, un diagrama de estructura, o un diagrama de bloques. Aunque un organigrama puede describir las operaciones como un proceso secuencial, muchas de las operaciones se pueden realizar en paralelo o concurrentemente. Además, el orden de las operaciones puede re-organizarse. Un proceso puede terminarse cuando sus operaciones se completan, aunque podría tener etapas adicionales no discutidas o incluidas en una figura. Además, no todas las operaciones en cualquier proceso particularmente descrito pueden presentarse en todas las modalidades. Un proceso puede corresponder a un método, una función, un procedimiento, una sub-rutina, un sub-programa, etc. Cuando un proceso corresponde a una función, su terminación corresponde a un retorno de la función a la función de llamada o la función principal.

Además, pueden implementarse modalidades de la invención, al menos en parte, ya sea manual o automáticamente. Pueden ejecutarse implementaciones manuales o automáticas, o al menos asistirse, a través del uso de máquinas, equipo físico o hardware, programas informáticos, programación inalterable, programas intermedios o personalizados, micro-código, lenguajes de programación para equipo hardware, o cualquier combinación de los mismos. Cuando se implementan en programas informáticos, programación inalterable, programación intermedia o micro-código, el código del programa o segmento de código para realizar las tareas necesarias pueden almacenarse en un medio de lectura mecánica. Un procesador ( es ) puede realizar las tareas necesarias.

De acuerdo con algunas modalidades, se describen métodos para medir campos electromagnéticos que se presentan de manera natural tanto en la superficie de la tierra como en el fondo de la perforación. Estos campos se originan en corrientes en la ionosfera por arriba de la superficie de la tierra, y son los mismos campos que se emplean por un método geofísico magnetotelúrico, el cual generalmente es una técnica de exploración geofísica solamente en la superficie, o solamente en el lecho marino. Algunas modalidades son especialmente útiles en pozos horizontales que no están revestidos o que están revestidos con un revestimiento conductor a profundidad, aunque algunas modalidades también son útiles en pozos verticales normales que no están revestidos o revestidos con un revestimiento conductor. Cuando un revestimiento conductor está presente, la respuesta debida a las propiedades de revestimiento deberá caracterizarse por recuperar la respüesta del sensor en pozos que no están revestidos.

De acuerdo con algunas modalidades, los campos eléctricos naturales simultáneamente se miden en un pozo de sondeo y én la superficie. Las mediciones de esos campos se procesan con el fin de producir estimados de la función de transferencia entre los campos medidos en el pozo de sondeo y la superficie. Se ha encontrado que estos estimados de la función de transferencia en el pozo de sondeo-a-superficie son más sensibles a cambios en la profundidad que las mediciones hechas en las mismas posiciones horizontales en la superficie por si mismas. . , La Fig. 1 ilustra un esquema para mediciones electromagnéticas (E ) en campo natural hechas en pozos horizontales dentro o cerca de un depósito asi como én la superficie de la tierra, de acuerdo con algunas modalidades. En la Fig. 1, se hacen mediciones del campo eléctrico y/o campo magnético en los pozos 110 y 120 que son casi horizontales dentro del depósito 102. En la superficie 100, un vagón : 1»20 de registro de perforación o diagrafia conectado por cables despliega sensores en el pozo 110, tal como los sensores¦ 1 0a y 140b del campo magnético, y los sensores 144a y 144b del campo eléctrico o voltaje. De manera similar, se muestra un vagón 122 conectado por cables que despliega los sensores 142a,' ;142b, 146a y 146b en el pozo 112.

De acuerdo con algunas modalidades, las mediciones electromagnéticas son de un solo componente del campo eléctrico y/o magnético a lo largo del pozo de sondeo. De acuerdo con otras modalidades, se hacen tres mediciones del componente incluyendo los dos componentes que son transversales al pozo de sondeo asi como el componente paralelo al pozo de sondeo. Por consiguiente, cualquier parte entre uno y seis componentes del campo electromagnético podrían medirse en un punto dado en el pozo de sondeo. Se pretende que cualquier orientación o componente del campo electromagnético pueda determinarse en el pozo de sondeo, a partir de las mediciones de un solo componente. Para algunas aplicaciones específicas, una cierta combinación de mediciones puede tener mayor sensibilidad que un solo componente, por ejemplo una medición de tipo impedancia la cual es la relación del componente de campo eléctrico respecto al campo magnético, elipticidad o ángulo de inclinación, o campo total puede tener los beneficios de ser menos dependientes a la orientación y más fáciles de hacer que los componentes de vector simple del campo.

En la superficie 100, los sensores de superficie tal como con los grupos 130a, 130b, 130c y 130d de sensores se utilizan para medir hasta cinco componentes del campo electromagnético (dos campos eléctricos horizontales y todos los tres componentes del campo magnético) simultáneamente con los campos dentro de la perforación. De acuerdo con algunas modalidades, las mediciones tanto de la superficie como del fondo de la perforación utilizan la misma señal de temporización para sincronizarse. Por ejemplo, podría utilizarse una señal del Sistema de Posicionamiento Global (GPS) para tal sincronización. Aquellos expertos en la técnica podrían utilizar otras maneras para extraer mediciones que se sincronicen.

La Fig. 2 ilustra un esquema para mediciones EM en campo natural hechas en pozos verticales dentro o cerca de un depósito así como en la superficie de la tierra, de acuerdo con algunas modalidades. En la Fig. 2, se hacen mediciones del campo eléctrico y/o campo magnético en los pozos 210 y 220 que son casi verticales dentro del depósito 202. En la superficie 200, el vagón 220 de diagrafía conectado por cables, despliega sensores en el pozo 210, tal como los sensores 240a y 240b del campo magnético, y los sensores 244a y 244b del campo eléctrico o voltaje. De manera similar, se muestra un vagón 222 conectado por cables que despliega los sensores 242a, 242b, 246a y 246b en el pozo 112. En la superficie 200, se utilizan sensores de superficie tal como con los grupos 230a, 230b, 230c y 230d de sensores para medir hasta cinco componentes del campo electromagnético (dos campos eléctricos horizontales y todos los tres componentes del campo magnético) simultáneamente con los campos dentro de la perforación.

Aunque la Fig. 1 ilustra pozos casi horizontales y la Fig. 2 ilustra pozos casi verticales, aquellos expertos en la técnica podrían darse cuenta que las técnicas descritas también podrían utilizarse en pozos que se desvían a algún alguno extremo entre horizontal y vertical.

Las cantidades que se miden son campos electromagnéticos que se presentan de manera natural de tiempo variable, de propagación vertical y baja frecuencia que se generan por 1) la interacción del *viento solar' con el campo magnético de la Tierra, y 2) tormentas eléctricas en regiones lejanas del área de campo. Las mismas también pueden ser señales artificiales generadas lejos del área de la fuente tal como aquéllas generadas por cables de alta tensión, sistemas de comunicación de baja frecuencia, señales de tren eléctrico. La frecuencia medida de estos campos electromagnéticos que se presentan de manera natural es menor a 10 kHz y generalmente es menor a 1 kHz. Para una descripción adicional de estos campos, ver Vozoff 1991.

De acuerdo algunas modalidades, los sensores del campo magnético mostrados y descritos con respecto a las Figs. 1 y 2 de uno o más tipos seleccionados del grupo que consiste de: bobina de inducción, magnetómetró flujómetro electrónico, gradiómetro de superconductividad, magnetómetró de superconductividad a alta temperatura, magnetómetró de condensado de Bose, magnetómetró con efecto Hall, magnetómetró atómico con intercambio de relajación e intercambio de espín, y magnetómetró de precesión de protones.

De acuerdo con algunas modalidades, los sensores del campo eléctrico mostrados y descritos con respecto a las Figs. 1 y 2 son circuitos de voltaje de bajo nivel de ruido y/o corriente. Por ejemplo un pre-amplificador eléctrico de bajo nivel de ruido tal como se describe en ebb, S.C., S.C. Constable, C.S. Cox and T. Deaton, A seafloor electric field instruments, J. Geomagn. Geoelectr., 37, 1115-1130, 1985, que se incorpora en la presente como referencia.

La Fig. 3 ilustra un ejemplo de cuatro componentes de los campos E que se presentan de manera natural durante un periodo de cinco minutos. En particular, las curvas 310 y 312 grafican el campo eléctrico en la dirección y asi como en la dirección x respectivamente, y las curvas 314 y 316 grafican el campo magnético en la dirección y asi como en la dirección x respectivamente .

Los campos que se presentan de manera natural tienden a ser de naturaleza aleatoria, y generalmente exhiben un espectro de potencia que por debajo de 1 kHz es inversamente proporcional a la frecuencia. Las excepciones a este último es la existencia de una serie de armonías causadas por las propiedades de resonancia de la cavidad de la Ionosfera Terrestre. Se observa que, las fuentes artificiales ubicadas relativamente lejos del área de medición también pueden se utilizar para generar campos EM de propagación vertical en el rango de frecuencia de audio y sub-audio (por ejemplo, ver Zonge, K. L, and Hughes, L. J. , 1991, Controlled source audio-frequency magnetotellurics , In Electromagnetic Methods in Applied Geophysics, Volume 2, Application; M. N. Nabighain, Ed., Society of Exploration Geophysicists, que se incorpora en la presente como referencia) . Estas fuentes artificiales que cumplen el requerimiento de apariencia similar a una onda plana destaca la estructura de conductividad de sub-superficie propuesta. Típicamente estas fuentes son ubicadas a 3 o más profundidades de capa lejos de las posiciones del receptor. Aquellos expertos en la técnica comprenderán que también podrían utilizarse fuentes que produzcan ondas planas de propagación no vertical, y los mismos cálculos de función de transferencia aplicados a estos tipos de datos. Los ejemplos de estos tipos de fuentes incluyen bucles transmisores grandes ya sea en el suelo cerca de los receptores o en el aire como parte de un ensamblaje de helicóptero o aeroplano, y eléctricos con conexión a tierra que están en proximidad cercana a los receptores. Estos últimos generalmente podrían ser estacionarios en tierra y arrastrados en un ambiente marino.

También se muestra en la Fig. 1, un centro 150 de procesamiento que incluye una o más unidades 144 de procesamiento central para llevar a cabo los procedimientos de procesamiento de datos que se describen en la presente, así como otros procesamientos. El centro 150 de procesamiento también incluye un sistema 142 de almacenamiento, módulos 140 de comunicación y entrada/salida, una pantalla 146 para el usuario y un sistema 148 de ingreso de datos para el u$uario.

De acuerdo con algunas modalidades, el centro 150 de procesamiento se puede incluir en uno o ambos de los vagones 120 y 122 de diagrafia, o pueden ubicarse en una ubicación lejana a los sitios de perforación.

Después de haberse colectado los datos como una función de tiempo, los mismos se procesan utilizando una de un número de posibles técnicas para producir estimados de las funciones de transferencia a frecuencias especificas entre varios componentes de los campos. Para ejemplos de técnicas de procesamiento, ver Egbert, G. D. and Booker, J.R., 1986, Robust estimation of geomagnetic transfer functions; Geophys. J. R. Astr. Soc, 87, 173-194, Egbert, G. D. , 1997, Robust multiple-station magnetotelluric data processing; Geophys. J. Int., 130, 475-496; y Larsen, J.C., Mackie, R. L., anzella, A., Fiordelisi, A., and Rieven, S., 1996, Robust smooth magnetotelluric transfer functions, Geophys. J. Int., 124, 801-819, cado una de los cuales se incorpora como referencia en la presente. De acuerdo con algunas modalidades una función de transferencia se computa entre componentes ortogonales de los campos eléctrico y magnético medidos en el mismo sitio para producir estimados de la 'Impedancia agnetotelúrica (MT) ' . También se puede estimar una función de transferencia conocida como el "Basculante", el cual es el campo magnético vertical medido por encima del correspondiente campo magnético horizontal. También se pueden hacer funciones de transferencia inter-sitios entre varios componentes, de acuerdo con algunas modalidades. Ver, por ejemplo Slankis, J. A., Telford, W. M., and Becker, A., 1972, 8 Hz telluric and magnetotelluric prospecting; Geophysics, 37, 862-878; y Park, S. K., 1997, onitoring resistivity change in Parkfield, California: 1988-1995, J. Geophys. Res., 102, 24545-24559, ambos de los cuales se incorpora como referencia en la presente. De acuerdo con algunas modalidades, las funciones de transferencia inter-sitios se estiman calculando estimados de función de transferencia entre las mediciones del pozo de sondeo y aquéllos hechos en la superficie. De acuerdo con otras modalidades, también se determinan estimados de función de transferencia entre varias combinaciones de mediciones del pozo de sondeo. Los ejemplos adicionales de funciones de transferencia incluyen el ángulo de inclinación o medición del ángulo de polarización formados entre múltiples componentes, o autovectores de tipo Latorraca y valores propios de los elementos de impedancia. Por ejemplo, ver Latorraca G A, adden, T. R. , and Korringa, J. 1986, An analysis of, t e magnetotelluric impedance for three - dimensional conductivity structures. Geophysics, 51:1819-1829, que se incorpora en la presente como referencia. De acuerdo con algunas modalidades, las funciones de transferencia se combinan entonces con mediciones estándar de la superficie y se utilizan para interpretar la sub-superficie en términos de estructura de resistividad 2D o 3D. Esta interpretación podría hacerse utilizando ya sea modelación progresiva o inversa.

Aunque se pueden adquirir múltiples sitios de superficie simultáneamente como se representa en las Figs. 1 y 2, de acuerdo con algunas modalidades, se obtiene mejora adicional en los estimados de función de transferencia colocando una o más estaciones ubicadas más remotamente (es decir relativamente lejos del área de inspección o topografía) con el fin de beneficiarse de herramientas existentes las cuales han sido desarrolladas para suprimir el ruido en métodos magnetotelúricos de superficie. Un ejemplo de estos las así llamadas técnicas de ''referencia remota' se puede encontrar en Egbert, G. D. and Booker, J.R., 1986, Robust estimation of geomagnetic transfer functions; Geophys. J. R. Astr. Soc, 87, 173-194 (incorporado en la presencia como referencia) donde mediante el componente de onda plana dentro de los datos registrados se separa utilizando técnicas de análisis del componente principal.

De acuerdo con algunas modalidades, las funciones de transferencia se calculan utilizando más números de receptores que un solo par de receptores. Cuando se incluyen datos dé más de dos receptores en el procesamiento, utilizando técnicas de cancelación de ruido, tales como procesamiento de referencia remota, robusta, se puede obtener un estimado más exacto de la función de transferencia. Se pueden utilizar paquetes informáticos estadísticos, conocidos, para calcular funciones de transferencia utilizando más de dos receptores. Al utilizar más de dos receptores, se puede detectar una señal coherente entre varios pares de receptores, llevando así a funciones de transferencia calculadas de calidad más alta. De acuerdo con algunas modalidades, se despliegan 3-5 receptores en cada ubicación para proporcionar calidad mejorada.

Ahora se describirá un estudio de modelación para demostrar adicionalmente aspectos de ciertas modalidades. La Fig. 4 es una vista transversal que muestra el modelo utilizado en el estudio de modelación descrito. El modelo mostrado en el diagrama 410 simula un depósito 412 aproximadamente a 2 km de profundidad el cual está saturado con petróleo en el lado 414 izquierdo, que tiene una conductividad = 0.02 S/m, y salmuera saturada en el lado 416 derecho, que tiene una conductividad = 1 S/m) . El frente 418 de agua en el depósito 412 existe a x=5000m. Se debe observar que se asume que la estructura es bidimensional y por consiguiente es invariable en la dirección perpendicular a la página. Las regiones 420 y 422 directamente por arriba o por debajo del depósito 410 respectivamente tienen una conductividad de .002 S/m. La región 424 tiene una conductividad de 0.183 S/m. Las regiones 426 y 430 tienen una conductividad de 0.02 S/m, la región 428 tiene una conductividad de 0.1044 S/m, y la región 432 tiene una conductividad de 0.05932 S/m. El arreglo 440 del receptor electromagnético de superficie hace mediciones magnetoteluricas en la superficie 400, y los receptores se despliegan dentro de los pozos de sondeo 442 y 444 que corren horizontalmente dentro del lado 414 saturado con petróleo y el lado 416 saturado con salmuera, respectivamente, del depósito 410.

Los campos electromagnéticos se simulan a frecuencias que varían de 0.001 Hz hasta 100 Hz para dos diferentes polarizaciones de la fuente; una polarización eléctrica transversal (TE) en la cual el campo eléctrico es perpendicular a la sección transversal del modelo y el campo magnético de la fuente es paralelo al perfil, y una polarización magnética transversal (TM) donde el campo magnético es el punto de esta demostración simple es perpendicular a la sección transversal del modelo y el campo fuente del campo eléctrico es paralelo al perfil. Se debe observar que en ambos de estos casos la dirección de propagación del campo electromagnético de la fuente podría ser vertical a lo largo de la tierra.

Las Figs. 5a-5d son gráficas que muestran respuestas magnetotelúricas (MT) de la superficie que podrían medirse en ubicaciones sobre la superficie que son de 1000m lateralmente en cada lado del frente de agua en el modelo mostrado en la Fig. 4. Es decir, los dos sitios están ubicados directamente por arriba de las dos ubicaciones del pozo de sondeo representadas en la Fig. 4. Aquí los resultados se presentan en términos de resistividad aparente y fase, que se pueden derivar de los estimados de impedancia que se muestran en Vozoff 1991. En la Fig. 5a, las curvas 510 y 512 muestran la resistividad aparente en modo TM para el lado 414 saturado con petróleo y el lado 416 saturado con salmuera, respectivamente, del depósito 410. En la Fig. 5b, las curvas 514 y 516 muestran la fase de impedancia en modo TM del lado 414 saturado con petróleo y el lado 416 saturado con salmuera, respectivamente. En la Fig. 5c, las curvas 518 y 520 muestran la resistividad aparente en modo TE del lado 414 saturado con petróleo y el lado 416 saturado con salmuera, respectivamente. En la Fig. 5d, las curvas 522 y 524 muestran la fase de impedancia en modo TE del lado 414 saturado con petróleo y el lado 416 saturado con salmuera, respectivamente. La resistividad aparente magnetotelúrica de superficie y las curvas de fase se calcularon a frecuencias entre 0.001 Hz y 100 Hz . La posición del eje x de las mediciones del lado saturado con petróleo es x=4000m, y de las mediciones del lado saturado con salmuera es x=6000m. Se puede ver a partir de las Figs . 5a-5d que la respuesta MT al cambio de resistividad del depósito es relativamente débil en estas dos ubicaciones de la superficie.

Las Figs. 6a-6d son gráficas que muestran las amplitudes y curvas de fase de la función de transferencia del pozo de sondeo-a-superficie en campo natural, calculadas para frecuencias entre 0.001 Hz y 100 Hz en el ejemplo mostrado en la Fig. 4. En la Fig. 6a, las curvas 610 y 612 grafican amplitudes de función de transferencia para el modo TM que emplea mediciones simuladas del campo magnético que son perpendiculares a la sección transversal mostrada en la Fig. 4. En la Fig. 6b, las curvas 614 y 616 grafican las amplitudes de la función de transferencia para el modo TE que emplea mediciones simuladas del campo eléctrico perpendicular al plano de la Fig. 4. En la Fig. 6c, las curvas 618 y 620 grafican las fases de función de transferencia para el modo TM que emplea mediciones simuladas del campo magnético que son perpendiculares a la sección transversal mostrada en la Fig. 4. En la Fig. 6d, las curvas 622 y 624 grafican las fases de función de transferencia para el modo TE que emplea mediciones simuladas del campo eléctrico perpendicular al plano de la Fig. 4. Las curvas del xlado izquierdo', particularmente las curvas 610, 614, 618 y 622 representan una medición simulada en una posición correspondiente a x=6000m en la Fig. 4. Las curvas del 'lado derecho', particularmente las curvas 612, 616, 620 y 624 representan mediciones simuladas en una posición correspondiente a x=4000m en la Fig. 4. Se puede ver a partir de las gráficas en las Figs . 6a-d6 que en contraste con la Fig. 5a-5d, las diferencias en la función de transferencia de pozo de sondeo-a-superficie entre campos eléctricos horizontales para el componente TE, y campos magnéticos horizontales para el componente TM en las dos ubicaciones es más importante, especialmente por arriba de 1 Hz .

Las Figs . 6e-6f son gráficas que muestran las amplitudes y curvas de fase de la función de transferencia de pozo de sondeo-a-superficie en campo natural, calculadas para frecuencias entre 0.001 Hz y 100 Hz . La función de transferencia se calcula entre el campo magnético vertical medido en el pozo de sondeo, y el campo magnético horizontal en modo TE que se mide en la superficie. En la Fig. 6e, las curvas 626 y 628 representan la amplitud de la función de transferencia para las posiciones correspondientes a x=4000m y x=6000m respectivamente, en la Fig. 4. En la Fig. 6f, las curvas 630 y 632 representan la fase de la función de transferencia para las posiciones correspondientes a x=4000m y x=6000m respectivamente, en la Fig. 4. A partir de las Figs. 6e-6f se puede ver que la función de transferencia entre el campo magnético vertical medido en el pozo de sondeo y el campo magnético TE horizontal medido en la superficie también tiene diferencias significativas en la respuesta por arriba de 1 Hz para las dos diferentes posiciones de medición. Por consiguiente, al colocar sensores dentro la perforación se ha mejorado la sensibilidad a la ubicación del frente de agua.

Las Figs. 7a-7c muestran aspectos de otro modelo utilizado para demostrar adicionalmente técnicas de acuerdo con algunas modalidades. En la Fig. 7a, el diagrama 710 es una sección transversal vertical en las direcciones x y z a través del centro del modelo. Los receptores MT de superficie están ubicados en la posición 720, y dos pozos 722 y 724 se muestran en la región saturada con petróleo y la región saturada con agua del depósito 730. En las Figs . 7b y 7c, los diagramas 712 y 714 son secciones de vista en planta a la profundidad del depósito 730 y que muestra la ubicación de los dos pozos 722 y 724. La Fig. 7b muestra un modelo no homogéneo donde la posición del frente de agua es variable en la dirección x, mientras que la Fig. 7c muestra un modelo homogéneo donde la ubicación del frente de agua es constante en la dirección x.

Las Figs. 8a-c son gráficas que muestran un ejemplo de funciones de transferencia del campo magnético de superficie-apozo de sondeo, de acuerdo con algunas modalidades. Esta función de transferencia particular mostrada en las Figs. 8a y 8c se computa tomando la relación entre el campo magnético medido a lo largo de la dirección del pozo de sondeo (en la dirección y) y que se mide en la posición 720 de la superficie en la Fig. 7a. En las Figs. 8a y 8c los contornos a escala de grises representan la diferencia en la función de transferencia entre el modelo homogéneo (mostrado en la Fig. 7c) y el modelo no homogéneo (mostrado en la Fig. 7b) . En las Figs. 8a y 8c los contornos blancos representan los valores reales de la función de transferencia en dB. En la Fig. 8a, la gráfica 810 representa la función de t ansferencia correspondiente a mediciones hechas en el pozo 722. En la Fig. 8c, la gráfica 812 representa la función de transferencia correspondiente a mediciones hechas en el pozo 724. La Fig. 8b, muestra posiciones de los pozos 722 y 724 y posiciones de la dirección y para el modelo no homogéneo. El eje horizontal en las gráficas 810 y 812 de las Figs . 8a y 8c respectivamente, representa la frecuencia del cálculo.

Las Figs. 9a-9c son gráficas que muestran un ejemplo de funciones de transferencia del campo eléctrico de superficie-apozo de sondeo, de acuerdo con algunas modalidades. Esta función de transferencia particular mostrada en las Figs. 9a y 9c se computa tomando la relación entre el campo eléctrico medido a lo largo de la dirección del pozo de sondeo (en la dirección y) y que se mide en la posición 720 de la superficie en la Fig. 7a. En las Figs. 9a y 9c, los contornos en la escala de grises representa la diferencia en la función de transferencia entre el modelo homogéneo (mostrado en la Fig. 7c) y el modelo no homogéneo (mostrado en la Fig. 7b) . En las Figs. 9a y 9c, los contornos blancos representan los valores de la función de transferencia reales en dB. En la Fig. 9a, la gráfica 910 representa la función de transferencia correspondiente a mediciones hechas en el pozo 722. En la Fig. 9c, la gráfica 912 representa la función de transferencia correspondiente a mediciones hechas en el pozo 724. La Fig. 9b, muestra posiciones de los pozos 722 y 724 y posiciones de la dirección y para el modelo no homogéneo. El eje horizontal en las gráficas 910 y 912 de las Figs. 9a y 9c respectivamente, representan la frecuencia del cálculo.

Las Figs . 10a-10b son gráficas que muestran un ejemplo de funciones de transferencia de pozos de sondeo transversales a 0.01 Hertzios, de acuerdo con algunas modalidades. En la Fig. 10a, la gráfica 1010 muestra la función de transferencia eléctrica-eléctrica computada tomando la relación entre los campos eléctricos medidos en el pozo 722 por encima de los campos medidos en el pozo 724 (ambos mostrados en las Figs. 7a-c) . Estos son graficados como una función de la posición del receptor en el pozo 722 en el eje vertical y el pozo 724 en el eje horizontal. De manera similar, en la Fig. 10b, la gráfica 1020 muestra la función de transferencia magnética-magnética computada tomando la relación entre los campos eléctricos medidos en el pozo 722 por encima de los campos medidos en el pozo 724 (ambos mostrados en las Figs. 7a-7c) . Estos también se grafican como una función de la posición del receptor en el pozo 722 en el eje vertical y el pozo 724 en el eje horizontal. Los contornos en la escala de grises en las gráficas 1010 y 1020 representan la diferencia en la función de transferencia entre el modelo homogéneo (mostrado en la Fig. 7c) y el modelo no homogéneo (mostrado en la Fig. 7b) . Los contornos blancos representan los valores reales de la función de transferencia en dB.

Dado que muchas alteraciones y modificaciones de la presente descripción sin duda serán evidentes para una persona de experiencia ordinaria en la técnica después de haber leído la descripción anterior, se entiende que de ninguna manera se pretende que las modalidades particulares mostradas y descritas a manera de ilustración se consideren como limitativas. Además, la descripción ha sido descrita con referencia a modalidades preferidas particulares, aunque aparezcan variaciones dentro del espíritu y alcance de la descripción para aquellos expertos en la técnica. Se observa que los ejemplos anteriores se han proporcionado meramente con el propósito de explicación y de ninguna manera se interpretaran como limitantes de la presente descripción. Aunque la presente descripción ha sido descrita con referencia a las modalidades e emplificantes, se entiende que las palabras, que han sido utilizadas en la presente, son palabras de descripción e ilustración, más que palabras de limitación. Pueden hacerse cambios, dentro del ámbito de las reivindicaciones anexadas, tal como se establecen actualmente están y en su forma enmendada, sin apartarse del alcance y espíritu de la presente descripción en sus aspectos. Aunque la presente descripción ha sido descrita en la presente con referencia a medios, materiales y modalidades particulares, no se pretende que la presente descripción se limite a los detalles descritos en la presente; más bien, la presente descripción se extiende a todas las estructuras, métodos y usos funcionalmente equivalentes, tal como están dentro del alcance de las reivindicaciones anexadas.

Claims (38)

REIVINDICACIONES

1. - Un método para registrar y analizar datos de inspección o topografía de campos electromagnéticos que se originan en o por arriba de la superficie de la tierra, el método caracterizado porque comprende: recibir primeros datos de inspección o topografía electromagnética de los campos electromagnéticos obtenidos utilizando un primer receptor desplegado en una primera ubicación en un pozo de sondeo; recibir segundos datos de inspección o topografía electromagnética de los campos electromagnéticos obtenidos utilizando un segundo receptor desplegado en una segunda ubicación; y estimar una función de transferencia entre la primera y segunda ubicaciones al menos para las porciones de los campos electromagnéticos basados en al menos las porciones de los primeros y segundos datos de inspección o topografía electromagnética .

2. - Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los campos electromagnéticos que se presentan de manera natural y que se originan por arriba de la superficie de la tierra.

3. - Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los campos electromagnéticos son hechos por el nombre a través de un proceso no relacionado con el método de registro y análisis de datos de inspección o topografía.

4. - ??· método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los campos electromagnéticos se generan utilizando una fuente sobre o por arriba de la superficie de la tierra, la fuente se separa fisicamente del segundo receptor.

5. - Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque al menos las porciones de los primeros y segundos datos de datos de inspección o topografía electromagnética se registran simultáneamente.

6. - Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la función de transferencia se estima en base a mediciones de dos o más pares de receptores.

7. - Un método de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque los primeros datos de inspección o topografía electromagnética se obtienen utilizando el primer y un tercer receptor desplegado en la primera ubicación en el pozo de sondeo, y los segundos datos de inspección o topografía electromagnética se obtienen utilizando el segundo y un cuarto receptor desplegado en la segunda ubicación.

8. - Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la función de transferencia se estima a una o más frecuencias predeterminadas.

9. - Un método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque los primeros y segundos datos de inspección o topografía electromagnética incluyen componentes del campo eléctrico y/o componentes del campo magnético.

10. - Un método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque los primeros y segundos datos de inspección o topografía electromagnética incluyen una pluralidad de componentes ortogonalmente medidos.

11. - Un método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque la función de transferencia está entre un componente de los primeros datos de inspección o topografía electromagnética y un componente de los segundos datos de inspección o topografía electromagnética.

12. - Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los primeros y segundos datos de inspección o topografía electromagnética son datos en el dominio temporal.

13. - Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la primera y segunda ubicaciones están espaciadas apartadamente por al menos 100 metros.

14. - Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los primeros y segundos datos de inspección o topografía electromagnética principalmente incluyen frecuencias por debajo de 10 kHz.

15. - Un método de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque los primeros y segundos datos de inspección o topografía electromagnética principalmente incluyen frecuencias por debajo de 1 kHz.

16.- Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la segunda ubicación es el fondo de la perforación en un segundo pozo de sondeo.

17.- Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la segunda ubicación está sobre la superficie de la tierra.

18. - Un método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque la segunda ubicación está sobre un lecho del fondo marino.

19. - Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el primer y/o segundo receptor incluye un sensor de campo magnético que utiliza uno o más tipos de sensores seleccionados del grupo que consiste de: bobina de inducción, magnetómetro flujómetro electrónico, gradiómetro de superconductividad, magnetómetro de superconductividad a alta temperatura, magnetómetro de condensado de Bose, magnetómetro con efecto Hall, magnetómetro atómico con intercambio de relajación e intercambio de espín, y magnetómetro de precesión de protones.

20. - Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el primer y/o segundo receptor incluye un sensor del campo eléctrico que mide la densidad de voltaje o corriente entre dos electrodos.

21.- Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además combinar la función de transferencia con datos de otras mediciones generando asi un modelo de estructura de resistividad sub-superficial .

22.- Un método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque comprende además recibir terceros datos de inspección o topografía electromagnética de los campos electromagnéticos presentes de manera natural, obtenidos utilizando un tercer receptor ubicado en una ubicación distante tanto de la primera y segunda ubicaciones.

23.- Un sistema para registrar y analizar datos de inspección o topografía de campos electromagnéticos que se originan en o por arriba de la superficie de la tierra, el sistema caracterizado porque comprende un sistema de procesamiento adaptado y programado para recibir primeros datos de inspección o topografía electromagnética de los campos electromagnéticos obtenidos utilizando un primer receptor desplegado en una primera ubicación en un pozo de sondeo y segundos datos de inspección o topografía electromagnética de los campos electromagnéticos obtenidos utilizando un segundo receptor desplegado en una segunda ubicación, y estima1 una función de transferencia entre la primera y segunda ubicaciones al menos para porciones de los campos electromagnéticos basados en al menos las porciones de los primeros y segundos datos de inspección o topografía electromagnética.

24.- Un sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque comprende además una herramienta desplegable dentro de la perforación que incluye el primer receptor .

25. - Un sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque los campos electromagnéticos se presentan de manera natural y se originan desde arriba de la superficie de la tierra.

26. - Un sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque los campos electromagnéticos son hechos por el hombre a través de un proceso no relacionado con el método de registro y análisis de datos de inspección o topografía .

27. - Un sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque los campos electromagnéticos se generan utilizando una fuente sobre o por arriba de la superficie de la tierra, la fuente se separa físicamente del segundo receptor.

28. - Un sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque al menos las porciones de los primeros y segundos datos de inspección o topografía electromagnética se registran simultáneamente, y la función de transferencia se estima en una o más frecuencias predeterminadas.

29. - Un sistema de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque los primeros y segundos datos de inspección o topografía electromagnética incluyen componentes del campo eléctrico y/o componentes del campo magnético medidos en una o más direcciones ortogonales.

30. - Un sistema de conformidad con la reivindicación 29, caracterizado porque la función de transferencia está entre un componente de los primeros datos de inspección o topografía electromagnética y un componente de los segundos datos de inspección o topografía electromagnética.

31. - Un sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la primera y segunda ubicación están espaciadas apartadamente por al menos 100 metros.

32.- Un sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque los primeros y segundos datos de inspección o topografía electromagnética principalmente incluyen frecuencias por debajo de 10 kHz.

33. - Un sistema de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque comprende además una segunda herramienta dentro de la perforación que incluye el segundo receptor.

34. - Un sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la segunda ubicación está sobre la superficie de la tierra.

35.- Un sistema de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque el primer receptor incluye un sensor del campo magnético utilizando uno o más tipos de sensores seleccionados del grupo que consiste de: bobina de inducción, magnetómetro flujómetro electrónico, gradiómetro de superconductividad, magnetómetro de superconductividad a alta temperatura, magnetometro de condensado de Bose, magnetometro con efecto Hall, magnetometro atómico con intercambio de relajación e intercambio de espin, y magnetometro de precesión de protones.

36. - Un sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque el primer y/o segundo receptor incluye un sensor del campo eléctrico que mide la densidad de voltaje o corriente entre dos electrodos.

37. - Un sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la función de transferencia se estima en base a las mediciones de dos o más pares de receptores.

38. - Un sistema de conformidad con la reivindicación 37, caracterizado porque los primeros datos de inspección o topografía electromagnética se obtienen utilizando el primer y un tercer receptor desplegado en la primera ubicación en el pozo de sondeo, y los segundos datos de inspección o topografía electromagnética se obtienen utilizando el segundo y un cuarto receptor desplegado en la segunda ubicación.