NO324897B1 - Fremgangsmate for a lete etter et hydrokarbonholdig undergrunnsreservoar - Google Patents
Fremgangsmate for a lete etter et hydrokarbonholdig undergrunnsreservoar Download PDFInfo
- Publication number
- NO324897B1 NO324897B1 NO20020201A NO20020201A NO324897B1 NO 324897 B1 NO324897 B1 NO 324897B1 NO 20020201 A NO20020201 A NO 20020201A NO 20020201 A NO20020201 A NO 20020201A NO 324897 B1 NO324897 B1 NO 324897B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- transmitter
- receiver
- wave
- mode
- response
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 20
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 18
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 40
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title abstract description 16
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000010287 polarization Effects 0.000 claims description 11
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 5
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims description 4
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 7
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 5
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 2
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 241000364021 Tulsa Species 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 1
- 239000010951 brass Substances 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000003708 edge detection Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
Abstract
Det er beskrevet et system for å detektere eller bestemme beskaffenheten til et undergrunnsreservoar. Et elektromagnetisk felt blir påtrykket ved å bruke en dipolantennesender (34), og det blir detektert ved å benytte en dipolantennemottaker (35). Målingene blir tatt med antennen både på linje og parallelt, og differansen mellom de to sett med målinger blir utnyttet. En karakteristisk differanse indikerer et lag med høy resistivitet, som svarer til et hydrokarbonreservoar.
Description
Den foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for å lete etter et hydrokarbonholdig undergrunnsreservoar. Oppfinnelsen er særlig egnet for å bestemme om et reservoar hvis tilnærmede geometri og posisjon er kjent, inneholder hydrokarboner eller vann, selv om den også kan anvendes til å detektere reservoarer med spesielle kjennetegn.
De mest utbredte teknikker for geologiske undersøkelser, spesielt i undervannssituasjoner, er for tiden seismiske metoder. Disse seismiske teknikkene er i stand til å avsløre strukturen til sedimenterte undergrunnslag med en viss nøyaktighet. Selv om en seismisk undersøkelse kan avsløre posisjonen og formen til et potensielt reservoar, kan den imidlertid ikke avsløre reservoarets beskaffenhet.
Løsningen er derfor å bore et borehull inn i reservoaret. Kostnadene i forbindelse med boring av en utforskningsbrønn vil imidlertid ligge i området £25 millioner, og siden sjansen for å lykkes vanligvis er omkring 1 av 10, har dette en tendens til å være en meget kostbar øvelse.
Fra den kjente teknikk skal det også vises til US 04 617 518 Al; Chave, A.D., S.C. Constable, og R.N. Edwards, 1991: Electrical exploration methods for the seafloor, in Electromagnetic Methods in Applied Geophysics, Vol. 2, M. Nabighian (ed), Soc. Explor. Geophys., Tulsa., pp. 931-966; og US 02 077 707 Al.
Det er derfor et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe et system for å bestemme, med større sikkerhet, beskaffenheten av et undergrunnsreservoar uten at det er nødvendig å bore et borehull.
Man har forstått at selv om de seismiske egenskapene til oljefylte lag og vannfylte lag ikke adskiller seg vesentlig fra hverandre, er deres elektromagnetiske resistiviteter (permittiviteter) forskjellige. Ved å benytte en elektromagnetisk undersøkelsesmetode kan derfor disse forskjellene utnyttes og sjansen for å lykkes med å forutsi beskaffenheten av et reservoar, kan økes betydelig. Dette representerer en potensielt enorm kostnadsbesparelse.
En fremgangsmåte og en anordning som benytter disse prinsippene, danner
følgelig grunnlaget for patentsøkernes internasjonale patentsøknad PCT/GB01/00419.
Denne søknad angår en fremgangsmåte for å bestemme beskaffenheten av et undergrunnsreservoar hvis tilnærmede geometri og posisjon er kjent, omfattende: å påføre de sedimenterte lag som inneholder reservoaret, et tidsvarierende elektromagnetisk felt; å detektere den elektromagnetiske bølgefeltrespons; å søke i bølgefeltresponsen etter en komponent som representerer en refraktert eller brutt bølge fra hydrokarbonlaget; og å bestemme innholdet i reservoaret, basert på forekomsten eller fraværet av en bølgekomponent som er refraktert eller brutt av hydrokarbonlaget.
Den angår også en fremgangsmåte for å søke etter et hydrokarbonholdig undergrunnsreservoar, omfattende: å påføre de sedimenterte undergninnslag et tidsvarierende elektromagnetisk felt; å detektere den elektromagnetiske bølgefeltrespons; å søke etter en komponent som representerer en refraktert bølge i bølgefeltresponsen; og å bestemme forekomsten og/eller beskaffenheten av et eventuelt identifisert reservoar basert på forekomsten eller fraværet av en bølgekomponent som er refraktert eller brutt av hydrokarbonlaget.
Den angår videre et apparat for å bestemme beskaffenheten til et undergrunnsreservoar hvis tilnærmede geometri og posisjon er kjent, eller for å søke etter et hydrokarbonholdig undergrunnsreservoar, hvor apparatet omfatter en anordning for å påføre de sedimenterte lag som inneholder reservoaret, et tidsvarierende elektromagnetisk felt; en anordning for å bestemme den elektromagnetiske bølgefeltrespons; og en anordning for å søke i bølgefeltresponsen etter en komponent som representerer en refraktert bølge for derved å gjøre det mulig å bestemme forekomsten og/eller beskaffenheten til et reservoar.
En refraktert eller brutt bølge oppfører seg forskjellig, avhengig av beskaffenheten til det sedimenterte lag som den forplanter seg i. Forplantningstapene i hydrokarbonlag er spesielt meget lavere enn i vannførende lag, mens forplantningshastigheten er meget høyere. Når derfor et oljeførende reservoar er til stede, og et EM-felt blir påtrykt, kan det detekteres en sterk og hurtig forplantet, brutt bølge. Dette kan derfor indikere forekomsten av reservoaret eller dets beskaffenhet hvis forekomsten allerede er kjent.
Elektromagnetiske undersøkelsesteknikker er i seg selv kjent. De er imidlertid ikke særlig benyttet i praksis. Reservoarer av interesse ligger vanligvis omkring 1 km eller mer under havbunnen. For å utføre elektromagnetiske undersøkelser som en alenestående teknikk under disse forhold, med en rimelig grad av oppløsning, er det nødvendig med korte bølgelengder. Slike korte bølgelengder er dessverre utsatt for meget høy dempning. Lange bølgelengder gir ikke tilstrekkelig oppløsning. Av disse grunner blir seismiske teknikker foretrukket.
Selv om lengre bølgelengder påført ved hjelp av elektromagnetiske teknikker imidlertid ikke kan gi tilstrekkelig informasjon til å frembringe en nøyaktig indikasjon på grensene til de forskjellige sedimenterte lag, kan de, hvis den geologiske struktur allerede er kjent, benyttes til å bestemme beskaffenheten av en spesiell identifisert formasjon hvis det er muligheter for at beskaffenheten av vedkommende formasjon har betydelig forskjellige elektromagnetiske karakteirstikker. Oppløsningen er ikke spesielt viktig, og dermed kan lengre bølgelengder som ikke utsettes fra altfor stor dempning, benyttes.
Resistiviteten i sjøvann er omkring 0,3 ohmmeter, og resistiviteten til overdekningen under havbunnen vil vanligvis være fra 0,3 til 4 ohmmeter, for eksempel omkring 2 ohmmeter. Resistiviteten til et oljereservoar vil imidlertid vanligvis være omkring 20-300 ohmmeter. Denne store forskjellen kan utnyttes ved å benytte teknikkene ifølge den foreliggende oppfinnelse.
Resistiviteten til en hydrokarbonførende formasjon vil vanligvis være 20 til 300 ganger større enn for en vannførende formasjon.
På grunn av de forskjellige elektromagnetiske egenskapene til en gass/oljeførende formasjon og en vannførende formasjon, kan man vente en refleksjon og en brytning av det utsendte felt ved grensen til en gass/olj eførende formasjon. Likheten mellom egenskapene til overdekningen og et reservoar som inneholder vann, betyr imidlertid at ingen refleksjon eller brytning sannsynligvis vil inntreffe.
En elektrisk senderdipolantenne på eller nær havbunnen induserer således elektromagnetiske (EM) felter og strømmer i havvannet og i undergrunnslagene. I havvannet blir EM-feltene sterkt dempet på grunn av den høye konduktiviteten i det saltholdige miljøet, mens undergrunnslagene med mindre konduktivitet potensielt kan virke som en leder for EM-feltene (mindre dempning). Hvis frekvensen er lav nok (i størrelsesorden 1 Hz), er EM-bølgene i stand til å trenge dypt inn i undergrunnen, og dypt begravde geologiske lag som har høyere elektrisk resistivitet enn overdekningen (som for eksempel et hydrokarbonfylt reservoar) vil påvirke EM-bølgene. Avhengig av innfallsvinkelen og polariseringstilstanden kan en EM-bølge som treffer et lag med høy resistivitet, eksitere en ledet bølgemodus i laget. Den ledede modus blir forplantet lateralt langs laget og lekker energi tilbake til overdekningen og mottakere som er anordnet på havbunnen. Uttrykket "refraktert" eller "brutt" bølge er i denne beskrivelse ment å referere til denne bølgemodus.
Både teori og laboratorieforsøk viser at den ledede modus bare blir eksitert for en innfallende bølge med transversal magnetisk (TM) polarisering (magnetfelt perpendikulært på innfallsplanet) og ved innfallsvinkler nær Brewster-vinkelen og den kritiske vinkel (vinkelen for totalrefleksjon). For transversal elektrisk (TE) polarisering (elektrisk felt perpendikulært på innfallsplanet) vil den ledede modus ikke bli eksitert. Siden den induserte strøm er proporsjonal med det elektriske felt, vil strømmen være parallell med laggrenseflatene for TE-polarisering, men for TM-polarisering er det en merkbar strøm på tvers av laggrensene.
En horisontal dipolkilde på havbunnen vil generere både TE- og TM-bølger, men ved å variere orienteringen av mottakerantennen, er det mulig å variere følsomheten for de to polariseirngsmodi. Det viser seg at en linjeformet orientering (kilde- og mottakerdipoler er på linje) er mer følsom for TM-polariseirngsmodusen, mens en parallellorientering (kilde- og mottakerdipoler i parallell) er mer følsom for TE-polariseringsmodusen. TM-modusen blir påvirket av nærværet av begravde lag med høy resistivitet, mens TE-modusen ikke blir påvirket av disse. Ved å måle med de to antennekonfigurasjoner og utnytte forskjellen mellom de to sett med målinger, er det mulig å identifisere dypt begravde soner med høy resistivitet, det vil si et hydrokarbonreservoar.
Foreliggende oppfinnelse har utgangspunkt i denne erkjennelsen.
Ifølge oppfinnelsen løses de ovennevnte problemer ved en fremgangsmåte angitt i krav 1 og som har de karakteristiske trekk som angitt i den kjennetegnende del av kravet.
Ifølge oppfinnelsen er det således tilveiebrakt en fremgangsmåte for å lete etter et hydrokarbonholdig undergrunnsreservoar, omfattende: å utplassere en elektrisk senderdipolantenne med sin akse hovedsakelig horisontal;
å utplassere en elektrisk mottakerdipolantenne på linje med senderen;
å påtrykke et EM-felt på undergrunnslagene ved å benytte senderen;
å detektere EM-bølgefeltresponsen ved å benytte mottakeren;
å søke i responsen etter en komponent som representerer en brutt bølge ifølge en første modus forårsaket av en sone med høy resistivitet;
å utplassere en elektrisk mottakerdipolantenne parallelt med senderen;
å påtrykke et EM-felt på lagene ved å benytte senderen;
å detektere EM-bølgefeltresponsen ved å benytte mottakeren;
å søke i responsen etter en komponent som representerer en brutt bølge ifølge en andre modus; og
å sammenligne den brutte bølgerespons' ifølge den første modus med den brutte bølgerespons ifølge den andre modus for å bestemme forekomsten og/eller beskaffenheten av en eventuell sone med høy resistivitet.
Den første modus kan antas å være en TM-modus, og den andre modus en TE-modus.
Ifølgeoppfinnelsen blir således målinger tatt med senderen og mottakeren anordnet både på linje og parallelt, og de to sett med målinger blir sammenlignet. En karakteristisk forskjell i verdier indikerer et lag med høy resistivitet som befinner seg under lag med høy konduktivitet. Høy resistivitet indikerer forekomsten av hydrokarboner, og dermed er differansen i verdier en direkte hydrokarbonindikator.
Denne teknikken kan benyttes i forbindelse med konvensjonelle seismiske teknikker til å identifisere hydrokarbonreservoarer.
Senderen og/eller mottakeren omfatter fortrinnsvis en gruppe av dipolantenner.
Denne teknikken kan anvendes ved undersøkelse av landbaserte undergrunnsreservoarer, men er spesielt anvendbar ved submarine, spesielt undervanns, undergrunnsreservoarer. Feltet blir fortrinnsvis påtrykket ved å benytte en eller flere sendere anbrakt på jordoverflaten, og deteksjonen blir utført ved hjelp av en eller flere mottakere anbrakt på jordens overflate. I en foretrukket anvendelse er senderen eller senderne og/eller mottakerne anbrakt på eller nær havbunnen eller bunnen av et område dekt med vann.
I et foretrukket arrangement er sender- og mottakerantennene anbrakt på en felles kabel som slepes bak et fartøy. Dette vil resultere i en fast offset (forskyvning) eller en rekke med faste offsetverdier når det benyttes flere mottakere. Senderen utsender fortrinnsvis begge modi og kan derfor omfatte to dipoler anordnet i innbyrdes rett vinkel. Hver mottaker omfatter fortrinnsvis to dipoler anordnet i innbyrdes rett vinkel. Fortrinnsvis er én senderdipol og én mottakerdipol anordnet i rett vinkel på kabelens retning. Alternativt kan senderen og/eller mottakerne hver omfatte en enkelt dipolantenne anordnet skrått, for eksempel ved 45 °, til kabelretningen. Med dette arrangementet blir det utsendte felt oppløst.
Ved å benytte denne teknikken blir det mulig å oppnå sammenlignbare resultater fra de to modi ettersom det samme signal og samme offset blir benyttet. Det vil ikke spille noen særlig rolle om senderen driver med hensyn til frekvens eller amplitude. Reservoarer kan videre detekteres i sann tid. Hvis derfor resultatene viser en differanse i de to modi, vil dette sterkt indikere forekomsten av et hydrokarbonførende reservoar, og dermed kan en mer detaljert undersøkelse foretas med en gang.
Et slikt system vil vanligvis benytte en enkelt senderkilde og flere mottakere, vanligvis flere enn ti. De forskjellige offset vil være egnet til å detektere reservoarer på forskjellige dybder.
Mottakerne kan være utplassert på en enkelt kabel eller på en rekke parallelle kabler. Det kan også være flere sendere.
I praksis vil fartøyet vanligvis stanse og kabelen bli tillatt å synke før sending. Det vil være en utsendelse ved flere forskjellige frekvenser før fartøyet beveger seg til en annen posisjon. Teknikken er spesielt egnet for kantdeteksjon, og det er en enkel sak å velge en passende oppløsning. Hvis undersøkelsen imidlertid blir utført i et ubestemt område, bør resistiviteten til topplagene kartlegges, for eksempel med MT-metoder eller ved hjelp av invertering etter en refleksjonsundersøkelse.
Hvis offsetverdien mellom senderen og mottakeren er betydelig større enn tre ganger dybden av reservoaret fra havbunnen (dvs. tykkelsen av overdekningen), vil man forstå at dempningen av den brutte bølge ofte vil være mindre enn for den direkte bølge og den reflekterte bølge. Grunnen til dette er det faktum at banen til den brutte bølge vil effektivt være avstanden fra senderen ned til reservoaret, det vil si tykkelsen av overdekningen, pluss offsetverdien langs reservoaret, pluss avstanden fra reservoaret opp til mottakerne, det vil igjen si tykkelsen av overdekningen.
Polariseringen til kildeutsendelsen vil bestemme hvor meget energi som overføres til det olj eførende lag i retning av mottakeren. En dipolantenne er derfor den valgte sender. Generelt blir det foretrukket å benytte en dipol med stor effektiv lengde. Senderdipolen kan derfor være fra 100 til 1000 meter lang og kan slepes i to ortogonale retninger. Mottakerdipolens optimale lengde blir bestemt av overdekningens tykkelse.
Det utsendte felt kan være pulset, men en koherent, kontinuerlig bølge med trinnfrekvenser blir foretrukket. Det kan sendes i en betydelig tidsperiode i løpet av hvilken senderen fortrinnsvis bør være stasjonær (selv om den kan bevege seg langsomt), og utsendelsen stabil. Feltet kan således utsendes over en tidsperiode på fra 3 sekunder til 60 minutter, fortrinnsvis fra 3 til 30 minutter, for eksempel omkring 20 minutter. Mottakerne kan også være innrettet til å detektere en direkte bølge og en bølge brutt fra reservoaret, og analysen kan innbefatte ekstrahering av fase- og amplitudedata for den brutte bølge fra tilsvarende data fra den direkte bølge.
Bølgelengden til utsendelsen bør fortrinnsvis være i området
0, ls<A<l0s;
hvor X er bølgelengden til utsendelsen gjennom overdekningen og s er avstanden fra havbunnen til reservoaret. Helst er X, fra omkring 0,5 s til 2 s. Senderfrekvensen kan være fra 0,01 Hz til 1 kHz, fortrinnsvis fra 1 til 20 Hz, for eksempel 5 Hz.
Avstanden mellom senderen og en mottaker bør fortrinnsvis være i området
0,5A<Z<10A;
hvor X er bølgelengden til utsendelsen gjennom overdekningen og L er avstanden mellom senderen og den første mottaker.
Man vil forstå at den foreliggende oppfinnelse kan benyttes til å bestemme posisjonen, utstrekningen, beskaffenheten og volumet av et spesielt sedimentert lag, og kan også benyttes til å detektere endringer i disse parameterne over en tidsperiode.
Oppfinnelsen kan utføres i praksis på forskjellige måter og vil nå bli illustrert ved hjelp av de følgende utførelsesformer og undersøkelser og simuleringer i redusert skala. Det vises til de vedføyde tegninger, hvor: Fig. 1 er et vertikalt tverrsnitt gjennom en testtank;
fig. 2 er et planriss av tanken på fig. 1;
fig. 3 er et planriss av de antenner som benyttes i tanken på fig. 1;
fig. 4 er et sideriss av antennene på fig. 3;
figurene 5 og 6 er henholdsvis et skjematisk planriss og et sideriss av testtankoppsettet for målingen;
fig. 7 er et diagram som viser beregnede og målte verdier for det utsendte elektriske felt for en gitt frekvens i modellforsøket;
fig. 8 er et diagram som viser beregnede verdier for det elektriske felt i en realistisk jordmodell;
fig. 9 er et skjematisk sideriss av utformingen av en kabel som slepes av.et fartøy; fig. 10 er et planriss som svarer til fig. 9; og
figurene 11 og 12 er skisser i likhet med fig. 10, som viser to alternative arrangementer.
Tanken 11 som er vist på fig. 1 og 2, omfatter et betonghus som er 9 m langt, 6 m bredt og 8 m dypt. Tanken 11 er fylt med sjøvann 12. En membran 13 fylt med ferskvann 14 er plassert i tanken. Membranen 13 er 7,5 m lang, 4,25 m bred og 0,25 m tykk og kan være anbrakt ved enhver ønsket høyde i en horisontal orientering i tanken 11.
Konduktiviteten til sjøvannet 12 ble målt til å være 5,3 S/m ved 14° C, og konduktiviteten til ferskvannet ble målt til å være 0,013 S/m. Forholdet mellom de to konduktiviteter er derfor meget nær 400.
Den kritiske frekvens fc for et ledende medium, det vil si den frekvens ved hvilken forskyvningsstrømmen er lik ledningsstrømmen, er gitt ved
hvor £f er den relative dielektrisitetskonstanten til mediet, og o er konduktiviteten i S/m. For vann er e, = 80 ved de frekvenser og temperaturer som er av interesse. For de to konduktivitetsverdiene o = 5,2 S/m og o = 0,013 S/m, er henholdsvis fc = 1,2 GHz og 3 MHz. Siden den høyeste frekvens i forsøkene er 0,83 MHz, er det en rimelig tilnærmelse å se bort fra forskyvningsstrømmen, selv for ferskvannet. For et ikke-magnetisk, ledende medium er forplantningskonstanten y gitt ved Bølgelengden X, definert som den avstand over hvilken fasen endrer seg 2n, er gitt ved X i m, f i MHz og o i S/m. Skinndybden, den avstand over hvilken amplituden avtar med l/e, er relatert til bølgelengden ved
For ytterkantene av frekvensområdet, for sjøvann med o = 5,2 S/m, er
og for ferskvann med a = 0,013 S/m, er
Det vises nå til figurene 3 og 4, hvor to identiske elektriske dipolantenner som vist ble brukt for senderen og mottakeren.
Hver antenne 15 omfatter to kvadratiske messingplater 16, med sidekant 15 cm montert på et epoksysubstrat 17. Hver plate 16 er koblet til en koaksialkabel 18 som passerer gjennom et epoksyrør 19 montert rettvinklet til platen 16, til et symmetriledd eller en balun som transformerer impedansen til antennen 15 fra omkring 2il i sjøvann til omkring 5011.
Måleoppsettet er vist på figur 5 og 6. En automatisk nettanalysator (ANA) måler utsendelsen mellom antennene 15 som en funksjon av avstand (offset) og frekvens. Arrangementet som er vist på fig. 5, viser antennene 15 i den parallelle orientering. I-linjeorienteringen blir oppnådd ved å rotere begge antenner 90° i horisontalplanet.
Resultatet av målingene er vist på fig. 7 sammen med de tilsvarende teoretiske resultater. Målingene stemmer godt overens med de teoretiske resultater, og figuren inneholder to sett med kurver, en med parallelle antenner og en med antennene på linje. De teoretiske resultater er beregnet for infinitesimale dipolantenner. Orienteringene til antennene og frekvensen er vist på figurene.
Parameterne for forsøket er skalert i forhold til mulige praktiske situasjoner. For å gi et begrep om størrelsesordenen: hvis frekvensen blir skalert ned med en faktor på 40 000 og konduktiviteten med en faktor på 10, vil dimensjonene bli skalert opp med en faktor på 632, og forsøksoppsettet vil svare til et lag med lav konduktivitet og med tykkelse på 150 m og konduktivitet på 0,0013 S/m under en overdekning med tykkelse 300 m og konduktivitet lik 0,52 S/m. Det tilsvarende frekvensområde vil være fra 0,75 Hz til 20 Hz, og lengden av antennen nesten 300 m.
Fremgangsmåten med TE- og TM-modus er blitt testet ved hjelp av datasimuleringer på en enkel horisontalt lagdelt jordmodell med elektriske parameterverdier for typiske dypvannsundergrunnssedimenter. Modellen har et uendelig isolerende luftlag, et 1150 meter vannlag med 0,3125 Sim, 950 meter overdekning med lftm, en 150 meter reservoarsone med 50ilm og en uendelig overdekning med lHm. Figur 8 illustrerer amplituderesponsen |E| (elektrisk felt) som en funksjon av mottakeroffset, forårsaket av et signal på 1 Hz. Responsene fra både TM-modusen (heltrukket med x'er) og TE-modus (stiplet med +'er) er vist. Amplitudene for TM-modusen er tilnærmet 10 ganger større for en offset på 5 km. Som referanse er responsen fra et homogent halvrom med lfim vist for begge konfigurasjoner (svarende til en respons fra et vannfylt reservoar eller utenfor reservoararealet). TE-modusen har det største avvik fra sitt halvrom, det vil si at denne modusen er mer følsom for et hydrokarbonlag. Figurene 9 og 10 viser et fartøy 31 som sleper en kabel (eller streamer) 32 like over havbunnen 33. Kabelen 32 bærer en senderdipolantenne 34 og flere mottakerdipoler 35, hvorav bare fire er vist. Vanndybden kan være av størrelsesorden 1000 m, avstanden mellom senderen 34 og den nærmeste mottaker 35 kan være omkring 2000 m, og mottakerne kan være omkring 100 m fra hverandre. Senderen 34 blir styrt fra fartøyet 31 via kabelen 32, og de responser som detekteres av mottakerne 35, blir sendt tilbake til fartøyet 31 i sann tid, igjen via kabelen 32. Figur 10 viser et arrangement hvor fartøyet 31 sleper tre kabler 41, 42,43 som hver bærer en rekke mottakere 45, 46, 47. Avstanden mellom de tre kablene 41,42, 43 blir oppnådd ved hjelp av et stag 44.
I det arrangementet som er vist på figur 11, er senderen 48 i form av to dipolantenner, en parallell med kabelen 42 og en i rett vinkel.
Arrangementet som er vist på figur 12 er lik det på figur 11, men i dette tilfellet er senderen 51 en enkelt dipolantenne anordnet i en vinkel på 45 0 med kabelen 42.
Claims (16)
1. Fremgangsmåte for å lete etter et hydrokarbonholdig undergrunnsreservoar, omfattende: å utplassere en elektrisk senderdipolantenne (34) med sin akse hovedsakelig horisontalt; å utplassere en elektrisk mottakerdipolantenne (35) på linje med senderen (34); å påtrykke et EM-felt på sedimenterte undergrunnslag ved å benytte senderen; og å detektere EM-bølgefeltresponsen ved å benytte mottakeren;
karakterisert ved: å søke i responsen etter en komponent som representerer en brutt bølge ifølge en første modus forårsaket av en sone med høy resistivitet; å utplassere en elektrisk mottakerdipolantenne (35) parallelt med senderen; å påtrykke et EM-felt på de sedimenterte lag ved å benytte senderen; å detektere EM-bølgefeltresponsen ved å benytte mottakeren; å søke i responsen etter en komponent som representerer en brutt bølge ifølge en andre modus; og å sammenligne den brutte bølgerespons ifølge den første modus med den brutte bølgerespons ifølge den andre modus for å bestemme forekomsten og/eller beskaffenheten av en eventuell sone med høy resistivitet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den første modus er en TM-polariseringsmodus og/eller at den andre modus er en TE-polariseringsmodus.
3. Fremgangsmåte ifølge kravl eller 2, karakterisert ved at senderen (34) og/eller mottakeren (35) omfatter en gruppe av dipolantenner.
4. Fremgangsmåte ifølge ett av de foregående krav, karakterisert ved at senderen (34) og/eller mottakeren (35) er anbrakt på eller nær havbunnen (33) eller bunnen av et annet vanndekt område.
5. Fremgangsmåte ifølge ett av de foregående krav, karakterisert ved at senderen (34) og mottakerne (35) er plassert på en felles kabel (32) anordnet for å bli slept bak et fartøy (31).
6. Fremgangsmåte ifølge ett av de foregående krav, karakterisert ved at senderen (51) omfatter to dipolantenner (34, 35) anordnet i innbyrdes rett vinkel.
7. Fremgangsmåte ifølge ett av de foregående krav, karakterisert ved at hver mottaker omfatter to dipolantenner anordnet i innbyrdes rett vinkel.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at senderen og/eller mottakeren hver omfatter en enkelt dipolantenne anordnet på skrå i forhold til kabelens retning.
9. Fremgangsmåte ifølge ett av de foregående krav, karakterisert ved at frekvensen til EM-feltet varieres kontinuerlig over utsendelsesperioden.
10. Fremgangsmåte ifølge ett av de foregående krav, karakterisert ved at feltet utsendes over en tidsperiode på fra 3 sekunder til 60 minutter.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, karakterisert ved at utsendelsestiden er fra 3 til 30 minutter.
12. Fremgangsmåte ifølge ett av de foregående krav, karakterisert ved at bølgelengden til utsendelsen er gitt ved formelen
0,1 s<A,< 10 s;
hvor X er utsendelsens bølgelengde gjennom overdekningen og s er avstanden fra havbunnen (33) til reservoaret.
13. Fremgangsmåte ifølge ett av de foregående krav, karakterisert ved at avstanden mellom senderen og en mottaker er gitt ved formelen
0,5A. < L < 10X;
hvor X er utsendelsens bølgende gjennom overdekningen og L er avstanden mellom senderen (34) og mottakeren (35).
14. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 10 til 13, karakterisert ved at sendefrekvensen er fra 0,01 Hz til 1 kHz.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, karakterisert ved at sendefrekvensen er fra 1 til 20 Hz.
16. Fremgangsmåte ifølge ett av de foregående krav, karakterisert ved at den omfatter å undertrykke den direkte bølge og/eller ethvert annet kjent bølgebidrag som kan forstyrre målingene, for derved å redusere det nødvendige dynamiske område til mottakeren (35) og øke oppløsningen av den brutte bølge.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB0019956A GB0019956D0 (en) | 2000-08-14 | 2000-08-14 | Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs |
GBGB0023921.0A GB0023921D0 (en) | 2000-09-29 | 2000-09-29 | Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs |
PCT/GB2001/003473 WO2002014906A1 (en) | 2000-08-14 | 2001-08-02 | Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20020201D0 NO20020201D0 (no) | 2002-01-14 |
NO20020201L NO20020201L (no) | 2002-04-02 |
NO324897B1 true NO324897B1 (no) | 2007-12-27 |
Family
ID=26244836
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20020201A NO324897B1 (no) | 2000-08-14 | 2002-01-14 | Fremgangsmate for a lete etter et hydrokarbonholdig undergrunnsreservoar |
Country Status (16)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7038456B2 (no) |
EP (1) | EP1309887B2 (no) |
CN (1) | CN1246706C (no) |
AT (1) | ATE263383T1 (no) |
AU (3) | AU7858001A (no) |
BR (2) | BRPI0113208B8 (no) |
CA (1) | CA2417832C (no) |
DE (1) | DE60102595T2 (no) |
DK (1) | DK1309887T4 (no) |
EG (1) | EG22885A (no) |
ES (1) | ES2218438T3 (no) |
MX (1) | MXPA03001367A (no) |
MY (1) | MY127089A (no) |
NO (1) | NO324897B1 (no) |
PT (1) | PT1309887E (no) |
WO (1) | WO2002014906A1 (no) |
Families Citing this family (87)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB9818875D0 (en) | 1998-08-28 | 1998-10-21 | Norske Stats Oljeselskap | Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs |
GB0002422D0 (en) | 2000-02-02 | 2000-03-22 | Norske Stats Oljeselskap | Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs |
BRPI0113208B8 (pt) * | 2000-08-14 | 2019-08-20 | Electromagnetic Geoservices As | métodos de determinação da natureza de um reservatório subterrâneo ou de procura de um reservatório subterrâneo com hidrocarbonetos, e, de levantamento de medições subterrâneas |
GB2383133A (en) * | 2001-08-07 | 2003-06-18 | Statoil Asa | Investigation of subterranean reservoirs |
GB2413188B (en) * | 2001-08-07 | 2006-01-11 | Electromagnetic Geoservices As | Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs |
GB2385923B (en) * | 2002-05-24 | 2004-07-28 | Statoil Asa | System and method for electromagnetic wavefield resolution |
US6842006B2 (en) | 2002-06-27 | 2005-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Marine electromagnetic measurement system |
GB2390904B (en) | 2002-07-16 | 2004-12-15 | Univ Southampton | Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs |
GB2395563B (en) | 2002-11-25 | 2004-12-01 | Activeem Ltd | Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs |
US7109717B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-09-19 | The Regents Of The University Of California | System and method for hydrocarbon reservoir monitoring using controlled-source electromagnetic fields |
US7023213B2 (en) | 2002-12-10 | 2006-04-04 | Schlumberger Technology Corporation | Subsurface conductivity imaging systems and methods |
GB2399640B (en) * | 2003-03-17 | 2007-02-21 | Statoil Asa | Method and apparatus for determining the nature of submarine reservoirs |
GB2402745B (en) * | 2003-06-10 | 2005-08-24 | Activeem Ltd | Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs |
US7228903B2 (en) * | 2003-07-08 | 2007-06-12 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for wireline imaging in nonconductive muds |
GB2409900B (en) * | 2004-01-09 | 2006-05-24 | Statoil Asa | Processing seismic data representing a physical system |
GB2411006B (en) | 2004-02-16 | 2006-01-25 | Ohm Ltd | Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs |
GB2413851B (en) | 2004-05-06 | 2006-08-09 | Ohm Ltd | Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs |
GB2420855B (en) * | 2004-12-02 | 2009-08-26 | Electromagnetic Geoservices As | Source for electromagnetic surveying |
GB2422673B (en) * | 2005-02-01 | 2010-03-24 | Electromagnetic Geoservices As | Optimum signal for sea bed logging |
GB2423370B (en) | 2005-02-22 | 2007-05-02 | Ohm Ltd | Electromagnetic surveying for resistive or conductive bodies |
US7295013B2 (en) | 2005-04-11 | 2007-11-13 | Schlumberger Technology Corporation | Remotely operable measurement system and method employing same |
EP1889200A4 (en) | 2005-06-09 | 2017-08-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for determining earth vertical electrical anisotropy in marine electromagnetic surveys |
AU2006258149B2 (en) | 2005-06-10 | 2011-07-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for controlled source electromagnetic reconnaissance surveying |
US7330790B2 (en) * | 2005-10-03 | 2008-02-12 | Seismic Sciences, Inc. | Method of seismo electromagnetic detecting of hydrocarbon deposits |
US7411399B2 (en) | 2005-10-04 | 2008-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic survey system with multiple sources |
NO323889B1 (no) * | 2005-11-03 | 2007-07-16 | Advanced Hydrocarbon Mapping A | Framgangsmate for kartlegging av hydrokarbonreservoarer samt apparat for anvendelse ved gjennomforing av framgangsmaten |
US7884612B2 (en) * | 2005-12-22 | 2011-02-08 | Westerngeco L.L.C. | Multi-component field sources for subsea exploration |
GB2434868B (en) | 2006-02-06 | 2010-05-12 | Statoil Asa | Method of conducting a seismic survey |
GB2435693A (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-05 | Electromagnetic Geoservices As | Seabed electromagnetic surveying |
NO326957B1 (no) * | 2006-02-13 | 2009-03-23 | Norsk Hydro As | Elektromagnetisk metode pa grunt vann med bruk av styrt kilde |
EP1991886A4 (en) | 2006-02-21 | 2012-07-04 | Exxonmobil Upstream Res Co | METHOD FOR SUPPRESSING ELECTROMAGNETIC RADIO WAVES BY ACTIVE DISCONNECTION AND SHIELDING |
US20070216416A1 (en) * | 2006-03-15 | 2007-09-20 | Baker Hughes Incorporated | Electromagnetic and Magnetostatic Shield To Perform Measurements Ahead of the Drill Bit |
GB2442849B (en) * | 2006-03-29 | 2008-08-20 | Pgs Geophysical As | Low noise towed electromagnetic system for subsurface exploration |
US7471089B2 (en) | 2006-04-24 | 2008-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Electrode array for marine electric and magnetic field measurements having first and second sets of electrodes connected to respective first and second cables |
AU2007248882B2 (en) * | 2006-05-04 | 2011-01-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Time lapse analysis with electromagnetic data |
GB2439378B (en) | 2006-06-09 | 2011-03-16 | Electromagnetic Geoservices As | Instrument for measuring electromagnetic signals |
US7657391B2 (en) | 2006-07-14 | 2010-02-02 | Westerngeco L.L.C. | Electromagnetically detecting thin resistive bodies in shallow water and terrestrial environments |
US7860655B2 (en) | 2006-07-14 | 2010-12-28 | Westerngeco L.L.C. | Electromagnetically detecting thin resistive bodies in shallow water and terrestrial environments |
GB2441786A (en) * | 2006-09-15 | 2008-03-19 | Electromagnetic Geoservices As | Combined electromagnetic and seismic surveying |
US7400977B2 (en) | 2006-10-12 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Computing values for surveying a subterranean structure based on measurements according to different electromagnetic survey techniques |
GB2442749B (en) | 2006-10-12 | 2010-05-19 | Electromagnetic Geoservices As | Positioning system |
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 |
US7430474B2 (en) | 2006-10-31 | 2008-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | Removing sea surface-related electromagnetic fields in performing an electromagnetic survey |
US7667464B2 (en) | 2006-11-02 | 2010-02-23 | Westerngeco L.L.C. | Time segmentation of frequencies in controlled source electromagnetic (CSEM) applications |
NO326978B1 (no) * | 2006-11-27 | 2009-03-30 | Advanced Hydrocarbon Mapping As | Framgangsmate for kartlegging av hydrokarbonreservoarer pa grunt vann samt apparat for anvendelse ved gjennomforing av framgangsmaten |
GB2445582A (en) | 2007-01-09 | 2008-07-16 | Statoil Asa | Method for analysing data from an electromagnetic survey |
US8207901B2 (en) * | 2007-01-29 | 2012-06-26 | Agency For Science, Technology And Research | Antenna for underwater communications |
NO330103B1 (no) | 2007-02-09 | 2011-02-21 | Statoil Asa | Sammenstilling for boring og logging, fremgangsmate for elektropulsboring og logging |
US7659724B2 (en) | 2007-03-29 | 2010-02-09 | Westerngeco L.L.C. | Surveying method using an arrangement of plural signal sources |
US7826972B2 (en) | 2007-03-30 | 2010-11-02 | Westerngeco L.L.C | Methods of electromagnetic logging using a current focusing receiver |
US7633296B2 (en) | 2007-03-30 | 2009-12-15 | Westerngeco L.L.C. | Receivers and methods for electromagnetic measurements |
US7640110B2 (en) * | 2007-04-27 | 2009-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Pixel based inversion method for surface electromagnetic measurement |
US7746077B2 (en) * | 2007-04-30 | 2010-06-29 | Kjt Enterprises, Inc. | Method for measuring the magnetotelluric response to the earth's subsurface |
US8026723B2 (en) * | 2007-04-30 | 2011-09-27 | Kjt Enterprises, Inc. | Multi-component marine electromagnetic signal acquisition method |
US7872477B2 (en) * | 2007-04-30 | 2011-01-18 | Kjt Enterprises, Inc. | Multi-component marine electromagnetic signal acquisition cable and system |
US8148992B2 (en) | 2007-05-14 | 2012-04-03 | Ocean Floor Geophysics, Inc. | Underwater electric field electromagnetic prospecting system |
US7863901B2 (en) * | 2007-05-25 | 2011-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Applications of wideband EM measurements for determining reservoir formation properties |
US7705599B2 (en) * | 2007-07-09 | 2010-04-27 | Kjt Enterprises, Inc. | Buoy-based marine electromagnetic signal acquisition system |
US7852087B2 (en) * | 2007-08-10 | 2010-12-14 | Schlumberger Technology Corporation | Removing effects of near surface geology from surface-to-borehole electromagnetic data |
US7949470B2 (en) | 2007-11-21 | 2011-05-24 | Westerngeco L.L.C. | Processing measurement data in a deep water application |
US7671598B2 (en) * | 2007-12-03 | 2010-03-02 | Pgs Geophysical As | Method and apparatus for reducing induction noise in measurements made with a towed electromagnetic survey system |
US7834632B2 (en) | 2007-12-03 | 2010-11-16 | Pgs Geophysical As | Receiver streamer system and method for marine electromagnetic surveying |
US7660671B2 (en) * | 2007-12-06 | 2010-02-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for electromagnetic logging of a formation |
US8547783B2 (en) * | 2007-12-12 | 2013-10-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for evaluating submarine formations |
US20090265111A1 (en) * | 2008-04-16 | 2009-10-22 | Kjt Enterprises, Inc. | Signal processing method for marine electromagnetic signals |
US7999552B2 (en) * | 2008-06-03 | 2011-08-16 | Westerngeco L.L.C. | Sensor cable for electromagnetic surveying |
US8080999B2 (en) * | 2008-07-05 | 2011-12-20 | Westerngeco L.L.C. | Sensor cable for electromagnetic surveying |
US8499830B2 (en) * | 2008-07-07 | 2013-08-06 | Bp Corporation North America Inc. | Method to detect casing point in a well from resistivity ahead of the bit |
US8061442B2 (en) * | 2008-07-07 | 2011-11-22 | Bp Corporation North America Inc. | Method to detect formation pore pressure from resistivity measurements ahead of the bit during drilling of a well |
US7861801B2 (en) * | 2008-07-07 | 2011-01-04 | Bp Corporation North America Inc. | Method to detect coring point from resistivity measurements |
US8228208B2 (en) * | 2008-07-28 | 2012-07-24 | Westerngeco L.L.C. | Communication system for survey source and receiver |
US20100045296A1 (en) * | 2008-08-19 | 2010-02-25 | Pgs Geophysical As | Cable system for marine data acquisition |
GB2466764B (en) | 2008-10-02 | 2013-03-27 | Electromagnetic Geoservices As | Method for enhanced subsurface electromagnetic sensitivity |
US8164340B2 (en) * | 2008-10-23 | 2012-04-24 | Kjt Enterprises, Inc. | Method for determining electromagnetic survey sensor orientation |
US9341732B2 (en) * | 2008-12-15 | 2016-05-17 | The Governing Council Of The University Of Toronto | Continuously towed seafloor electromagnetic prospecting system |
US8143897B2 (en) * | 2009-02-11 | 2012-03-27 | Mtem Ltd. | Short-offset transient electromagnetic geophysical surveying |
US8729903B2 (en) * | 2009-11-09 | 2014-05-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for remote identification and characterization of hydrocarbon source rocks using seismic and electromagnetic geophysical data |
US9588250B2 (en) | 2010-04-14 | 2017-03-07 | Baker Hughes Incorporated | Three-coil system with short nonconductive inserts for transient MWD resistivity measurements |
US20110255368A1 (en) * | 2010-04-14 | 2011-10-20 | S Dow Gustav G Ran Mattias | Method for 2D and 3D electromagnetic field measurements using a towed marine electromagnetic survey system |
US8575938B2 (en) * | 2010-04-20 | 2013-11-05 | Pgs Geophysical As | Electrical power system for towed electromagnetic survey streamers |
GB2481845B (en) | 2010-07-08 | 2014-04-30 | Electromagnetic Geoservices As | Low noise marine electric field sensor system |
CN102466822B (zh) * | 2010-11-04 | 2013-09-04 | 中国石油天然气集团公司 | 一种海洋电磁勘探四极互组合布极方法 |
US20120194196A1 (en) * | 2011-02-02 | 2012-08-02 | Leendert Combee | Electromagnetic Source to Produce Multiple Electromagnetic Components |
US8587316B2 (en) | 2011-12-08 | 2013-11-19 | Pgs Geophysical As | Noise reduction systems and methods for a geophysical survey cable |
US8922214B2 (en) | 2011-12-27 | 2014-12-30 | Pgs Geophysical As | Electromagnetic geophysical survey systems and methods employing electric potential mapping |
US8736269B2 (en) | 2011-12-27 | 2014-05-27 | Pgs Geophysical As | Electromagnetic geophysical survey systems and methods employing electric potential mapping |
US9239401B2 (en) * | 2012-03-01 | 2016-01-19 | Pgs Geophysical As | Stationary source for marine electromagnetic surveying |
Family Cites Families (73)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2077707A (en) * | 1933-08-01 | 1937-04-20 | Melton Benjamin Starr | Electromagnetic prospecting method |
US2531088A (en) * | 1947-10-16 | 1950-11-21 | Standard Oil Dev Co | Electrical prospecting method |
US3052836A (en) * | 1957-12-24 | 1962-09-04 | Shell Oil Co | Method for marine electrical prospecting |
US3398356A (en) * | 1964-02-10 | 1968-08-20 | Westinghouse Electric Corp | Method utilizing a pair of subsurface antennas for determining the physical properties effecting radio energy propagation through earth |
GB1239953A (en) * | 1967-06-06 | 1971-07-21 | Rech S Geol Et Minieres Bureau | Improvements in or relating to methods and apparatus for determining the electrical resistance of the sub-soil |
US4010413A (en) * | 1971-08-23 | 1977-03-01 | Geo-Nav, Inc. | Plural frequency geological exploration system and method with phase comparison |
US3806795A (en) * | 1972-01-03 | 1974-04-23 | Geophysical Survey Sys Inc | Geophysical surveying system employing electromagnetic impulses |
FR2288988A1 (fr) * | 1974-07-30 | 1976-05-21 | Duroux Jean | Procede et appareil de prospection en mer par mesure de champs electromagnetiques |
US4079309A (en) * | 1976-09-03 | 1978-03-14 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Method for determining changes in earth resistivity by measuring phase difference between magnetic field components |
FR2390743A1 (fr) * | 1977-05-09 | 1978-12-08 | Geophysique Cie Gle | Prospection electromagnetique du sous-sol par induction, associee a une prospection par sondage electrique |
US4258321A (en) * | 1978-03-09 | 1981-03-24 | Neale Jr Dory J | Radio geophysical surveying method and apparatus |
US4308499A (en) * | 1978-05-26 | 1981-12-29 | Kali Und Salz A.G. | Method utilizing electromagnetic wave pulses for determining the locations of boundary surfaces of underground mineral deposits |
US4446434A (en) * | 1978-12-20 | 1984-05-01 | Conoco Inc. | Hydrocarbon prospecting method with changing of electrode spacing for the indirect detection of hydrocarbon reservoirs |
US5025218A (en) * | 1979-04-23 | 1991-06-18 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Pulsed field system for detecting the presence of a target in a subsurface environment |
MA18895A1 (fr) * | 1979-07-09 | 1981-04-01 | Cie Generale De Geophysique Sa | Procede et dispositif de prospection geophysique a courants transitoires |
SE419269B (sv) * | 1979-11-29 | 1981-07-20 | Boliden Ab | Forfarande och anordning for bestemning av markens elektriska ledningsformaga |
FR2479992A1 (fr) | 1980-04-03 | 1981-10-09 | Duroux Jean | Procede de prospection geophysique par reflexion electromagnetique par mesure du champ electrique reflechi et moyen de mise en oeuvre par emetteur et recepteur rapproches |
FR2497360A1 (fr) * | 1980-12-31 | 1982-07-02 | Schlumberger Prospection | Mesure de phase et d'amplitude pour un systeme de diagraphie des proprietes dielectriques |
US4451789A (en) * | 1981-09-28 | 1984-05-29 | Nl Industries, Inc. | Logging tool and method for measuring resistivity of different radial zones at a common depth of measurement |
US4506225A (en) * | 1981-12-28 | 1985-03-19 | Barringer Research Limited | Method for remote measurement of anomalous complex variations of a predetermined electrical parameter in a target zone |
US4489276A (en) * | 1982-01-20 | 1984-12-18 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Dual-cone double-helical downhole logging device |
CA1133058A (en) | 1982-02-18 | 1982-10-05 | Geonics Limited | Electromagnetic geophysical surveying system |
PL141895B1 (en) * | 1983-03-03 | 1987-09-30 | Instytut Gornictwa Naftowego Gaz | Method of and system for direct prospecting of hydrocarbon accumulations |
US4594551A (en) * | 1983-03-31 | 1986-06-10 | Texaco Inc. | Method of deep penetration well logging using three receivers |
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 |
US4616184A (en) * | 1984-06-27 | 1986-10-07 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | CSAMT method for determining depth and shape of a sub-surface conductive object |
US4652829A (en) * | 1984-12-28 | 1987-03-24 | Schlumberger Technology Corp. | Electromagnetic logging apparatus with button antennas for measuring the dielectric constant of formation surrounding a borehole |
DE3529466A1 (de) * | 1985-08-16 | 1987-04-09 | Pipeline Engineering Ges Fuer | Verfahren zur bestimmung der grenzen von unterirdischen erdgas-lagerstaetten |
US4686477A (en) | 1985-09-30 | 1987-08-11 | Mobil Oil Corporation | Multiple frequency electric excitation method and identifying complex lithologies of subsurface formations |
US5633590A (en) * | 1986-11-04 | 1997-05-27 | Paramagnetic Logging, Inc. | Formation resistivity measurements from within a cased well used to quantitatively determine the amount of oil and gas present |
US5570024A (en) * | 1986-11-04 | 1996-10-29 | Paramagnetic Logging, Inc. | Determining resistivity of a formation adjacent to a borehole having casing using multiple electrodes and with resistances being defined between the electrodes |
US4835474A (en) * | 1986-11-24 | 1989-05-30 | Southwest Research Institute | Method and apparatus for detecting subsurface anomalies |
GB8825435D0 (en) * | 1988-10-31 | 1988-12-29 | Cross T E | Detection of non metallic material |
US5066916A (en) * | 1990-01-10 | 1991-11-19 | Halliburton Logging Services, Inc. | Technique for separating electromagnetic refracted signals from reflected signals in down hole electromagnetic tools |
US5877995A (en) | 1991-05-06 | 1999-03-02 | Exxon Production Research Company | Geophysical prospecting |
US5192952A (en) * | 1991-06-11 | 1993-03-09 | Johler J Ralph | Method and apparatus for transmitting electromagnetic signals into the earth from a capacitor |
US5280284A (en) * | 1991-06-11 | 1994-01-18 | Johler J Ralph | Method of determining the electrical properties of the earth by processing electromagnetic signals propagated through the earth from a capacitor |
US5230386A (en) | 1991-06-14 | 1993-07-27 | Baker Hughes Incorporated | Method for drilling directional wells |
USH1490H (en) * | 1992-09-28 | 1995-09-05 | Exxon Production Research Company | Marine geophysical prospecting system |
US5486764A (en) * | 1993-01-15 | 1996-01-23 | Exxon Production Research Company | Method for determining subsurface electrical resistance using electroseismic measurements |
USH1524H (en) * | 1993-01-15 | 1996-04-02 | Exxon Production Research Company | Method for using electromagnetic grounded antennas as directional geophones |
US5373443A (en) * | 1993-10-06 | 1994-12-13 | The Regents, University Of California | Method for imaging with low frequency electromagnetic fields |
US6060885A (en) * | 1993-10-14 | 2000-05-09 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for determining the resistivity and conductivity of geological formations surrounding a borehole |
US5563513A (en) * | 1993-12-09 | 1996-10-08 | Stratasearch Corp. | Electromagnetic imaging device and method for delineating anomalous resistivity patterns associated with oil and gas traps |
US5400030A (en) * | 1994-02-09 | 1995-03-21 | Exxon Production Research Company | Detection and mapping of hydrocarbon reservoirs with radar waves |
US5811973A (en) * | 1994-03-14 | 1998-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Determination of dielectric properties with propagation resistivity tools using both real and imaginary components of measurements |
US5892361A (en) * | 1994-03-14 | 1999-04-06 | Baker Hughes Incorporated | Use of raw amplitude and phase in propagation resistivity measurements to measure borehole environmental parameters |
NO314646B1 (no) * | 1994-08-15 | 2003-04-22 | Western Atlas Int Inc | Transient-elektromagnetisk måleverktöy og fremgangsmåte for bruk i en brönn |
JP3423948B2 (ja) | 1994-08-25 | 2003-07-07 | ジオ・サーチ株式会社 | 地中探査方法及び地中探査装置 |
USH1561H (en) * | 1994-09-22 | 1996-07-02 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus for detection of seismic and electromagnetic waves |
FR2729222A1 (fr) * | 1995-01-10 | 1996-07-12 | Commissariat Energie Atomique | Determination de la porosite et de la permeabilite d'une formation geologique a partir du phenomene d'electrofiltration |
RU2100829C1 (ru) | 1995-03-06 | 1997-12-27 | Акционерное общество "Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод" | Способ поиска нефтепродуктов в земле |
DE19518420C2 (de) * | 1995-05-19 | 1998-01-02 | Diether Alfred Schroeder | Schaltungsanordnung zur Verwendung in einem geophysikalischen Prospektionsverfahren |
GB2301902A (en) | 1995-06-08 | 1996-12-18 | Baker Hughes Inc | Detecting boundaries between strata while drilling a borehole |
GB2304483B (en) * | 1995-08-18 | 2000-03-29 | London Electricity Plc | System for and method of determining the location of an object in a medium |
US6023168A (en) * | 1995-08-21 | 2000-02-08 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for measuring the resistivity of underground formations |
GB9521171D0 (en) * | 1995-10-17 | 1995-12-20 | Millar John W A | Detection method |
US5886526A (en) | 1996-06-19 | 1999-03-23 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for determining properties of anisotropic earth formations |
US5841280A (en) * | 1997-06-24 | 1998-11-24 | Western Atlas International, Inc. | Apparatus and method for combined acoustic and seismoelectric logging measurements |
US6188222B1 (en) * | 1997-09-19 | 2001-02-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for measuring resistivity of an earth formation |
NO315725B1 (no) * | 1998-06-18 | 2003-10-13 | Norges Geotekniske Inst | Anordning for måling og overvåking av resistivitet utenfor et brönnrör i etpetroleumsreservoar |
US6188221B1 (en) * | 1998-08-07 | 2001-02-13 | Van De Kop Franz | Method and apparatus for transmitting electromagnetic waves and analyzing returns to locate underground fluid deposits |
GB9818875D0 (en) † | 1998-08-28 | 1998-10-21 | Norske Stats Oljeselskap | Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs |
US6573855B1 (en) | 1998-08-31 | 2003-06-03 | Osaka Gas Co., Ltd. | Three-dimensional questing method, three-dimensional voxel data displaying method, and device therefor |
US6163155A (en) * | 1999-01-28 | 2000-12-19 | Dresser Industries, Inc. | Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for determining the horizontal and vertical resistivities and relative dip angle in anisotropic earth formations |
US6184685B1 (en) * | 1999-02-22 | 2001-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mulitiple spacing resistivity measurements with receiver arrays |
US6339333B1 (en) * | 1999-03-12 | 2002-01-15 | Profile Technologies, Inc. | Dynamic electromagnetic methods for direct prospecting for oil |
GB9909040D0 (en) | 1999-04-20 | 1999-06-16 | Flight Refueling Ltd | Systems and methods for locating subsurface objects |
US6353321B1 (en) | 2000-01-27 | 2002-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Uncompensated electromagnetic wave resistivity tool for bed boundary detection and invasion profiling |
GB0002422D0 (en) * | 2000-02-02 | 2000-03-22 | Norske Stats Oljeselskap | Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs |
BRPI0113208B8 (pt) * | 2000-08-14 | 2019-08-20 | Electromagnetic Geoservices As | métodos de determinação da natureza de um reservatório subterrâneo ou de procura de um reservatório subterrâneo com hidrocarbonetos, e, de levantamento de medições subterrâneas |
GB2413188B (en) * | 2001-08-07 | 2006-01-11 | Electromagnetic Geoservices As | Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs |
GB2383133A (en) * | 2001-08-07 | 2003-06-18 | Statoil Asa | Investigation of subterranean reservoirs |
-
2001
- 2001-08-02 BR BRPI0113208A patent/BRPI0113208B8/pt unknown
- 2001-08-02 EP EP01956656.1A patent/EP1309887B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-08-02 WO PCT/GB2001/003473 patent/WO2002014906A1/en active IP Right Grant
- 2001-08-02 ES ES01956656T patent/ES2218438T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2001-08-02 AU AU7858001A patent/AU7858001A/xx active Pending
- 2001-08-02 MX MXPA03001367A patent/MXPA03001367A/es active IP Right Grant
- 2001-08-02 DK DK01956656.1T patent/DK1309887T4/en active
- 2001-08-02 US US10/344,585 patent/US7038456B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-08-02 AU AU2001278580A patent/AU2001278580B2/en not_active Ceased
- 2001-08-02 DE DE60102595T patent/DE60102595T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2001-08-02 CA CA002417832A patent/CA2417832C/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-08-02 AT AT01956656T patent/ATE263383T1/de not_active IP Right Cessation
- 2001-08-02 CN CNB018142036A patent/CN1246706C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2001-08-02 BR BR0113208-3A patent/BR0113208A/pt active IP Right Grant
- 2001-08-02 PT PT01956656T patent/PT1309887E/pt unknown
- 2001-08-03 MY MYPI20013678 patent/MY127089A/en unknown
- 2001-08-04 EG EG20010851A patent/EG22885A/xx active
-
2002
- 2002-01-14 NO NO20020201A patent/NO324897B1/no not_active IP Right Cessation
-
2005
- 2005-12-12 US US11/301,010 patent/US7202669B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2007
- 2007-05-03 AU AU2007201981A patent/AU2007201981B2/en not_active Ceased
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20040027130A1 (en) | 2004-02-12 |
MY127089A (en) | 2006-11-30 |
US7202669B2 (en) | 2007-04-10 |
US7038456B2 (en) | 2006-05-02 |
BRPI0113208B8 (pt) | 2019-08-20 |
EP1309887B1 (en) | 2004-03-31 |
DK1309887T3 (da) | 2004-06-07 |
CN1447924A (zh) | 2003-10-08 |
EP1309887A1 (en) | 2003-05-14 |
CA2417832A1 (en) | 2002-02-21 |
EP1309887B2 (en) | 2017-07-19 |
WO2002014906A1 (en) | 2002-02-21 |
DE60102595T2 (de) | 2005-03-03 |
ES2218438T3 (es) | 2004-11-16 |
NO20020201L (no) | 2002-04-02 |
ATE263383T1 (de) | 2004-04-15 |
NO20020201D0 (no) | 2002-01-14 |
BRPI0113208B1 (pt) | 2018-11-21 |
US20060091889A1 (en) | 2006-05-04 |
PT1309887E (pt) | 2004-08-31 |
BR0113208A (pt) | 2003-07-01 |
AU2007201981A1 (en) | 2007-05-24 |
CN1246706C (zh) | 2006-03-22 |
DK1309887T4 (en) | 2017-10-16 |
AU2007201981B2 (en) | 2009-08-27 |
AU2001278580B2 (en) | 2007-04-26 |
EG22885A (en) | 2003-10-30 |
DE60102595D1 (de) | 2004-05-06 |
AU7858001A (en) | 2002-02-25 |
CA2417832C (en) | 2005-10-11 |
MXPA03001367A (es) | 2003-06-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO324897B1 (no) | Fremgangsmate for a lete etter et hydrokarbonholdig undergrunnsreservoar | |
RU2361248C2 (ru) | Способ и устройство для определения природы подземных резервуаров | |
AU2001278580A1 (en) | Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs | |
US6859038B2 (en) | Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs using refracted electromagnetic waves | |
US7812611B2 (en) | Shallow marine electromagnetic hydrocarbon prospecting | |
US6900639B2 (en) | Electromagnetic method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs using refracted electromagnetic waves | |
US8188748B2 (en) | Electromagnetic surveying | |
US20100045295A1 (en) | Method and apparatus for determining the nature of submarine reservoirs | |
MX2008010284A (es) | Metodo electromagnetico en aguas someras usando una fuente controlada. | |
NO328811B1 (no) | Framgangsmate og apparat for hurtig kartlegging av submarine hydrokarbonreservoarer | |
RU2277251C2 (ru) | Способ для определения характера подземных резервуаров и способ поиска углеводородсодержащих подземных резервуаров | |
Ekaristi et al. | Enhance Hydrocarbon Exploration with Controlled Source Electromagnetic on “X” Field Preliminary Case |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: TANDBERGS PATENTKONTOR AS, POSTBOKS 7085 MAJORSTUA |
|
MK1K | Patent expired |