NO329836B1 - Framgangsmate for transformering og avbildning av elektromagnetiske letedata for submarine hydrokarbonreservoarer - Google Patents
Framgangsmate for transformering og avbildning av elektromagnetiske letedata for submarine hydrokarbonreservoarer Download PDFInfo
- Publication number
- NO329836B1 NO329836B1 NO20083007A NO20083007A NO329836B1 NO 329836 B1 NO329836 B1 NO 329836B1 NO 20083007 A NO20083007 A NO 20083007A NO 20083007 A NO20083007 A NO 20083007A NO 329836 B1 NO329836 B1 NO 329836B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- resistivity
- depth
- transmitter
- electromagnetic
- receiver
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 21
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 21
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 18
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 title claims abstract description 10
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 title claims description 14
- 238000013507 mapping Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 17
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims description 15
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 9
- 230000005684 electric field Effects 0.000 claims description 9
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 claims description 8
- 230000006870 function Effects 0.000 claims description 8
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 claims description 6
- 238000005316 response function Methods 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 2
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims 1
- 238000005476 soldering Methods 0.000 abstract description 3
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 6
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000013213 extrapolation Methods 0.000 description 2
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 2
- 101100080292 Aspergillus oryzae (strain ATCC 42149 / RIB 40) pltp gene Proteins 0.000 description 1
- 101100190814 Mus musculus Pltp gene Proteins 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000008447 perception Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000003938 response to stress Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 229910000679 solder Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/38—Processing data, e.g. for analysis, for interpretation, for correction
Abstract
Det foreslås en framgangsmåte for prosessering, transformering og kartlegging av undersjøiske letedata, innrettet til detektering av jordformasjoner som omfatter hydrokarbonreservoarer. skiller seg fra kjente framgangsmåter ved at den inkluderer en reell konfigurering av loddesystem og parametre for et gitt område i en referansemodell og ved en framgangsmåte for prosessering og transformering av de målte signalene.
Description
FRAMGANGSMÅTE FOR TRANSFORMERING OG AVBILDNING AV ELEKTROMAGNETISKE LETEDATA FOR SUBMARINE HYDROKARBONRESERVOARER
Oppfinnelsen vedrører en framgangsmåte for analyse, behandling og transformering av elektromagnetiske feltdata i den hensikt å kartlegge jordformasjoner som innbefatter hydrokarbonreservoarer. Én anvendelse av oppfinnelsen er avbildning og inversjon av elektromagnetiske feltdata målt ved marin leting ved bruk av TEMP-VEL/OEL-hydrokarbonprospekteringssystemer.
TEMP-VEL- (= Transient Electromagnetic Marine Prospecting - Vertical Electric Lines) og TEMP-OEL- (= Transient Electromagnetic Marine Prospect - Orthogonal Electric Lines) hydrokarbonprospekteringssystemer er beskrevet i NO-patent 323889, henholdsvis NO-søknad 20065436 som her er tatt inn som referanse i sin helhet.
Eksisterende metoder for leting etter hydrokarboner med elektromagnetisk, styrt kilde (Controlled Source Electromagnetic surveying (CSEM surveying)) er typisk basert på forenklet, kvalitativ form for presentasjon og visualisering av feltdata, hvor hydrokarbonreservoarer skjelnes som en lokal anomali. Ved avbildning og kartlegging av leteresultater for marine hydrokarboner eller ved inversjon og tolking av dataene begrenser forskerne seg av og til gjennom alminnelige ord som "... analysen innbefatter sammenligning av resultatene av foretatte målinger med resultater av en matematisk simuleringsmodell basert på kjente egenskaper ved reservoaret og forhold ved en overdekning" (Eidesmo m.fl. 2006 (US 7,026,819)).
Srnka (1986 (US 4,617,518)) foreslo å gjøre målinger av elektrisk felt med elektroder med noe innbyrdes avstand, ved to eller flere frekvenser, og å bruke dem til å bestemme en gjennomsnittlig resistivitet for et parti av området beliggende innenfor ulike dybder fra havbunnen. Dette er en faktisk beskrivelse av en vanlig metode, VES, som blir brukt i stor utstrekning på land.
Eidesmo m.fl. (2002); Ellingsrud m.fl. (2002); Amundsen m.fl. (2004); Johansen m.fl.
(2005) osv. brukte enkleste transformering når elektromagnetfeltresponsen målt langs en eller annen profil ved en eller annen frekvens ble normalisert til respons målt på et eller annet referansepunkt beliggende utenfor området, hvor man antok eller visste at det fantes et underjordisk hydrokarbonreservoar. Denne framgangsmåte har den fordel at den utelukker senderens konfigurasjon og senderstrømmens intensitet, men anomaliverdien i denne framgangsmåte er i stor grad avhengig av respons i referansepunktet og kan av og til være meget grov på grunn av liten amplitude i det elektriske felt ved referansepunktet. Dessuten har denne transformering lav oppløsning og beskriver leteresultatene uttrykt i dimensjonsløse verdier for elektrisk felt i stedet for de naturlige parametrer for elektrisk prospektering, nemlig resistivitet og dybde.
Wright mfl. (2006 (EP 1 425 612)) foreslo i oppfinnelsen "...å foreta flerkanalstransientmålinger (MTEM)... av impulsrespons fra jorden og framvise den eller foreta transformering av slike impulsresponser, for å lage framstilling av resistivitetskontraster". Det finnes ikke noen beskrivelse av mulig transformering i dokumentet.
Tilsynelatende resistivitet blir ofte brukt for å transformere feltdataene for det målte felt. Den tilsynelatende resistivitet har vesentlige fordeler med hensyn til elektromagnetisk felt fordi den gir tilstrekkelig oppfatning av havbunnsstrukturen.
Verdien for tilsynelatende resistivitet blir vanligvis bestemt som resistiviteten til et homogent halvrom som (ved et gitt sender/mottaker-oppsett) har samme impulsrespons som registrert i feltforsøk.
For marine anvendelser har Edwards m. fl. (1984) foreslått MOSES-metoden med dataavbildning i form av tilsynelatende resistivitet somp„ "= pa 0 270-2;H9, hvorp0 er
resistivitet i sjøvann, d er havdybde, / er elektrisk strøm fra sender, r er avstanden mellom sender og mottaker, H9er asimutkomponenten i magnetisk felt målt på havbunnen. Denne formel er gyldig med noen begrensninger, nemlig: lengden på den vertikale senderledning er lik havdybden, forholdet mellom det første skorpelags og sjøvannets gjennomsnittsresistivitet er større enn 10, så denne formel er gyldig bare for grunt vann, og gir ikke god approksimasjon ved dypt hav.
En annen formel for tilsynelatende resistivitet ble foreslått av Wolfgram m.fl.
(1986):pa=p0 2*rHr J.d2+r2-p0. Denne formel forutsetter at den øvre elektrode befinner seg ved uendelighet, og er gyldig bare for grunt hav, dvs. når dir < 10. ;Chen og Oldenburg (2006) forbedret både Edwards og Wolfgrams formler vesentlig og vurderte mer vanlig ID jordreferansemodell bestående av tolags struktur eksitert med halvuendelig elektrode. Deres formler er basert på halvanalytisk uttrykk for det magnetiske felt og kan anvendes for både grunt og dypt vann. ;I elektrisk prospektering er det funnet at de framgangsmåter som opererer i tidsdomenet, tilveiebringer høyere oppløsning med hensyn til hydrokarbonmål enn framgangsmåtene med likestrøm eller vekselstrøm. I det etterfølgende begrenser en seg til å vurdere EM-lodding i tidsdomenet, nærmere bestemt med TEMP-VEL/OEL-metoder (Barsukov m.fl. 2007 (WO 2007/053025)). Som foreslått her, kan framgangsmåte og algoritme etter noen modifiseringer anvendes for så vel lodding i frekvensdomenet som likestrøm. ;I tidsdomenet blir responsen for homogent halvrom beregnet analytisk for hvilket som helst tidspunkt t dersom det er mulig, eller ved å bruke asymptotiske formler for sene eller tidlige tidspunkter (Kaufmann og Keller, 1983; Spies og Frischknecht, 1991; Wilt og Stark, 1982; osv.). For transient elektrisk dipol/dipol-oppsett har Edwards (1997) ;foreslått formelen pa =Er som transformerer elektrisk feltrespons til ;I AI ;tilsynelatende resistivitet. Her er Er in-line-komponent i elektrisk felt målt av mottaker plassert i avstand r fra den elektriske dipolsender, I AI er senderens moment. Denne formel tar ikke hensyn til havdybde, reell ledningslengde, tidsforsinkelse, idet den forutsetter at forholdet mellom det første skorpelags gjennomsnittsresistivitet og sjøvannets er større enn 10. Disse forutsetninger begrenser åpenbart mulighetene for slik transformering. ;J. R. Behrens, The detection of electrical aniosotropy in 35 Ma Pacific Lithosphere (University of California, San Diego 2005) omtaler en framgangsmåte for bruk av en styrt EM-kilde for kartlegging av underjordiske, elektromagnetiskbaserte resistivitetsmålinger av hydrokarboner tatt i tidsdomenet. Derivatet av den målte responsen er beregnet som grunnlag for kartlegging. ;WO2005109039 beskriver en framgangsmåte for analysering av resultater fra en undersjøisk CSEM-kartlegging av et areal som en antar eller vet inneholder et underjordisk hydrokarbonreservoar. Framgangsmåten baseres på en bølgefeltekstrapolering av smalbånds elektromagnetfeltdata oppnådd fra par av kilde- og mottakerlokasjoner. Dataene omfatter en mengde atskilte frekvenser mellom 0,01 Hz og 60 Hz. Bølgelengdeekstrapoleringen utføres for hver av disse atskilte frekvensene for å skaffe tilveie fordeling av elektromagnetisk spredningskoeffisient som en funksjon av posisjon og dybde under kartleggingsområdet. ;Oppfinnelsen har til formål å avhjelpe eller å redusere i det minste en av ulempene ved kjent teknikk. ;Formålet oppnås ved trekk som er angitt i nedenstående beskrivelse og i etterfølgende patentkrav. ;Det foreslås her en framgangsmåte for hurtig avbildning og inversjon av marine CSEM-letedata basert på ID tolags referansemodell eksitert med vilkårlig strøm og målt med vilkårlig mottaker. ;I et første aspekt vedrører oppfinnelsen mer spesifikt en framgangsmåte for avbildning, transformering og kartlegging av elektromagnetiske data fra marin hydrokarbonleting, kjennetegnet ved at framgangsmåten omfatter følgende trinn: a) å innhente mediumresponser i tidsrom mellom etterfølgende intermitterende strømpulser med skarp avslutning, idet en eller flere kabler neddykket i sjøvann eller installert på en havbunn anvendes som sender- og mottakerantenner; b) approksimering av eksperimentdata med et sett av egne eksponentialfunksjoner tilsvarende eksponentialfunksjonen for de pulsrelaterte elektromagnetfeltenes ledende medium og beregning av responsfunksjonene U( t, L, l, r, Hsj0, pSj0) hvor U er den målte vertikale komponenten av det elektriske feltet normalisert på strømintensiteten til pulsen, L og / er lengden på sender- og mottakerkablene, rer avstanden (offset) mellom senderen og mottakeren, Hsjøog psjøer vanndybden, henholdsvis vannresistiviteten; c) å beregne for hvert tidspunkt t n verdier av det elektromagnetiske signalet E0( t, L, l, r, HS] 0, Psjø, Po),- , E,( t, L, l, r, Hs] e,<p>sjølpi),..., En( t, L, l, r, HSJØ/ psjø/ pn) eksitert av en pulsgenerator tilknyttet senderkabelen med lengde L og målt i mottakerkabelen med lengde /, anbrakt i avstand (offset) r i sjøvann med dybde Hsjøog med spesifikk resistivitet psjøfor ulike verdier av den spesifikke resistiviteten p0, pi, p„ ..., pnfor homogent undergrunnshalvrom; d) å søke etter k-indeks og den korresponderende verdien for undergrunnsresistiviteten pkfor hvilken, ved tildelte parametere for apparatet, det målte signalet U( tfL, lfrfHsjø, ps] 0)<t>ilfredstiller ulikheten Ek( t, L, l, r, Hsjø, psjø, pk) < U( t, L, l, r, HSj0/ Psj0)^ Ek+ 1( t, L, l, rfHswPsjtopk+ i); e) å beregne den tilsynelatende resistivitetsverdien for undergrunnen angitt i området pk< pa<<>pk+ 1 som tilveiebringer minimal avvik mellom beregnet og kalkulert signalverdi; f) å sammenstille avhengigheten mellom tilsynelatende resistivitet pa og tid, pa( t) ; g) å gjenta trinnene b-f for tidsderivatene d/ dt{ U( t, L, l, r, HSJØ, pSj0)} og tilveiebringe ;resultatene d/ dt{ pa( t)} ; ;h) å omgjøre tilsynelatende resistivitet pa( t) og d/ dt{ pa( t)} til resistivitet versus dybde p( h) ; og ;i) å sammenstille grafiske diagram pa( t) ar\ d p( h). ;Framgangsmåten kan omfatte trinnet å beregne for hvert tidspunkt t n verdier av det elektromagnetiske signalet E0( t, L, lfr, Hsjø/ ps] øfp0) ,..., E{ t, L,\, r, H&, Ps& P,),-, En( t, L, l, r, HSj0, psjo/ Pn) eksitert av en pulsgenerator tilknyttet senderkabelen med lengde L og registrert i mottakerkabelen med lengde / lokalisert i en avstand (offset) r i sjøvann med dybde Hsjøog spesifikk resistivitet pSJØfor ulike verdier av spesifikk resitivitet p0, pltp„ - ..., pnfor homogent undergrunnshalvrom gjennomføres for sender- og mottakerkabler med vilkårlig helning og azimut. ;Omgjøringen av tilsynelatende resistivitet pa( t) og d/ dt{ pa( t)} til resistivitet versus dybde p( h) kan utføres i to trinn ifølge formlene: ;trinn 1 - beregning av resistivitet pr. ;;hvor p( t) er transformert resistivitet; v =v( t) er det logaritmiske derivatet av den tilsynelatende resistiviteten; ;trinn 2 - beregning av dybde h: ;hvor p0=4nl0~<7>H/ m er permeabiliteten i vakuum ;res-verdien kan varieres under prosesseringen for å kontrollere nøyaktigheten i transformeringen. ;Det kan tilveiebringes grafiske diagram for 3D-avbilding og kartlegging av undergrunnsformasjonene som inneholder hyd ro karbon reservoaret. ;I et andre aspekt vedrører oppfinnelsen anvendelse av det grafiske diagram ifølge beskrivelsen ovenfor til oppbygging av en utgangsmodell for inversjon. ;I et tredje aspekt vedrører oppfinnelsen et datamaskinapparat, kjennetegnet ved at det har innlagte, maskinlesbare instrukser for gjennomføring av framgangsmåten for avbildning, transformering og kartlegging av elektromagnetiske, marine hydrokarbonletedata i henhold til framgangsmåten beskrevet ovenfor. ;I det etterfølgende beskrives et eksempel på en foretrukket utførelsesform som er anskueliggjort på medfølgende tegninger, hvor: Fig. 1 viser oppbygningsplanen for kurve over tilsynelatende resistivitet; Fig. 2 demonstrerer kartlegging av tilsynelatende resistivitet; Fig. 3 illustrerer transformering av TEMP-VEL-respons til tilsynelatende ;resistivitet; og ;Fig. 4 viser resultatene av kartlegging av Troll-området mottatt fra 3D-simulerte responsfunksjoner (spenning) transformert til resistivitet mot dybde i henhold til den foreslåtte framgangsmåte. Rektangler på begge bilder viser reelle reservoarers geometri. Det øvre bildet presenterer seksjonen på "logge"-maner, og det nedre bilde på "avbildnings"-maner. ;Framgangsmåten for visualisering og inversjon gjennomføres i to faser. ;Fase 1: utforming av en kurve over tilsynelatende resistivitet pa( t). Denne fase består av tre sekvensielle trinn. ;Trinn 1: Approksimasjon av den målte elektromagnetiske respons og utregning av første derivater. ;Denne prosedyre er ustabil og har behov for stabilisering. Noe tvang og tilleggsinformasjon skal anvendes for stabilisering; for eksempel approksimering av feltet ved superponering av eksponentialfunksjoner (Barsukov, Svetov, 1984): ;Her er E( s) eksponentialspektrum som er bestemt ut fra de målte data. Første derivater regnes ut fra E( s) og (1). ;Etter approksimering av feltdata ved en glatt kurve, er det hensiktsmessig å presentere feltresponsen i form av en kurve over tilsynelatende resistivitet mot tid - trinn 2. ;Trinn 2: Presentasjon av responsen i form av kurve over tilsynelatende resistivitet mot tid. ;Til å begynne med brukes det en asymptotisk formel som beskriver elektromagnetiske felts oppførsel i nær- eller fjernsone, i helroms- eller halvroms- eller tolagsmodeller, for å bygge opp en første approksimasjon av tilsynelatende resistivitet. ;For TEMP-VEL/OEL-metoden er presentasjonen av responsfunksjon basert på utregning av tilsynelatende resistivitet ifølge asymptotisk oppførsel i det siste stadium av elektriske felt over tolags struktur gangske hensiktsmessig for beregning av første approksimasjon av tilsynelatende resistivitet: ;Her er P = TRJen<*>REC_len (m x m); TRJen og RECJen er lengden av henholdsvis
sender- og mottakerledning; h0= havdybde - TR_len/2 (m); t er tid (i sekunder); puls er pulsstrømvarighet (i sekunder); U er signal normalisert til pulsstrøm (V/A); no= 4n x IO"<7>H/m. Figur 1 (glattlinjede "feltdata" merket med trekantede feltprikker) viser et eksempel på en kurve for tilsynelatende resistivitet for en tolags modell vist i det øverste, høyre hjørnet av figuren.
Trinn 3: Transformering av responsfunksjonen til tilsynelatende resistivitet pa( t).
Anvendelse av asymptotiske formler som er gyldig i det sene stadium for transformering av den målte spenning (elektrisk felt) til tilsynelatende resistivitet, mister informasjon i et tidlig stadium av responsfunksjonen (grunt dyp), mens anvendelse av asymptotiske formler som er gyldige i det tidlige stadium, mister informasjon om dyptliggende struktur i seksjonen.
Disse ulemper er fraværende ved anvendelse av formler som er nøyaktige for full transientprosess. I noen enkle tilfeller er det mulig å finne nøyaktige formler for full
transientprosess. I vanlig tilfelle (tolagsstruktur eksitert med skråstilt elektrisk ledning vilkårlig nedlagt i sjøen og registrert med vilkårlig nedlagt skråstilt elektrisk mottakerledning) er nøyaktige formler fraværende, og bare numeriske metoder kan anvendes.
Tilsynelatende resistivitet blir i dette tilfellet bestemt ved å løse den ikke-lineære ligning p( t) =F( t, h,, p,, pj. Figur 1 illustrerer løsningsprosessen. Resistiviteten p2på tidspunktet t som gir samme respons (fim) som feltdata (sirkler), aksepteres som tilsynelatende resistivitet pa på tidspunktet t. Ved inversjon og kartlegging blir tidsskalaen erstattet med dybdeskalaen. Overflatedybde anses som effektiv (tilsynelatende) loddedybde ha\ha =yj2pj// i0 .
Kurve for tilsynelatende resistivitet funnet for alle forsinkelser inneholder informasjon om hele prosessen. Slik kurve for tilsynelatende resistivitet kan brukes for avbildning og kartlegging av feltdata mot tid og anvendes som utgangskurve for transformering (inversjon) av disse data til kurven ptr( ha).
Figur 2 illustrerer en anvendelse av den ovenfor beskrevne framgangsmåte for
inversjon og kartlegging av TEMP-VEL-modelleringsdata regnet ut for kvadratisk mål. £/f;-"felt"-data ble simulert med 3D-program. Parametrer for modellen er som følger: havdybde er 1 km, dens resistivitet er lik 0,28 nm. Det kvadratiske mål av 4 x 4 km størrelse befinner seg på dybde h = 1 km under havbunnen og har tverrmotstand T = 2000 nm<2>(40 meter tykkelse og 50 fim spesifikk resistivitet). Kartet ble bygd opp i henhold til beskrevet algoritme med tidsforsinkelse t = 6 s. Som det kan ses, er målets beliggenhet, størrelse og form bestemt korrekt.
Fase 2: Transformering (inversjon) av tilsynelatende resistivitet pa( t) til resistivitet Ptrfla).
Den foreslåtte transformeringsalgoritme er som følger.
Angi som v = v( t) det logaritmiske derivat av tilsynelatende resistivitet: La økningen k( t) være
Da er den transformerte tilsynelatende plr( t) resistivitet for enhver tidsforsinkelse r.
Økningen k( t) og koeffisienten m = 3/ 2 blir anvendt for å korrigere ekstraøkningen i stigende grener i kurvene over transformert, tilsynelatende resistivitet og
ekstraminkingen i fallende grener. Den effektive (tilsynelatende) dybde ha for ethvert tidspunkt t beregnes som:
Funksjonen Pires) er analog med resistivitet, har dimensjon [nm] og settes inn i algoritmen for å styre transformasjonsoppløsningen. Pires) -verdien kan endres i området fra pjt) ("ikke-transformert" tilsynelatende resistivitet) til plr( t) og vesentlig endre formen på kurven for tilsynelatende resistivitet ptM. ptri tilfelle medium med liten kontrast, fi —» pa for medium med høy kontrast og P<=>( ptrpa) U2 i medium med middels kontrast. Forholdet mellom p, r og pa i Pires) reguleres av spesialparameteret "res" - "transformasjonsoppløsning".
Den beskrevne framgangsmåte transformerer den målte spenningsrespons til elektrisk tverrsnittsresistivitet mot dybde og gir faktisk løsning av inverst problem. Framgangsmåten tilveiebringer et enkelt og raskt verktøy for visualisering og kartlegging av jordformasjoner som innbefatter hydrokarbonreservoarer.
Figur 3 viser resultat av transformasjon av TEMP-VEL-signal, nemlig spenning mot tid, til tilsynelatende resistivitet mot dybde. Parametrer for modellen: hi = 300 m, p, = 0,28 fim, h2= 1400 m, p2= 1 fim, h3= 40 m, p3= 100 fim, p4= 2 fim.
Som det kan ses, representerer den transformerte kurve modellseksjonen kvalitativt riktig.
Fig. 4 illustrerer en anvendelse av den foreslåtte framgangsmåten for kartlegging av hydrokarbonmål. 3D spenningsrespons for TEMP-VEL-oppsett ble beregnet for en forenklet modell av Troll-området (Johansen mfl., 2005) og deretter transformert til resistivitet mot dybde.
Det er åpenbart at den foreslåtte framgangsmåte for kartlegging gir korrekt beliggenhet, størrelse og dybde for målet; noe refleks nedenunder målet er resultat av approksimasjon av et lite, tynt mållag som kontinuerlig funksjon av dybde.
Konstruert modell kan brukes som en god utgangsmodell for 3D-inversjon.
Referanser
US- patentpublikasioner
Andre patentpublikasioner
Andre publikasjoner
Amundsen H. E. F., Johansen S. Røsten T. 2004. A Sea Bed Logging (SBL) calibration survey over the Troll Gas Field. 66th EAGE Conference & Exhibition, Paris, France, 6-10 June 2004.
Barsukov P. O., Svetov B. S. 1984. Transformation of quasi-stationary transient processes in geoelectrics into equivalent wave processes. //Physics of the Earth, 8, s. 29-37
Chen J. and Oldenburg D. W., 2006. A new formula to compute apparent resistivities from marine magnetometric resistivity data. Geophysics, V. 71, s. G73-G81
Edwards R. N., 1997. On the resource evaluation of marine gas hydrate deposits using sea-floor transient electric dipole-dipole methods. Geophysics, 1997, V. 62, No. 1, s. 63-74
Edwards R. N. Marine control source electromagnetic principles, methodologies, future commercial applications. Survey in Geophysics, 2005, V. 26, s. 675-700
Edwards R. N., Nobes D. C, Gomez-Trevino E., 1984. Offshore electrical exploration of sedimentary basins: The effects of anisotropy in horizontally isotropic, layered media.
Geophysics, V. 49, No. 5, s. 566-576
Eidesmo T., Ellingsrud S., MacGregor L. M., Constable S., Sinha M. C, Johansen S. E., Kong N. and Westerdahl H., 2002. Sea Bed Logging (SBL), a new method for remote and direct identification of hydrocarbon filled lavers in deepwater areas. First Break, 20, March, s. 144-152.
Ellingsrud S., Sinha M. C, Constable S., MacGregor L. M., Eidesmo T. and Johansen S. E., 2002. Remote sensing of hydrocarbon layers by Sea Bed Logging (SBL): results from a cruise offshore Angola. The Leading Edge, 21, s. 972-982.
Johansen S. E., Amundsen H. E. F., Røsten T., Ellinsgrud S., Eidesmo T., Bhuyian A. H., 2005. Subsurface hydrocarbon detected by electromagnetic sounding. First Break, V. 23, s. 31-36.
Kaufmann A. A., Keller G. V., 1983. Frequency and transient sounding, Elsevier Sci-ence Publ. Co.
MacGregor L., Sinha M., 2000. Use of marine controlled-source electromagnetic sounding for sub-basalt exploration. Geophysical prospecting. V. 48, s. 1091-1106
MacGregor L., Sinha M., Constable S., 2001. Electrical resistivity of the Valu Fa Ridge, Lau Basin, from marine controlled-source electromagnetic sounding. Geoph. J. Intern.
V. 146, s. 217-236
MacGregor L., Tompkins M., Weaver R., Barker N. 2004. Marine active source EM sounding for hydrocarbon detection. 66th EAGE Conference & Exhibition, Paris, France.
Spies B. R., and Frischknecht F. C, 1991. Electromagnetic sounding. In: Nabighian M.N.. Ed. Electromagnetic methods in applied Geophysics, SEG IG, No. 3, s. 285-425.
Wicklund T. A., Fanavoll S. Norwegian sea: SBL case study, 2004. EAGE 66th Conference & Exhibition. Paris, France, Extended Abstract Z-99
Wilt M. and Stark M., 1982. A simple method for calculating of apparent resistivity from electromagnetic sounding data: Geophysics, 47, s. 1100-1105
Wolfgram P. A., Edwards R. N., Law L. K., Bone M. N., 1986. Polymetallic sulfide exploration on the deep sea floor. The feasibility of the MINI-MOSES technique. Geophysics, V. 51, s. 1808-1818
Claims (8)
1. En framgangsmåte for avbildning, transformering og kartlegging av elektromagnetiske data fra marin hydrokarbonleting,karakterisert vedat den omfatter følgende trinn: a) å innhente mediumresponser i tidsrom mellom etterfølgende intermitterende strømpulser med skarp avslutning, idet en eller flere kabler neddykket i sjøvann eller installert på en havbunn anvendes som sender- og mottakerantenner; b) approksimering av eksperimentdata med et sett av egne eksponentialfunksjoner tilsvarende eksponentialfunksjonen for de pulsrelaterte elektromagnetfeltenes ledende medium og beregning av responsfunksjonene U( t, L, l, r, Hsjø, pSj0) hvor U er den målte, vertikale komponenten av det elektriske feltet normalisert på strømintensiteten til pulsen, L og / er lengden på sender- og mottakerkablene, rer avstanden (offset) mellom senderen og mottakeren, Hsjøog pS] 0 er vanndybden, henholdsvis vannresistiviteten; c) å beregne for hvert tidspunkt t n verdier av det elektromagnetiske Signalet E0( t, Lfl, r, Hsjø, pSJØtpo),... , E^ Lfl^ H^ p^ p)),... , En( t, L, l, r, HSjørPsjøfPn) eksitert av en pulsgenerator tilknyttet senderkabelen med lengde L og målt i mottakerkabelen med lengde /, anbrakt i avstand (offset) r i sjøvann med dybde Hs} 0 og med spesifikk resistivitet psjøfor ulike verdier av den spesifikke resistiviteten p0, pu ..., p„ ..., pnfor homogent undergrunnshalvrom; d) å søke etter k-indeks og den korresponderende verdien for undergrunnsresistiviteten pkfor hvilken, ved tildelte parametere for apparatet, det målte signalet U( t, L, l, r, HS] 0, pS] 0) tilfredsstiller ulikheten Ek( t, L, l, r, HSj0, pSj0, Pk)^ U( t, L, l, r, Hsjø, psjø)< Ek+ 1( t, L, l, r, HSj0, pSj0, pk+ i),' e) å beregne den tilsynelatende resistivitetsverdien for undergrunnen angitt i området pk< pa< pk+ 1 som tilveiebringer minimalt avvik mellom beregnet og kalkulert signalverdi; f) å sammenstille avhengigheten mellom tilsynelatende resistivitet pa og tid, Pa( t) ; g) å gjenta trinnene b-f for tidsderivatene d/ dt{ U( t, L, l, r, HS] 0 , pSJØ)} og tilveiebringe resultatene d/ dt{ pa( t)} ; og h) å omgjøre tilsynelatende resistivitet pa( t) og d/ dt{ pa( t)} til resistivitet versus dybde p( h) ; og i) å sammenstille grafiske diagram pa( t) and p( h).
2. Framgangsmåte som beskrevet i krav 1,karakterisertv e d at framgangsmåten omfatter trinnet å beregne for hvert tidspunkt t n verdier av det elektromagnetiske signalet E0( t, L, l, r, HSj0/ pSj0/ po) ,..., EfaL^ nHsfaPsjtoP,),..., En( t, L, l, r, Hsjø, psjø, pn) eksitert av en pulsgenerator tilknyttet senderkabelen med lengde L og registrert i mottakerkabelen med lengde / lokalisert i en avstand (offset) r i sjøvann med dybde Hsjøog spesifikk resistivitet psjøfor ulike verdier av spesifikk resistivitet p0/pi, p„-pnfor homogent halvrom for en undergrunn, gjennomføres for sender- og mottakerkabler med vilkårlig helning og asimut.
3. Framgangsmåte som beskrevet i krav 1 eller 2,karakterisert vedat omgjøringen av tilsynelatende resistivitet pa( t) og d/ dt{ pg( t)} til resistivitet versus dybde p( h) utføres i to trinn ifølge formlene: trinn 1 - beregning av resistivitet p. hvor p( t) er transformert resistivitet; v=v( t) er det logaritmiske derivatet av den tilsynelatende resistiviteten; trinn 2 - beregning av dybde h:
\\\ iovpo=4nl0' 7 H/ m er permeabiliteten i vakuum
4. Framgangsmåte som angitt i krav 1, 2 eller 3,karakterisertv e d at res-verdien varieres under prosesseringen for å kontrollere nøyaktigheten i transformeringen.
5. Framgangsmåte som beskrevet i et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat det tilveiebringes grafiske diagram for 3D-avbilding og kartlegging av undergrunnsformasjonene som inneholder hy d ro ka rbo nreservoaret.
6. Anvendelse av det grafiske diagram ifølge et hvilket som helst av de foregående krav til oppbygging av utgangsmodell for inversjon.
7. Et datamaskinprogram som omfatter maskinlesbare instrukser for gjennomføringen av framgangsmåten ifølge krav 1.
8. Datamaskinapparat,karakterisert vedat det har innlagte, maskinlesbare instrukser for gjennomføring av framgangsmåten for avbildning, transformering og kartlegging av elektromagnetiske, marine hydrokarbonletedata i henhold til hvilket som helst av kravene 1 til 6.
Priority Applications (11)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20083007A NO329836B1 (no) | 2008-07-07 | 2008-07-07 | Framgangsmate for transformering og avbildning av elektromagnetiske letedata for submarine hydrokarbonreservoarer |
| US13/002,457 US20110137628A1 (en) | 2008-07-07 | 2009-07-03 | Method for transformation and imaging of electromagnetic survey data for submarine hydrocarbon reservoirs |
| RU2011103117/28A RU2011103117A (ru) | 2008-07-07 | 2009-07-03 | Способ преобразования и визуализации данных электромагнитной разведки для подводных углеводородных резервуаров |
| PCT/NO2009/000250 WO2010011144A1 (en) | 2008-07-07 | 2009-07-03 | Method for transformation and imaging of electromagnetic survey data for submarine hydrocarbon reservoirs |
| AU2009274697A AU2009274697B2 (en) | 2008-07-07 | 2009-07-03 | Method for transformation and imaging of electromagnetic survey data for submarine hydrocarbon reservoirs |
| BRPI0915465A BRPI0915465A2 (pt) | 2008-07-07 | 2009-07-03 | método para tranformação e formação de imagens de dados de levantamento eletromagnético para reservatórios submarinos de hidrocarboneto |
| JP2011517370A JP2011527437A (ja) | 2008-07-07 | 2009-07-03 | 海底炭化水素貯留層の電磁探査データ変換及びイメージング方法 |
| EP09800610A EP2300855A1 (en) | 2008-07-07 | 2009-07-03 | Method for transformation and imaging of electromagnetic survey data for submarine hydrocarbon reservoirs |
| CA2730001A CA2730001A1 (en) | 2008-07-07 | 2009-07-03 | Method for transformation and imaging of electromagnetic survey data for submarine hydrocarbon reservoirs |
| MX2010014160A MX2010014160A (es) | 2008-07-07 | 2009-07-03 | Metodo para la transformacion y generacion de imagenes de datos de levantamientos electromagneticos para depositos submarinos de hidrocarburos. |
| CN2009801264061A CN102112895A (zh) | 2008-07-07 | 2009-07-03 | 海底油气藏的电磁勘测数据的转换和成像方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20083007A NO329836B1 (no) | 2008-07-07 | 2008-07-07 | Framgangsmate for transformering og avbildning av elektromagnetiske letedata for submarine hydrokarbonreservoarer |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20083007L NO20083007L (no) | 2010-01-08 |
| NO329836B1 true NO329836B1 (no) | 2011-01-03 |
Family
ID=41570470
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20083007A NO329836B1 (no) | 2008-07-07 | 2008-07-07 | Framgangsmate for transformering og avbildning av elektromagnetiske letedata for submarine hydrokarbonreservoarer |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20110137628A1 (no) |
| EP (1) | EP2300855A1 (no) |
| JP (1) | JP2011527437A (no) |
| CN (1) | CN102112895A (no) |
| AU (1) | AU2009274697B2 (no) |
| BR (1) | BRPI0915465A2 (no) |
| CA (1) | CA2730001A1 (no) |
| MX (1) | MX2010014160A (no) |
| NO (1) | NO329836B1 (no) |
| RU (1) | RU2011103117A (no) |
| WO (1) | WO2010011144A1 (no) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102822630B (zh) * | 2010-02-12 | 2015-10-21 | 马夸特机械电子有限责任公司 | 用于位置测量的方法 |
| CN101915943B (zh) * | 2010-08-10 | 2012-11-07 | 中南大学 | 均匀背景介质的介电常数和隐蔽目标参数的联合反演方法 |
| CA2877395C (en) * | 2012-06-25 | 2019-10-01 | Statoil Petroleum As | Saturation estimation using mcsem data and stochastic petrophysical modeling |
| CN103105629B (zh) * | 2013-01-31 | 2015-08-19 | 江苏大学 | 一种等视电阻率曲面图电磁勘探资料解释方法 |
| US20220134794A1 (en) * | 2019-02-08 | 2022-05-05 | Sicpa Holding Sa | Magnetic assemblies and processes for producing optical effect layers comprising oriented non-spherical oblate magnetic or magnetizable pigment particles |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4617518A (en) * | 1983-11-21 | 1986-10-14 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for offshore electromagnetic sounding utilizing wavelength effects to determine optimum source and detector positions |
| GB9818875D0 (en) * | 1998-08-28 | 1998-10-21 | Norske Stats Oljeselskap | Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs |
| US6894618B2 (en) * | 2000-12-05 | 2005-05-17 | Eta Sa Manufacture Horlogere Suisse | Method for maintaining oscillations of a vibrating device and vibrating device using same |
| GB0121719D0 (en) * | 2001-09-07 | 2001-10-31 | Univ Edinburgh | Method for detection fo subsurface resistivity contrasts |
| GB2395563B (en) * | 2002-11-25 | 2004-12-01 | Activeem Ltd | Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs |
| US6978102B2 (en) * | 2003-07-03 | 2005-12-20 | Hewlett-Packard Development Company, Lp. | Ejection apparatus and method |
| GB2413851B (en) * | 2004-05-06 | 2006-08-09 | Ohm Ltd | Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs |
| CN100487494C (zh) * | 2006-01-26 | 2009-05-13 | 中国石油天然气集团公司 | 三维电阻率级联自动成像方法 |
| US7356411B1 (en) * | 2006-07-01 | 2008-04-08 | Kjt Enterprises, Inc. | Method for acquiring and interpreting transient electromagnetic measurements |
| US7863901B2 (en) * | 2007-05-25 | 2011-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Applications of wideband EM measurements for determining reservoir formation properties |
-
2008
- 2008-07-07 NO NO20083007A patent/NO329836B1/no not_active IP Right Cessation
-
2009
- 2009-07-03 CA CA2730001A patent/CA2730001A1/en not_active Abandoned
- 2009-07-03 WO PCT/NO2009/000250 patent/WO2010011144A1/en active Application Filing
- 2009-07-03 JP JP2011517370A patent/JP2011527437A/ja active Pending
- 2009-07-03 AU AU2009274697A patent/AU2009274697B2/en not_active Ceased
- 2009-07-03 RU RU2011103117/28A patent/RU2011103117A/ru not_active Application Discontinuation
- 2009-07-03 MX MX2010014160A patent/MX2010014160A/es not_active Application Discontinuation
- 2009-07-03 EP EP09800610A patent/EP2300855A1/en not_active Withdrawn
- 2009-07-03 BR BRPI0915465A patent/BRPI0915465A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-07-03 US US13/002,457 patent/US20110137628A1/en not_active Abandoned
- 2009-07-03 CN CN2009801264061A patent/CN102112895A/zh active Pending
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2010014160A (es) | 2011-02-21 |
| US20110137628A1 (en) | 2011-06-09 |
| JP2011527437A (ja) | 2011-10-27 |
| WO2010011144A1 (en) | 2010-01-28 |
| AU2009274697A1 (en) | 2010-01-28 |
| NO20083007L (no) | 2010-01-08 |
| CN102112895A (zh) | 2011-06-29 |
| AU2009274697B2 (en) | 2012-04-19 |
| RU2011103117A (ru) | 2012-08-20 |
| BRPI0915465A2 (pt) | 2015-11-10 |
| CA2730001A1 (en) | 2010-01-28 |
| EP2300855A1 (en) | 2011-03-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2335788C2 (ru) | Система и способ контроля месторождения углеводородов с использованием электромагнитных полей регулируемого источника | |
| AU2006309416B2 (en) | A method for hydrocarbon reservoir mapping and apparatus for use when performing the method | |
| CA2650105C (en) | Time lapse analysis with electromagnetic data | |
| EP2035991B1 (en) | Method for acquiring and interpreting transient electromagnetic measurements | |
| MXPA06012757A (es) | Prospeccion electromagnetica para yacimientos de hidrocarburos. | |
| EP2168249A1 (en) | Buoy-based marine electromagnetic signal acquisition system | |
| NO330702B1 (no) | Framgangsmate og apparat for elektromagnetisk kartlegging av undersjoiske hydrokarbonforekomster basert pa totalmagnetfeltmalinger | |
| Gabrielsen et al. | Exploring frontier areas using 2D seismic and 3D CSEM data, as exemplified by multi-client data over the Skrugard and Havis discoveries in the Barents Sea | |
| CA2848583C (en) | Method for measuring the magnetotelluric response to the earth's subsurface | |
| NO329836B1 (no) | Framgangsmate for transformering og avbildning av elektromagnetiske letedata for submarine hydrokarbonreservoarer | |
| WO2009006464A1 (en) | Method of determining electrical anisotropy in a subsurface formation | |
| MX2011009538A (es) | Metodo y aparato de exploracion electromagnetica de hidrocarburos en alta mar basados en la circulacion de mediciones derivadas de campo magnetico. | |
| Buonora et al. | Advancing marine controlled source electromagnetics in the Santos basin, Brazil | |
| Buonora et al. | Detecting Hydrocarbon Reservoirs from Marine CSEM in the Santos Basin, Brazil | |
| WO2010141015A1 (en) | Signal processing method for marine electromagnetic signals |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |