NO338120B1 - Elektromagnetisk leting etter hydrokarbonreservoarer i undergrunnen - Google Patents

Abstract

En elektromagnetisk undersøkelsesmetode for å undersøke et område som potensielt omfatter et hydrokarbonreservoar i undergrunnen. Fremgangsmåten omfatter å detektere et detektorsignal som respons på et elektromagnetisk kildesignal, løse detektorsignalet langs minst to ortogonale retninger og sammenligne fasemålinger av detektorsignalet løst langs disse retningene for å se etter en faseseparasjons-anomalitet som er en indikasjon på tilstedeværelsen av et begravd hydrokarbonlag. Oppfinnelsen angår også å planlegge en undersøkelse ved å bruke denne metoden, og å analysere undersøkelsesdata tatt ved å benytte denne undersøkelsesmetoden. De første og andre datasettene kan oppnås samtidig med en enkelt horisontal elektrisk dipolkildeantenne. Fremgangsmåten er også svært uavhengig av relativ orientering av kilde-detektorpar og gir dermed romlig dekning og enkelt utført undersøkelse.

Description

Bakgrunn for oppfinnelsen

Oppfinnelsen angår en elektromagnetisk (EM) havbunnsundersøkelse for olje og andre hydrokarbonreserver.

Geofysiske metoder for å kartlegge underjordiske resistivitetsvariasjoner ved hjelp av ulike former for EM-undersøkelser har blitt benyttet i mange år [1, 2, 3, 10]. I disse metodene blir elektriske feltdetektorer plassert på havbunnen ved nøye valgte posisjoner i områder opptil omkring 10 km fra en elektromagnetisk kilde. Detektorsignaler målt ved detektorene er følsomme for variasjoner i underjordisk lagkonfigurasjonsresistivitet under området som undersøkes. Imidlertid ble EM-undersøkelser ikke bredt sett på som en teknikk som kunne anvendes for å finne hydrokarbonreservoarer.

Mer nylig ble det foreslått å benytte EM-undersøkelser for å finne hydrokarbonreservoarer. Et tidlig forslag av Statoil var å benytte de vertikale strømningskomponentene for å detektere hydrokarbonlag [4, 5], siden det er disse komponentene som er følsomme for tilstedeværelsen av et tynt resistivitetslag. Dette var basert på forståelsen av at en underjordisk lagkonfigurasjon som omfatter et resistivt hydrokarbonlag innkapslet i mindre resistive sedimenter vil gi opphav til en målbar forbedring av den elektriske feltamplituden sammenlignet med en underjordisk lagkonfigurasjon som omfatter kun vannbærende sedimenter. Statoils forslag var å samle data fra detektorplasseringer som er på linje med (dvs. med enden til (end-on)) aksen til en horisontal elektrisk dipol (HED) antenne slik at den galvaniske moden som skal være mest sensitiv for tilstedeværelsen av et begravd høyresistivt lag dominere. Imidlertid ble det etablert at Statoil-metoden ikke kunne gi pålitelige resultater, siden på-linje-data innsamlet er ute av stand til å skilne mellom et tynt begravd hydrokarbonlag med høy resistivitet som befinner seg i mindre resistive lag, på den ene siden, og en bergformasjon som ikke bærer hydrokarboner hvor lagene har økende resistivitet med dybde, på den annen side, idet den sistnevnte er et vanlig trekk ved mange storskalasedimentærstrukturer.

Det ble så foreslått å benytte EM-undersøkelsesmetoden i henhold til Sinha [12] for å finne hydrokarbonreservoarer [9, 13] og det ble så bekreftet at denne metoden virker bra i praksis for å finne hydrokarbonreservoarer [6, 7]. Essensen ved Sinha-metoden er å normalisere på-linje-dataene med ekvivalente data for samme kilde-detektorparplasseringer innsamlet i en ortogonal geometri hvor den induktive moden dominerer responsen, referert til som en bredsidegeometri. I bredsidegeometrien er aksen til HED-antennen til kilden vinkelrett på en linje mellom detektoren og kilden. EM-undersøkelse av et hydrokarbonreservoar som anvender Sinha-metoden blir nå beskrevet mer detaljert.

Undersøkelsesdata blir innsamlet ved å benytte et overflatefartøy for å taue et neddykkbart fartøy som bærer en HED-antenne over et undersøkelsesområde. HED-antennen kringkaster et elektromagnetisk kildesignal inn i havvannet. Detektorer er plassert på havbunnen over undersøkelsesområdet og måler et signal som respons på EM-felter indusert av HED-antennen. Amplituden til detektorsignalet er følsomt for resistivitetsvariasjoner i de underliggende lagkonfigurasjonene og dette benyttes for å bestemme naturen til den underjordiske strukturen. For å vellykket kartlegge underjordiske resistivitetsvariasjoner, må orienteringen av strømmene indusert av det elektromagnetiske kildesignalet bli betraktet [6]. Responsen til havvann og underjordiske lag på det elektromagnetiske kildesignalet er forskjellig for horisontalt og vertikalt strømmende induserte strømkomponenter. For horisontalt strømmende strømkomponenter, er koblingen mellom lagene som omfatter de underjordiske lagene stort sett induktive. Dette betyr at tilstedeværelsen av et tynt resistivt lag (som er en indikasjon på et hydrokarbonlag) ikke vesentlig påvirker detektorsignalet ved havbunnen siden storskalastrømstrømningsmønsteret ikke påvirkes av det tynne resistive laget. På en annen side, for vertikale strømstrømningskomponenter, er koblingen mellom lagene stort sett galvanisk (dvs. på grunn av direkte overføring av ladning. I disse tilfeller påvirker selv et tynt resistivt lag detektorsignalet ved havbunnen siden storskalastrømstrømmemønsteret avbrytes av det resistive laget.

Mens det er de vertikale komponentene av indusert strømstrømning som er mest følsomme for tilstedeværelsen av et tynt resistivt lag, er det ikke mulig kun å stole på disse komponentene for å detektere et hydrokarbonlag uten tvetydighet. Effektene på amplitudesignalet ved detektorene som oppstår fra tilstedeværelsen av et tynt resistivt lag kan være umulig å skille fra effektene som oppstår fra andre realistiske underjordiske storskala lagkonfigurasj oner. For å løse disse tvetydighetene, er det nødvendig å bestemme responsen til de underjordiske lagene på både horisontale (dvs. induktivt koblede) og vertikale (dvs. vertikalt koblede) induserte strømstrømninger [6].

En elektromagnetisk kilde slik som en HED-antenne genererer både induktive og galvaniske strømstrømningsmoder, med den relative styrken til hver mode avhengig av kilde-detektorgeometri. Ved detektorplasseringer som er bredside til HED-antennedipolaksen, dominerer den induktive moden responsen. Ved detektorlokaliseringer som er på linje med HED-antennedipolaksen, er den galvaniske moden sterkere [6, 8, 9, 10]. I henhold til dette blir responsen for de underjordiske lag på vertikalt induserte strømstrømninger langs en linje mellom en kildeplassering og en detektorplassering bestemt ved å arrangere HED-antennen til å presentere en mot enden orientering til en detektor, og responsen for de underjordiske lag på horisontalt induserte strømstrømninger langs linjen mellom kildeplasseringen og detektorplasseringen blir bestemt ved å arrangere HED-antennen for å presentere en bredsideorientering til detektoren. Data fra begge geometriske konfigurasjoner er påkrevd.

Det er derfor viktig når man utformer en praktisk EM-undersøkelse for å detektere begravde hydrokarbonlag ved å benytte kjente teknikker å skjelne mellom kilde- og detektorkonfigurasjoner hvor koblingen mellom lagene stort sett er induktiv på grunn av horisontale strømmer (i hvilket tilfelle undersøkelsen har liten følsomhet for tilstedeværelsen av et resistivt lag) og de hvor koblingen mellom lagene stort sett er galvanisk på grunn av vertikale strømmer (i hvilket tilfelle blokkering av passasjen for denne strømstrømningen av et reservoar fører til en undersøkelse som er svært følsom for tilstedeværelsen av et tynt resistivt lag).

Fig. 1 viser i planriss en eksempelundersøkelsesgeometri i henhold til Sinha-metoden. Det er seksten detektorer 25, og disse er utlagt i et kvadratisk gitter på et parti av havbunnen 6 over et underjordisk hydrokarbonreservoar 56. Hydrokarbonreservoaret 56 har en grense indikert av en heltrukket linje 58. Orienteringen av hydrokarbonreservoaret er indikert av kardinalkompasspunktene (markert N, E, S og W for henholdsvis nord, øst, sør og vest) indikert i øvre høyre av figuren. For å utføre en undersøkelse, starter en kilde slik som en HED-antenne fra plassering "A" og taues langs en bane indikert ved den brutte linjen 60 gjennom posisjon "B" til den når plassering C, som markerer enden av undersøkelsesbanen. Som er åpenbart, dekker tauebanen først fire parallelle baner på linje med nord-sør-retningen for å kjøre over de fire "kolonnene" av detektorer. Denne delen av undersøkelsesbanen beveger seg fra posisjon "A" til posisjon "B". Ved å starte fra posisjon "B", dekker undersøkelsesbanen så fire baner på linje med øst-vest-retningen som kjører over de fire "rader" av detektorer. Hver detektor passeres dermed over i to vinkelrette retninger. Undersøkelsen er fullført når kilden når plasseringen markert "C".

Gjennom taueprosessen presenterer hver av detektorene 25 flere forskjellige orientasjonsgeometrier med hensyn til kilden. F.eks. når kilden er direkte over detektorposisjonen Dl og på det nord-sør-opplinjerte partiet av tauebanen, er detektorene ved posisjonene D5, D6 og D7 ved forskjellige områder i en mot endeposisjon, detektorene ved posisjoner D2, D3 og D4 er ved forskjellige områder i en bredsideposisjon og detektoren ved posisjoner D8 og D9 er midt mellom. Imidlertid, når kilden senere passerer over detektorposisjonen Dl når den er på det øst-vest-linjerte partiet av tauebanen, er detektorene ved posisjoner D5, D6 og D7 nå i en bredsideposisjon, og detektorene ved posisjon D2, D3 og D4 er i en mot endeposisjon. Derved, i løpet av undersøkelsen, og i sammenheng med posisjonsinformasjonen til kilden, kan data fra detektorene bli benyttet for å tilveiebringe detaljer for elektromagnetisk kildesignaltransmisjon gjennom det underjordiske lag for et område av avstander og orienteringer mellom kilde og detektor. Hver orientering gir varierende galvaniske og induktive bidrag til signalforplantningen. På denne måten kan kontinuerlig tauing av kilden gi en undersøkelse som sampler over utstrekningen av det underjordiske reservoaret.

Sinha-metoden har blitt demonstrert og tilveiebringer gode resultater i praksis. Imidlertid har den noen begrensninger.

Først, siden de to modene ikke lett kan separeres, vil det generelt være et nivå med krysstale mellom dem ved en detektor og dette kan føre til tvetydigheter i resultatene.

For det andre, for å oppnå undersøkelsesdata fra både på-linje og bredsidegeometrier, trenger HED-antennen å presentere to forskjellige orienteringer ved hver kildeplassering. Dette krever at overflatefartøyet gjør flere passeringer over kringkastingsposisjoner og kan føre til lange og komplekse tauemønstre.

For det tredje kan undersøkelsen kun gi de beste mulige data ved diskrete kildeplasseringer. Dette er fordi geometrikravene til en HED-antenneundersøkelse som dikterer at ethvert punkt gjennom undersøkelsen kan data kun bli optimalt innsamlet fra de detektorer til hvilke HED-antennen er arrangert enten på linje eller bredside. Ved andre orienteringer, blir separasjon av de induktivt og galvanisk koblede signalene mer vanskelig, og de resulterende data er mindre pålitelige. F.eks., med referanse til figuren, når HED-antennen er ved punktet på tauebanen direkte over detektoren markert med Dl og på det nord-sør-opplinjerte partiet av tauebanen, kan på-linje-data kun bli innsamlet fra detektorene markert D5, D6 og D7, mens bredsidedata kun kan bli innsamlet fra detektoren og markert D2, D3 og D4. De andre detektorene (f. eks. de som er markert D8, D9 og D10) tilveiebringer kun marginalt nyttig informasjon ved dette punktet av undersøkelsen på grunn av den komplekse blandingen av de galvanisk og induktivt koblede modene. Videre, hvis f.eks. HED-antennen er ved plasseringen identifisert med referansenummer 57

i figuren, som er på et nord-sør-linjert parti av tauebanen, kan på-linje-data bli innsamlet fra detektoren og markert i D3, D8, D9 og D10, mens bredsidedata ikke kan innsamles fra noen av detektorene. Siden både bredside- og på-linje-data er påkrevd for optimal analyse, kan de best mulige data med kvadratisk detektorgruppe vist i figuren kun bli innsamlet fra punkter langs tauebanen hvor kilden er direkte over én av detektorplasseringene.

I sum, med Sinha-metoden, representerer tiden gjennom hvilken data med god kvalitet kan bli innsamlet kun en liten andel av totaltiden som tas for å utføre en undersøkelse. Videre, i tillegg til at undersøkelsen er tidsineffektiv, er det nødvendig å nøyaktig følge en kompleks tauebane som må komplementere detektorutlegget og detektorene selv må også nøyaktig arrangeres. Vanskelighetene i å kontrollere både posisjonen og orienteringen til en tauet kildeantenne, koblet med dette behovet for å nøyaktig følge en bestemt tauebane relativt til detektornettverket, er én av hovedkildene for feil i undersøkelser av denne typen. Ulempene knyttet til undersøkelsesbegrensningene forårsaket av Sinha-metoden er prisen å betale for å løse tvetydighetene som er iboende i Statoil-metoden.

En undersøkelse som har en gruppe av multikomponentsmottakere har blitt foreslått hvor multikomponentene tilveiebringer dataredundans [14].

En undersøkelse hvor fasedata fra mottakere fra forskjellige avstander fra en transmitter sammenlignes til målegeometrisk spredning har også blitt foreslått [15].

Oppsummering av oppfinnelsen

I henhold til oppfinnelsen er det tilveiebragt en elektromagnetisk undersøkelsesmetode for undersøkelse i et område som antas eller er kjent å inneholde et underjordisk hydrokarbonreservoar, som omfatter: å overføre et elektromagnetisk kildesignal fra en kildeplassering; å detektere et detektorsignal ved en detektorplassering som respons på dette; å oppnå undersøkelsesdata som er en indikasjon på faseforskjeller mellom første og andre komponenter av detektorsignalet løst langs første og andre retninger; og å danne faseforskj ellen mellom første og andre komponenter.

Ved å sammenligne fasemålinger av forskjellige komponenter for detektorsignalet, kan en faseseparasjonsanomalitet bli detektert som er følsom for tilstedeværelse av et hydrokarbonlag eller reservoar innenfor en underjordisk lagkonfigurasjon. Tilstedeværelsen eller ikke av en fasesparasjonsanomalitet, og dermed tilstedeværelsen eller ikke av et hydrokarbonlag, kan bli bestemt med en enkelt kildeorientering. Det er ikke et behov, som det er med kjente metoder basert på amplituden, for at data blir innsamlet med forskjellige kildeorienteringer. I henhold til dette kan undersøkelser utføres raskere og uten behov for å nøyaktig kontrollere kildeorienteringen. Videre, på grunn av denne ufølsomheten for en fasemåling for den relative kildeorienteringen, er pålitelig datainnsamling ikke begrenset til spesifikk kildeplassering og detektorplasseringsgeometrier, som er tilfelle når man samler på-linje/bredsideamplitudedata, og en mye mindre kompleks og geometrisk begrenset tauebane kan benyttes for å undersøke et utstrakt område.

De første og andre komponentene kan være hvilke som helst to av radiell, vertikal og asimutal (med referanse til kildeplassering-detektorplasseringsgeometri). Den klareste faseanomaliteten synes å opptre fra paring av radielle og asimutale komponenter. Det er også mulig å benytte alle tre komponenter sammen, dvs. å ha første, andre og tredje komponenter.

De første, andre og, hvis brukt, tredje retninger er fortrinnsvis ortogonale, siden ved observasjon av geometriske uavhengige komponenter av detektorsignalet, er det minimal krysstale mellom første og andre datasett, og følsomheten for tilstedeværelsen av et hydrokarbonreservoar blir tilsvarende økt.

Det elektromagnetiske kildesignalet kan kringkastes fra en antenne montert på et neddykkbart fartøy, eller fra en statisk plassering, slik som i et borehull, eller fra en olje- eller gassplattform.

Det elektromagnetiske kildesignalet kan emitteres ved forskjellige frekvenser for å oppnå undersøkelsesdata ved et flertall forskjellige frekvenser. Videre kan det elektromagnetiske kildesignalet bli emittert ved et uttall av frekvenser, fortrinnsvis mellom 0,01 Hz og 10 Hz. Metoden kan fordelaktig repeteres over samme undersøkelsesområde ved å benytte forskjellige frekvenser for det elektromagnetiske kildesignalet. Lavere frekvenser er generelt foretrukket. Ved å ta prøver av de underjordiske lag ved et antall forskjellige frekvenser for det elektromagnetiske kildesignalet, er det mulig å oppnå forbedret vertikal oppløsning for strukturer i den underjordiske lagkonfigurasj onen.

Kildesignalet kan være fra en horisontal elektrisk dipol. Et slikt signal kan tilveiebringes ved å benytte eksisterende utstyr, og tillater også relativt enkel inversjonsmodellering.

Oppfinnelsen gir også en fremgangsmåte for å analysere resultater fra en elektromagnetisk undersøkelse av et område som er antatt eller kjent å inneholde et underjordisk hydrokarbonreservoar, som omfatter: å tilveiebringe undersøkelsesdata som er en indikasjon på faseforskj ell mellom første og andre komponenter av et detektorsignal løst langs første og andre retninger; og trekke ut faseforskjellene fra undersøkelsesdata; og å bestemme en målestokk fra faseforskj ellene som forutsigende for tilstedeværelsen eller fraværet av hydrokarbon.

Faseforskj ellene kan trekkes ut ved å rotasjonstransformere undersøkelsesdataene fra en instrumentramme til en kilderamme.

Oppfinnelsen tilveiebringer også et datamaskinprogramprodukt som bærer maskinlesbare instruksjoner for å implementere analysemetoden.

Oppfinnelsen tilveiebringer videre en fremgangsmåte for å planlegge en elektromagnetisk undersøkelse av et område som er antatt eller kjent å inneholde et underjordisk hydrokarbonreservoar, som omfatter: å danne en modell av området som skal undersøkes omfattende havbunnen, en bergformasjon som omfatter et postulert hydrokarbonreservoar under havbunnen, og et vannlegeme over havbunnen; å sette verdier for dybde under havbunnen for det postulerte hydrokarbonreservoaret og resistivitetsstruktur for bergformasjonen; å utføre en simulering av en elektromagnetisk undersøkelse i modellen; og å oppnå fra modellen faseforskj eller mellom første og andre komponenter til et detektorsignal løst opp langs henholdsvis første og andre retninger.

Repeterte simuleringer for et antall avstander mellom en kilde og en detektor og frekvenser kan utføres for å tillate optimale undersøkelsesbetingelser med hensyn på kilde-til-detektor-avstand og frekvens for EM-signal for å prøveta hydrokarbonreservoaret til å bli valgt når man utfører en elektromagnetisk undersøkelse. Effektene av å endre detektorgruppekonfigurasjoner og kildetauebaner kan også modelleres.

Oppfinnelsen tilveiebringer også et datamaskinprogramprodukt som bærer maskinlesbare instruksjoner for å implementere planleggingsmetoden.

Kort beskrivelse av tegningene

For en bedre forståelse av oppfinnelsen og for å vise hvordan denne kan utføres refereres det nå ved hjelp av et eksempel til de medfølgende figurene hvor: Fig. 1 er et skjematisk planriss som viser et eksempel på en undersjøisk geometri som følger prinsipper fra kjent teknikk hvor seksten detektorer er lagt ut på et parti av havbunnen over et underjordisk reservoar; Fig. 2A viser i et skjematisk vertikalt snitt et overflatefartøy som gjør en EM-undersøkelse; Fig. 2B er et planriss som viser en detalj av et polarkoordinatsystem; Fig. 3 viser et skjematisk vertikalt snitt av en modell av en underjordisk lagkonfigurasjon med uniform bakgrunn; Fig. 4 viser i skjematisk vertikalt snitt en modell av et hydrokarbonlag i underjordisk lagkonfigurasjon; Fig. 5A viser en graf som plotter beregninger av faser for forskjellige komponenter av detektorsignaler tett gjennom en elektromagnetisk modellundersøkelse av de underjordiske lagkonfigurasj onene vist i fig. 3 og 4; Fig. 5B viser en graf som plotter forskjeller i fasene vist i fig. 5A; Fig. 6 viser i skjematisk vertikalsnitt en modell av en underjordisk lagkonfigurasjon som ikke bærer hydrokarbon; Fig. 7 viser en graf som plotter beregninger av faser med forskjellige komponenter av detektorsignaler sett gjennom en elektromagnetisk modellundersøkelse av de underjordiske lagkonfigurasj onene vist i fig. 3, 4 og 7; Fig. 8 viser en graf som plotter forskjeller i fasene i fig. 7; Fig. 9A er et skjematisk planriss som viser en eksempelundersøkelsesgeometri i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelsen hvor seksten detektorer er lagt ut på et parti av havbunnen over et underjordisk reservoar; Fig. 9B sammenligner signaldekningen av metoden fra kjent teknikk og metoden til oppfinnelsen; Fig. 10 viser en graf som plotter beregninger av faser med forskjellige komponenter for detektorsignaler sett i løpet av en elektromagnetisk modellundersøkelse av de underjordiske lagkonfigurasj onene vist i fig. 4 ved to forskjellige elektromagnetiske kildesignalfrekvenser; Fig. 1 IA og 1 IB viser grafer som viser forskjeller i fasene vist i fig. 10; Fig. 12A viser en graf som plotter beregninger av forskjeller i fasene mellom forskjellige komponenter for detektorsignaler sett gjennom en elektromagnetisk modellundersøkelse av flere hydrokarbonlag for underjordiske lagkonfigurasj oner med en elektromagnetisk kildesignalfrekvens på 0,5 Hz; Fig. 12B viser en graf som plotter beregninger av forskjeller i faser mellom forskjellige komponenter for detektorsignaler sett gjennom en elektromagnetisk modellundersøkelse av flere underjordiske hydrokarbonlag lagkonfigurasj oner med en elektromagnetisk kildesignalfrekvens på 0,25 Hz; Fig. 12C viser en graf som plotter beregninger av forskjellige faser mellom forskjellige komponenter for detektorsignaler sett gjennom en elektromagnetisk modellundersøkelse av flere underjordiske lagkonfigurasj oner med hydrokarbonlag med en elektromagnetisk kildesignalfrekvens på 1,0 Hz; Fig. 12D viser en graf som plotter beregninger av forskjeller i faser mellom forskjellige komponenter for detektorsignaler sett gjennom en elektromagnetisk modellundersøkelse av flere underjordiske lagkonfigurasj oner med hydrokarbonlag med en elektromagnetisk kildefrekvens på 2,0 Hz; Fig. 13 A viser en graf som plotter beregninger av faser for forskjellige komponenter av detektorsignaler sett gjennom en elektromagnetisk modellundersøkelse av flere underjordiske lagkonfigurasj oner med uniform bakgrunn; Fig. 13B viser en graf som plotter forskjellene i fasene vist i fig. 13A; Fig. 14 viser en graf som plotter beregninger av maksimalt observerte forskjeller i faser mellom forskjellige komponenter for detektorsignaler sett gjennom en elektromagnetisk modellundersøkelse av en underjordisk lagkonfigurasjon med hydrokarbonlag som funksjon av hydrokarbonlagresistivitet og for flere elektromagnetiske kildefrekvenser; Fig. 15A viser en graf som plotter beregninger av faser av forskjellige komponenter for detektorsignaler sett gjennom en elektromagnetisk modellundersøkelse av de underjordiske lagkonfigurasj onene vist i fig. 3 og 4; Fig. 15B viser en graf som plotter forskjeller i fasene vist i fig. 15A; Fig. 16A viser en graf som plotter beregninger for faser av forskjellige komponenter for detektorsignaler sett gjennom en elektromagnetisk modellundersøkelse av de underjordiske lagkonfigurasj onene vist i fig. 3 og 4; og

Fig. 16B viser en graf som plotter forskjeller i fasene vist i fig. 16A.

Detaljert beskrivelse

Det er beskrevet en fremgangsmåte for elektromagnetiske undersøkelser for olje og andre hydrokarbonreserver som ikke krever separat datainnsamling av responsen av en underjordisk lagkonfigurasjon til induktivt og galvanisk koblede moder. Den nye fremgangsmåten kan utføres ved å benytte tidligere eksisterende undersøkelsesutstyr.

Fig. 2 A viser skjematisk et overflatefartøy 14 som foretar en EM-undersøkelse av en underjordisk lagkonfigurasjon på en måte som er egnet for å innsamle undersøkelsesdata for å utføre oppfinnelsen. Den underjordiske lagkonfigurasj onen omfatter et overdekningslag 8, et underdekningslag 9 og et hydrokarbonlag (eller reservoar) 12. Overflatefartøy et 14 flyter på overflaten 2 av havvannet 4. Et dyptauet neddykkbart fartøy 19 som bærer en HED-antenne 21 er festet til overflatefartøy et 14 med en navlestrengkabel 16 som tilveiebringer en elektrisk, optisk og mekanisk forbindelse mellom det dyptauede neddykkbare fartøyet 19 og overflatefartøy et 14. HED-antennen kringkaster et elektromagnetisk kildesignal inn i havvannet 4.

En eller flere fjerndetektorer 25 er plassert på havbunnen 6. Hver detektor 25 omfatter en instrumentpakke 26, en detektorantenne 24, en flyteanordning 28 og en ballastvekt (ikke vist). Detektorantennen 24 måler et detektorsignal som respons på EM-feltet indusert av HED-antennen i nærheten av detektoren 25, amplituden til detektorsignalene er følsom for resistivitetsvariasjoner i de underliggende lagkonfigurasj oner. Instrumentpakken 26 registrerer detektorsignalene for senere analyse. Detektorantennen 24 i dette eksemplet omfatter to ortogonale dipolantenner arrangert for å detektere første og andre komponenter av det elektriske felt i et horisontalt plan, dvs. et som er parallelt med havbunnen 6.

Detektorene registrerer to (eller tre) ortogonale komponenter av havbunnens elektriske felt som rådata. Råundersøkelsesdataene blir så analysert, etter innhenting av detektorene og overføring av rådata til en egnet datamaskin. Først utføres en spektralanalyse for å fjerne komponentene av signaler som svarer til kildetransmisjonen, noe som er vanlig. Undersøkelsesdataene blir så kombinert med kilde- og mottakernavigasjonsdata, noe som igjen er konvensjonelt. Så blir undersøkelsesdataene prosessert for å rotere de elektriske feltene fra en "instrument"-ramme (dvs. komponenter parallell med mottakerdipolene til detektoren) til "kilde"-rammen (dvs. radiell og asimutalkomponentene referert til kilde-mottakergeometri). Dette er et nytt prosesseringstrinn spesifikt for den foreliggende oppfinnelsen.

Fig. 2B er et skjematisk planriss som gir en detalj av et polarkoordinatsystem som er benyttet for å beskrive prinsippene for den nye fremgangsmåten. Origo i koordinatsystemet er posisjonert ved sentrum av HED-antennen vist i fig. 2A, og null-asimut er linjert parallell med dipolaksen til HED-antennen, som indikert i fig. 2B (HED-antennen i denne figuren er ikke tegnet i skala). I fig. 2B er en enkelt detektor 25 vist posisjonert ved et område på R km fra origo, og ved en asimut på

<E>°. Den ortogonale dipolantennen som omfatter detektorantennen 24 er tilfeldig orientert i horisontalplanet som indikert i figuren.

Siden faseforskj ellen fra kilden for elektromagnetisk stråling fra en horisontal dipolkilde er en asimutalt symmetrisk underjordisk lagkonfigurasjon er svært uavhengig av asimut <E>, er fasemålinger registrert ved detektorantennen 24 svært uavhengig av asimutalposisjonen til detektoren 25 vist i fig. 2B. Dette tillater fasedata å bli innsamlet likt over et større område av kilde-detektororienteringer enn som er mulig med amplitudedata, og eventuelle unøyaktigheter i målingen av asimutalposisjon for detektoren i koordinatoren vist i fig. 2B har en mindre effekt.

I de følgende eksempler er de to komponentene for det detekterte elektriske feltet, også kjent som detektorsignal, for hvilket fasen måles, en radiell komponent og en asimutal komponent. Radialkomponenten er den komponenten av det elektriske feltet som er løst langs en retning parallell med en linje som forbinder kildeplasseringen og detektorplasseringen, og er markert Ep i fig. 2B. Asimutalkomponenten er den komponenten av det elektriske feltet som er løst langs en retning vinkelrett på en linje som forbinder kildeplasseringen og detektorplasseringen og i et horisontalplan, og er markert E<d i fig. 2B. Komponentene for å detektere det elektriske feltet langs retningene bestemmes fra vinkelorienteringen til den ortogonale dipolantennen som omfatter detektorantennen 24 relativt til linjen som forbinder kildeplasseringen og detektorplasseringen. Dette kan lett bestemmes ved å benytte standard instrumentering, slik som f.eks. aktiv eller passiv sonar for å bestemme de relative posisjonene for kildeplasseringen og detektorplasseringen, og et magnetisk kompass for å bestemme detektorantenneorienteringen.

For å vise hvordan de respektive fasene til to romlige komponenter (f. eks. radiell p og asimutal <E> komponenter) fra det elektriske feltet kan bli benyttet for å detektere tilstedeværelsen av et underjordisk hydrokarbonreservoar, blir nummerisk forovermodellering av typen beskrevet av Chave og Cox [11] anvendt på forskjellige underjordiske modellagkonfigurasjoner. Fig. 3 viser i skjematisk vertikalt snitt en modellbakgrunn av en underjordisk lagkonfigurasjon. Konfigurasjonen omfatter et parti av en havbunn 106 under en 10 km dybde av havvann 104. Havvannet har en resistivitet på 0,31 Qm. Under havbunnen 106 er en uniform halvrommet sedimentær struktur med en resistivitet på 1 Qm, idet den lave resistiviteten hovedsakelig er på grunn av en vandig metning av porerom. Denne underjordiske bakgrunnslagkonfigurasjonen strekker seg uniformt nedover med en uendelig utstrekning. Også indikert i fig. 3 er en HED-antenne 21 og en detektor 25, slik som de som er vist i fig. 2A. Avstanden mellom HED-antennen og detektoren (dvs. området) er R km. Asimutalposisjonen til detektoren relativ til orienteringen av HED-antennen er tilfeldig på grunn av ufølsomheten for fasekomponenten til de detekterte elektriske feltsignalene på asimut. Fig. 4 viser i skjematisk vertikalt snitt en modell av en underjordisk hydrokarbonlagkonfigurasjon. Et parti av havbunnen 106 ligger under en 10 km dybde med havvann 104 som har en resistivitet på 0,31 Qm. Lagkonfigurasj onen under havbunnen 106 omfatter et 1 km tykt overdekningslag 108, som representerer sedimenter, arrangert over et hydrokarbonlag 112. Overdekningslaget 108 har en resistivitet på 1 Qm igjen, hovedsakelig på grunn av vandig metning av porerom. Hydrokarbonlaget 112 er 0,1 km tykt og har en resistivitet på 100 Qm. Den relativt høye resistiviteten til hydrokarbonlaget er på grunn av tilstedeværelsen av ikke-ledende hydrokarboner i porerommene. Under hydrokarbonlaget 112 er et sedimentært underdekningslag 109 som, som for overdekningslaget, har en resistivitet på 1 Qm. Underdekningslaget strekker seg nedover med en effektivt uendelig utstrekning. I henhold til dette, bortsett fra tilstedeværelsen eller fraværet av hydrokarbonlag 112, er den underjordiske bakgrunnslagkonfigurasjonen i fig. 3 og den underjordiske hydrokarbonlaglagkonfigurasjonen i fig. 4 identiske. En HED-antenne 21 og en detektor 25 er igjen vist som i fig. 3. Fig. 5A viser en graf som plotter den modellerte fasen 0 for radial-asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet både den underjordiske bakgrunnslagkonfigurasjonen og de underjordiske hydrokarbonlaglagkonfigurasjonmodellene vist i fig. 3 og 4 som en funksjon av rekkevidde R. Fasen måles relativt til et elektromagnetisk kildesignal transmittert av HED-antennen 21.1 dette eksemplet er det elektromagnetiske kildesignalet på en frekvens på 0,5 Hz. Radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet for den underjordiske bakgrunnslagkonfigurasjonen er markert henholdsvis 0PB og 9<dR og de tilsvarende komponentene for det detekterte elektriske feltet for den underjordiske hydrokarbonlagkonfigurasjonen er markert 0PR og 0<dR. Resultatene viser at 0PB, 0<dB, Øpr og 0<dR alle går stødig fremover i fase med økende rekkevidde R. Det er imidlertid også klart at faseratefremdriften er mindre for den underjordiske hydrokarbonlaglagkonfigurasjonen enn for den underjordiske bakgrunnslagkonfigurasjonen. I tilfellet med den underjordiske bakgrunnslagkonfigurasjonen, går fasen til både de radielle og asimutale komponentene forover med en rate på omkring 90° pr. km. I tillegg, med rekkevidder over omkring 2 km, forsinker asimutalkomponenten 0<dB konsistent den radielle komponenten 9PB med omkring 25°. I den underjordiske hydrokarbonlagkonfigurasjonen er imidlertid oppførselen noe forskjellig. Forbi omkring 5 km forsinker igjen asimutalkomponenten 9<dR den radielle komponenten 9PR omkring 25°, imidlertid går fasen for begge komponentene fremover med en rate på omkring 10° pr. km. Dette er betydelig lavere enn det som ses med den underjordiske bakgrunnslagkonfigurasjonen. Videre, for rekkevidder mellom omkring 2 og 5 km, varierer forskjellen i fase mellom asimutalkomponenten 9<dB og radialkomponenten 9PR signifikant. En faseseparasjonsanomalitet ses som varierer fra nær 0° faseforskj ell mellom radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske felt til et maksimum på omkring 60°. Fig. 5B viser en graf som viser, for både radial- og asimutalkomponentene, forskjellen i fase 9R<->9B mellom hydrokarbonlag og bakgrunns lagkonfigurasj onene som en funksjon av rekkevidde R. Forskjellen i radialkomponentene er markert 0PR - 0PB, og forskjellen i asimutalkomponenter er markert 0<dR - 0<dR De forskjellige rater for fasefremdrift sett med de underjordiske lagkonfigurasj onene for hydrokarbonlag og bakgrunn er tydelig i den negative gradienten til kurvene forbi omkring 3 km. Den forskjellige oppførselen ved mellomrekkevidder (mellom omkring 2 km og 5 km) er tydelig fra separasjonen av kurvene over dette området.

Disse forskjellene i faseoppførsel, nemlig den relativt langsomme fremgangen i fase for både radial- og asimutalkomponentene når et reservoar er tilstede, og den sterkt rekkeviddebegrensede variasjonen i fase mellom det radial- og asimutalkomponentene sett ved middelrekkevidder når reservoaret er tilstede, i to nyttige karakteristikker som man kan bestemme tilstedeværelsen eller fraværet av et hydrokarbonlag innenfor en ellers uniform bakgrunn.

For den praktiske anvendelsen av elektromagnetisk undersøkelse med kontrollert kilde til hydrokarbonleting, er det nødvendig at andre vanlige underjordiske lagkonfigurasj oner ikke fører til en oppførsel lik den som ses i den underjordiske hydrokarbonlaglagkonfigurasjonsmodellen. Særlig er det viktig å være i stand til å skjelne mellom underjordiske lagkonfigurasj oner som omfatter et tynt hydrokarbonlag og underjordiske lagkonfigurasj oner som ikke inneholder hydrokarboner som har en økende resistivitet med dybde.

Fig. 6 viser i et vertikalt snitt en svært skjematisk modell av en underjordisk lagkonfigurasjon som ikke inneholder hydrokarbon. Denne underjordiske lagkonfigurasj onen utviser økende resistivitet med dybde, noe som er et vanlig trekk ved mange storskalasedimentærstrukturer. F.eks. på grunn av økende utrivning av ledende havvann med dybde fra stigende overdekningstrykk. Som med de underjordiske bakgrunns- og hydrokarbonlaglagkonfigurasjonene beskrevet over, i den underjordiske lagkonfigurasj onen som ikke bærer hydrokarbon ligger et parti av havbunnen 106 under en 10 km dybde havvann 104. Lagene under havbunnen 106 omfatter en serie sedimentærlag med økende resistivitet. Et første lag 110 har en uniform resistivitet på 1 Qm og en tykkelse på 1 km. Et andre lag 113 har en uniform resistivitet på 5 Qm og en tykkelse på 1 km. Et tredje lag 114 har en uniform resistivitet på 50 Qm og en tykkelse på 1 km. Under det tredje laget 114 er et fjerde lag 116 som har en resistivitet på 100 Qm og strekker seg nedover med en uendelig utstrekning. En HED-antenne 21 og en detektor 25 er igjen vist som i fig. 3.

Fig. 7 viser en graf som er lik som og som vil forstås fra beskrivelsen av fig. 5A over, men som også omfatter modellerte kurver bestemt for den ikke-hydrokarbonbærende underjordiske lagkonfigurasj onen. De modellerte kurvene markert 0PB, 0«i><B>, 0PR og ØoR er de samme som de som er vist i fig. 5A. Kurvene markert Øps og 0<dS viser radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektromagnetiske feltet sett med den ikke-hydrokarbonbærende underjordiske lagkonfigurasj onen.

Oppførselen til variasjonen i fase for det detekterte elektriske feltet som en funksjon av rekkevidde forbi omkring 5 km, er bredt sett lik for den underjordiske hydrokarbonlaglagkonfigurasjonen og den underjordiske ikke-hydrokarbonbærende lagkonfigurasj onen. Det er moderate forskjeller i gradient mellom modellene for eksemplet som er vist, og i noen omstendigheter kan dette tillate at de to underjordiske lagkonfigurasj onene kan skjelnes. (I andre eksempler er gradientene nesten de samme). Imidlertid, selv hvis det er målbart, er verdien til gradienten sannsynligsvis en ganske upålitelig indikator for underjordisk lagkonfigurasjon i praksis. Dette er fordi forskjellige absoluttverdier for resistivitet, f.eks. et mer eller mindre resistivt hydrokarbonlag i den underjordiske hydrokarbonlaglagkonfigurasjonen, eller en mer raskt økende resistivitet med dybde i en underjordisk ikke-hydrokarbonbærende lagkonfigurasjon, sannsynlig leder til endringer i de observerte gradientene og forårsaker sammenblanding mellom de to modellene.

Imidlertid, ved rekkevidder mellom omkring 2 km og 5 km, er det ikke noe i fasen til de detekterte elektriske feltene som respons på de underjordiske ikke-hydrokarbonbærende lagkonfigurasj oner som ligner faseseparasjonsanomaliteten sett med den underjordiske hydrokarbonlaglagkonfigurasjonen. Faseoppførselen sett med den underjordiske ikke-hydrokarbonbærende lagkonfigurasj onen ligner mye nærere den til den underjordiske bakgrunnlagkonfigurasjonen over dette området. I henhold til dette, er det faseseparasjonsanomaliteten (og ikke gradienten) som i den mest egnede indikatoren på underjordisk lagkonfigurasjon.

Fig. 8 viser en graf som plotter forskjellen i fase AØ mellom radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet for de tre underjordiske modellagkonfigurasjonene beskrevet over som funksjon av rekkevidde R. Kurven markert AØ<B>i fig. 8 representerer forskjellen mellom kurvene markert 0<i><B>og 0PB i fig. 7 (med negative verdier som svarer til asimutalkomponenten som forsinker radialkomponenten). Kurvene markert AØ R og AØ S i fig. 8 representerer tilsvarende forskjellene mellom kurvene markert 0<dR og 0PR, og 0<dS og Øps i fig. 7.

Faseseparasjonsanomaliteten sett med den underjordiske

hydrokarbonlaglagkonfigurasjonen (kurve markert AØ<R>i fig. 8) er synlig som en klar renne (eng: trough) sentrert ved en rekkevidde på omkring 3,5 km. Størrelsen på faseseparasjonsanomaliteten ved dette punktet er nesten 60°. Denne forskjellen i fase mellom radial- og asimutalkomponentene til det detekterte elektriske feltet er omkring 30° mer negativ enn den største forskjellen sett med enten bakgrunns- eller ikke-hydrokarbonbærende underjordiske lagkonfigurasj oner. Med nåværende teknologi, kan en faseforskj ell mellom radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet 10° klart løses. I henhold til dette er tilstedeværelsen eller

ikke av en kanal lik den som ses i fig. 8 lett detekterbar, og i stand til å skilne mellom en hydrokarbonslags underjordisk lagkonfigurasjon av typen vist i fig. 3 og den underjordiske modellagkonfigurasjonen vist i fig. 4 og 6.

Ved å distribuere en lineær gruppe av detektorer langs et parti av havbunnen, og ved hver av dem registrere egnede rådata som respons på et elektromagnetisk kildesignal kringkastet av en horisontal elektromagnetisk dipolkilde, kan plott slik som de som er vist i fig. 8 bli generert fra faseinformasjonen oppnådd fra rådataene. Resultatene av disse plottene kan så bli benyttet for å indikere den typen underjordisk lagkonfigurasjon under en linje som forbinder kilden og detektorene. Forskjellig fra tidligere undersøkelsesmetoder, kan dette gjøres ved å benytte en enkelt dipolkilde uten behov for å innsamle flere datasett som svarer til forskjellige orienteringer av kilden.

Ved å distribuere en plan gruppe av detektorer på et parti av havbunnen, og ved hver registrere rådata som respons på et elektromagnetisk kildesignal kringkastet av en horisontal elektromagnetisk dipolkilde, kan plott slik som de som er vist i fig. 8 bli generert for et antall forskjellige retninger straks faseinformasjonen har blitt trukket ut fra rådataene. På grunn av ufølsomheten for fase på asimutalposisjonen til en detektor med hensyn på kildedipolakse, kan plottene langs hver av de forskjellige retningene som kan oppnås med en plan gruppe av detektorer bli oppnådd samtidig, uten hensyn til dipolkildeorientering. Dette tillater en grundig to- eller tredimensjonal undersøkelse og blir utført uten en gang å måtte bevege kilden. Dette er i kontrast til tidligere metoder hvor en relativt lang og komplisert tauing av dipolkilden er nødvendig for å utnytte alle detektorene i en plan gruppe, og så kun med relativt lav romlig sampling. Mens alle detektorene i en plan gruppe kan bli benyttet uten å bevege kilden, er det i praktiske undersøkelser som anvender den nye metoden, sannsynlig at kilden likevel vil bli flyttet, slik som vist i fig. 2A. Hver nye kildeposisjon gir et helt sett av nyttige kilde-detektorgeometrier, og tilveiebringer således mer omfattende sampling av den underjordiske lagkonfigurasj onen for et gitt antall detektorer. I tillegg, ved å bevege kilden, kan undersøkelser bli fullt utført hvor detektorene er utplassert over et område med en karakteristisk skala større enn rekkevidden av avstander over hvilken fasemålinger pålitelig kan bli benyttet for å indikere tilstedeværelsen av et hydrokarbonlag.

Fig. 9A viser i et planriss et område av havbunnen 6 som skal undersøkes og som er lik det som er vist i tidligere teknikk fig. 1. Det er seksten detektorer 25 for å registrere fasekomponentene beskrevet over. Detektorene er lagt ut i et kvadratisk rutenett over et underjordisk reservoar 56. Andre detektorfordelinger kunne bli benyttet i stedet, slik som andre rutenettformer, eller fordelinger som ikke er i et enkelt rutenett. (Begrensningene på detektorplasseringsmønster pålagt av amplitudebaserte metoder til både Statoil og Sinha heves dermed). Det underjordiske reservoar 56 har en grense indikert ved en heltrukken linje 58. Orienteringen til det underjordiske reservoaret indikert med kardinalkompasspunktet (markert N, E, S og W for nord, øst, sør og vest) indikert i øvre høyre i figuren. For å utføre en undersøkelse som benytter en utførelse av den nye metoden, starter en kilde fra plassering "A" og taues langs en bane indikert av den stiplede linjen 120 til plassering "B", som markerer enden av undersøkelsesbanen. I de fleste punkter langs tauebanen, kan nyttige data innsamles fra alle detektorene. F.eks., når kildeantennen er ved plasseringen markert med referansenummer 57 i fig. 9A, er alle seksten detektorer 25 i stand til å samle inn pålitelige data. Dette er i kontrast til tilsvarende lignende plasseringer vist i fig. 1, igjen markert med referansenummer 57, ved hvilket punkt ingen nyttige data kan samles inn ved å benytte tidligere metoder. I henhold til dette gir tauebanen vist i fig. 9A, som er overraskende (startingly) enkel sammenlignet til den som er vist i fig. 1, faktisk en mye større mengde gyldige data. Som bemerket over, ved den nye fremgangsmåten er det bare nødvendig å kjenne de relative posisjonene til kilde og detektorer, og orienteringen til hver detektorantenne slik at radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet kan løses geometrisk. Siden orienteringen til antennen ikke er kritisk, er det ikke noe behov for at tauebanen 120 vist i fig. 9A tett følger et mønster definert av rutenettet av detektorer. Faktisk er det fordelaktig for tauebanen å ikke være for tett på linje med nord-sør og øst-vest baserte detektorrutenett, siden for detektorer i en på endeposisjon (dvs. ved asimut på 0° i koordinatsystemet vist i fig. 2B), vil amplituden til asimutalkomponenten for det detekterte elektriske feltet være liten for en dipolkilde, og fasen for denne komponenten vil være mer vanskelig å etablere nøyaktig. I kilde-detektororienteringer hvor enten radial- eller asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet er liten, kan andre komponenter for det detekterte elektriske feltet anvendes, f. eks. som beskrevet mer under.

Fig. 9B er en grafisk representasjon som sammenligner signalspredningen med den nye fasemetoden med den gamle på linje/bredsideamplitudemetoden. Eksempelreservoaret 56 avgrenset av perimeter 58 er vist. Dipolkilden er ved en tilfeldig plassering 57 innenfor reservoaret med HED-antenneaksen linjert vest-øst. I den gamle metoden, kan på-linje amplitudedata med god kvalitet kun samles inn innenfor et smalt vinkelområde 64 indikert av W-E mørk skyggelegging i figuren, og bredsideamplitudedata med god kvalitet kan kun samles inn innenfor en smal vinkelrekkevidde 62 indikert ved N-S mørk skravering i figuren. Vinkelområdene 62 og 64 må være smale for å sikre at én av de induktive og galvaniske signalkomponentene dominerer over den andre. Data innsamlet ved detektorene i de fire hovedkvadrantene 66 er hovedsakelig dårlige data til å bli avvist fra analysen. På den annen side, i den nye metoden, er situasjonen reversert. De brede kvadrantene 66 blir områder som data med god kvalitet kan innsamles over, siden de er områder hvor fase kan fullt dekomponeres til radial- og asimutalsignalkomponenter nødvendig for faseforskj ellanomalitetsmålinger, mens de mørke områdene 62, 64 er vinkelområder hvor de innsamlede data blir pålitelige siden størrelsen på én av radial- og asimutalsignalkomponentene sannsynligvis blir for liten og forårsaker signal-til-støy-problemer.

De modellerte faseresponsene vist i fig. 5A, 5B, 7 og 8 ble alle beregnet for en horisontal elektromagnetisk dipolkilde som transmitterer et elektromagnetisk kildesignal ved en frekvens på 0,5 Hz.

Fig. 10 viser en graf som plotter den modellerte fasen 9 for radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet for den underjordiske hydrokarbonlaglagkonfigurasjonsmodellen vist i fig. 3 som funksjon av R for to forskjellige frekvenser for elektromagnetisk kildesignal. De modellerte radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet sett i respons på en dipolkilde som transmitterer med en frekvens på 2 Hz er markert 9p2Hzog9<d2Hz, og de modellerte radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet sett som respons på en dipolkilde som transmitterer en frekvens på 0,25 Hz er markert 9p°'<2>5<Hz>og 9<d°'25<Hz>. Disse kurvene, og også sammenligning med de modellerte radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet sett som respons på en dipolkilde som transmitterer en frekvens på 0,5 Hz, markert 9PR og 9<dR i fig. 5A, indikerer en frekvensavhengighet til karakteristikkene til faseseparasjonsanomaliteten som indikerer et begravd hydrokarbonlag. Mot høyere frekvenser går fasene for radial- og asimutalkomponentene fremover raskere enn ved lavere frekvenser, og skalaen over hvilken

faseseparasjonsanomalitetskarakteristikker for et hydrokarbonlags tilstedeværelse opptrer er også sett å være frekvensavhengig. Fig. 11A viser en graf som plotter forskjellen i A9 mellom radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet for et reservoar- og bakgrunnsmodellert underjordisk lagkonfigurasjon beskrevet over som funksjon av rekkevidde R, som respons på en dipolkilde som transmitterer en frekvens på 2 Hz. Kurven markert A9<R>i fig. 1 IA representerer forskjellen mellom kurvene markert9<j)2<Hz>og 9p<2Hz>i fig. 10 (med positive verdier svarende til den radielle komponenten forsinkende asimutalkomponenten). Kurven markert A9<B>representerer de tilsvarende data for underjordisk lagkonfigurasjon bakgrunnsmodell. Fig. 11B viser en graf som plotter forskjellene i fase A9 mellom radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet for reservoar- og bakgrunnsmodellert underjordiske lagkonfigurasj oner beskrevet over som funksjon av rekkevidde R, som respons på en dipolkilde som transmitterer en frekvens på 0,25 Hz. Kurven markert A9<R>i fig. 11B representerer forskjellen mellom kurvene markert 9<d°'<25Hz>og 9p°'25Hz i fig. 10 (med positive verdier svarende til radialkomponenten som forsinker asimutalkomponenten). Kurven markert A9<B>representerer de tilsvarende data for underjordiske bakgrunnsmodeller av konfigurasj onen.

Det er klart fra fig. 8, 1 IA og 1 IB, at rekkevidden over hvilken faseseparasjonsanomalitet opptrer er mindre ved høyere frekvenser. Ved 2 Hz (se fig. 11 A) er faseseparasjonsanomaliteten sentrert ved en rekkevidde på omkring 3 km og opptrer over en karakteristisk rekkevidde på omkring 1 km. Ved 0,5 Hz (se fig. 8) er faseseparasjonsanomaliteten sentrert ved en rekkevidde på omkring 3 km og opptrer over en karakteristisk rekkevidde på omkring 2 km. Ved 0,25 Hz (se fig. 11B) er faseseparasjonsanomaliteten sentrert ved en rekkevidde på omkring 3 km og opptrer over en karakteristisk rekkevidde på omkring 3 km. For alle frekvenser er den maksimale faseseparasjonen sett med den underjordiske hydrokarbonlaglagkonfigurasjonen omkring 30° mer negativ enn faseforskj ellen som ville ses hvis hydrokarbonlaget ikke var tilstede. Dette indikerer at tilstedeværelsen av et hydrokarbonlag kan detekteres ved å benytte et område av frekvenser, hvor hver av disse virker som en probe på den underjordiske lagkonfigurasj onen som opererer over en lett forskjellig romlig skala.

Fig. 12A er en graf som viser effekten av å endre overdekningstykkelsene. Grafen plotter forskjellen i fase AØ mellom radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet for flere underjordiske hydrokarbonlaglagkonfigurasjoner med forskjellige overdekningstykkelser som funksjon av rekkevidde R. I dette eksemplet er det elektromagnetiske kildesignalet ved frekvens på 0,5 Hz. Kurver er plottet for forskjellige underjordiske hydrokarbonlaglagkonfigurasjoner som, mens de ellers er lik de underjordiske hydrokarbonlaglagkonfigurasjonene vist i fig. 4, har de overdekningstykkelser på 0,25 km, 0,5 km, 1,0 km, 1,5 km og 2,5 km.

Kurvene som svarer til hver forskjellig overdekningstykkelse er tilsvarende markert i figuren. Kurven markert 1,0 i fig. 12A er identisk til kurven markert AØ<R>i fig. 8, siden overdekningstykkelsen i modellen vist i fig. 3 (og benyttet for modelleringen vist i fig. 8) er 1,0 km. Kurven markert A9<B>i fig. 12A er lik og vil forstås fra den likt merkede kurven i fig. 8. For hver av kurvene svarende til forskjellige overdekningstykkelse, er størrelsen på faseseparasjonsanomaliteten grovt lik, varierende fra omkring 55° med en overdekningstykkelse på 0,25 km til omkring 65° med en overdekningstykkelse på 2,5 km. I henhold til dette er fremgangsmåten likt i stand til å detektere et tynt hydrokarbonlag ved et område av dybde under havbunnen. Det er også tydelig at området som faseseparasjonsanomaliteten er på maksimum øker med økende overdekningstykkelse. Denne følsomheten for området til maksimal faseseparasjonsanomalitet for overdekningstykkelser kan tillate at dybden til et reservoar blir bestemt med egnet inversjonsmodellering og egnet datadekning.

Fig. 12B, 12C og 12D er lik som og vil forstås fra fig. 12A. Imidlertid viser fig. 12B, 12C og 12D responsen for forskjellige overdekningstykkelser på forskjellige frekvenser for det elektromagnetiske kildesignalet. Fig. 12B viser responsen til et elektromagnetisk kildesignal ved en frekvens på 0,25 Hz, fig. 12C viser responsen på et elektromagnetisk kildesignal ved en frekvens på 0,1 Hz, fig. 12B viser responsen på et elektromagnetisk kildesignal ved en frekvens på 2 Hz. Det kan ses at faseseparasjonsanomaliteten kan detekteres med et område av frekvenser over et område av overdekningstykkelser. Størrelsen på faseseparasjonsanomaliteten er stort sett lik ved hver av de forskjellige frekvensene vist. Som tidligere sett, smalner området som faseseparasjonen er synlig over med økende frekvens. Fig. 13A er en graf som viser effekten av forskjellig bakgrunnsresistivitet. Grafen plotter den modellerte fasen 0 av radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet for en underjordisk bakgrunnslagkonfigurasjon lik den som er vist i fig. 3, men forskjellige resistivitetsverdier for de uniforme underjordiske lag, som en funksjon av rekkevidde R. I dette eksemplet er det elektromagnetiske kildesignalet ved en frekvens på 0,5 Hz. Fasen til radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet blir beregnet for resistivitetsverdier på 1 Qm, 5 Qm, 15 Qm, 50 Qm og 200 Qm, som markert i figuren. For hver resistivitetsverdi er fasen for radialkomponenten for det detekterte elektromagnetiske feltet vist som en stiplet linje, og fasen til asimutalkomponenten er vist som en heltrukken linje. Paret av kurver som svarer til den 1 Qm resistivitetsverdien er identiske til kurvene markert Øp B og 0<d Bi fig. 5A. Det er klart at resistivitetsverdien for det underjordiske laget i en uniform modell som omfatter ingen hydrokarbonreservoar har en vesentlig effekt på den detekterte fasen. Fremdriftsraten for fase med rekkevidde, for både radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet, faller med økende bakgrunnsresistivitet. F.eks., ved en resistivitet på omkring 15 Qm, er fasefremdriftsraten med område omkring 15° pr. km. Dette er lik fasefremdriftsraten sett med den underjordiske reservoarlagkonfigurasjonsmodellen og plottet i fig. 5A for rekkevidder forbi rundt 5 km. Dette demonstrerer igjen hvordan absoluttverdiene for fase for hver av radial-og asimutalkomponentene kan være en upålitelig indikator for den sannsynlige tilstedeværelse av et hydrokarbonlag i en ellers uniform resistivitetsbakgrunn. Fig. 13B viser en graf som plotter forskjellen i fase AØ mellom radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet for hver underjordiske resistivitetsverdibakgrunnslagkonfigurasjoner vist i fig. 13A. Hver kurve er passende markert i henhold til resistivitetsverdien til modellen som den svarer til. Kurven markert 1 Qm er identisk til kurven markert AØ<B>i fig. 8. Mens den karakteristiske forskjellen i fase for radial- og asimutalkomponentene avhenger av resistiviteten til det uniforme underjordiske lag, viser ingen av kurvene vist i fig. 13B en rekkeviddebegrenset faseseparasjonsanomalitet som, som sett i fig. 8, er en indikasjon på tilstedeværelsen av et begravd hydrokarbonlag. Det er resistivitetskontrasten mellom et begravet hydrokarbonlag og en ellers uniform bakgrunn som gir opphav til faseseparasjonsanomaliteten. I henhold til dette, ved å forme faseforskjellen mellom radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet på måten beskrevet over, forblir en underjordisk lagkonfigurasjon som omfatter hydrokarbonlag klart mulig å sjelne fra et område av uniforme underjordiske lagkonfigurasj oner med forskjellige resistiviteter. Fig. 14 er en graf som viser effekten av hydrokarbonlagresistivitetene. Grafen plotter den største forskjellen i fase max(AØ) mellom radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet som en funksjon av forskjellig hydrokarbonlagresistivitet P, i en underjordisk hydrokarbonlaglagkonfigurasjon som ellers er lik den som er vist i fig. 3. Det er vist kurver for elektromagnetiske kildesignalfrekvenser på 0,25 Hz, 0,5 Hz, 1 Hz og 2 Hz, som indikert i figuren. F.eks., med en elektromagnetisk kildesignalfrekvens på 0,5 Hz og en hydrokarbonlagresistivitet på 100 Qm, er den største forskjellen i fase mellom radial- og asimutalkomponenten for det detekterte elektriske feltet omkring -58°. Denne bestemte verdien svarer til minimumet sett i fig. 8 for kurven markert AØ<R>. Typiske hydrokarbonlagresistiviteter er mellom noen få titalls Qm og noen få hundretalls Qm. Det kan ses fra fig. 14 at for alle typiske verdier av hydrokarbonlagresistivitet, ses en forskjell i fase mellom radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet på minst 30° for alle elektromagnetiske kildesignalfrekvenser. Ved lavere frekvenser er den enda høyere.

Dette demonstrerer at den ovenfor beskrevne metoden er i stand til å detektere hydrokarbonlag med forskjellige resistiviteter, og å benytte et område av elektromagnetiske kildesignalfrekvenser.

Det kan også ses fra fig. 14 at maksimal faseforskj ell mellom radial- og asimutalkomponentene for det detekterte feltet er størst for et hydrokarbonlag med en resistivitet på omkring 50 Qm. Ved resistiviteter over og under denne verdien, ses en minkende maksimal faseforskj ell.

Det har dermed blitt demonstrert at tilstedeværelsen av et hydrokarbonlag i en underjordisk lagkonfigurasjon kan detekteres ved å observere faseforskjellen mellom radial- og asimutalkomponentene for det detekterte elektriske feltet som respons på et elektromagnetisk kildesignal fra en horisontal elektrisk dipolkilde. Dette har blitt vist å virke over et bredt område av kildefrekvenser, for forskjellige dybder av begravd hydrokarbonlag og for forskjellige underjordiske lagkonfigurasjonsresistivitetsverdier.

Alternative utførelser

Mens radial- og asimutalkomponentene har blitt betraktet i eksemplene over, kan det også anvendes lignende teknikker som bruker forskjellige komponenter for det detekterte elektromagnetiske feltet. F.eks., hvis detektorene 25 vist i fig. 2 ble konfigurert til også å registrere fasen til den vertikale komponenten til det detekterte elektriske feltet (dvs. vinkelrett på både radial- og asimutalretningene), kunne vertikalkomponenten bli benyttet i kombinasjon med en annen komponent til å prøve en underjordisk lagkonfigurasjon.

Fig. 15A viser en graf som plotter den modellerte fasen 0 for vertikal- og asimutalkomponenten til det detekterte elektriske feltet for både underjordisk bakgrunnslagkonfigurasjon og underjordisk

hydrokarbonlaglagkonfigurasjonsmodeller vist i fig. 3 og 4 som en funksjon av R. Fasen måles relativt til et elektromagnetisk kildesignal transmittert av HED-antennen. I dette eksemplet er det elektromagnetiske kildesignalet en frekvens på 0,5 Hz. De vertikale og asimutale komponentene for det detekterte elektriske feltet for den underjordiske bakgrunnslagkonfigurasjonen er markert henholdsvis 0Z<B>og 0<i)B og de tilsvarende komponentene for det detekterte elektriske feltet for det underjordiske hydrokarbonlaglagkonfigurasjonen er markert henholdsvis 0Z<R>og 0<dR. Bortsett fra å vise de vertikale heller enn de radielle komponentene for det detekterte elektriske feltet, korresponderer denne figuren direkte til fig. 5A. Fig. 15B viser en graf som plotter forskjellen i fase AØ mellom vertikal- og asimutalkomponentene til det detekterte elektriske feltet for to underjordiske modeller av konfigurasjonene inkludert i fig. 15A. Kurven markert AØ<B>i fig. 15B representerer forskjellen mellom kurvene markert 0<dB og 0Z<B>i fig. 15A (med negative verdier svarende til vertikalkomponenten som forsinker asimutalkomponenten). Kurven markert AØ<R>i fig. 15B representerer tilsvarende forskjellen mellom kurvene markert 0<d R og Øz R i fig. 15A. Fig. 16A viser en graf som plotter den modellerte fasen 0 for vertikal- og radialkomponentene for det detekterte elektriske feltet for både underjordisk bakgrunslagkonfigurasjons- og underjordisk

hydrokarbonlaglagkonfigurasjonsmodeller vist i figurene henholdsvis 3 og 4. Fasen blir målt relativt til et elektromagnetisk kildesignal transmittert av HED-antennen. I dette eksemplet er det elektromagnetiske kildesignalet ved en frekvens på 0,5 Hz. De vertikale og radiale komponentene for det detekterte elektriske feltet for de underjordiske bakgrunnslagkonfigurasjoner er markert henholdsvis 0Z<B>og 0PB og de tilsvarende komponentene for det detekterte elektriske feltet for underjordisk hydrokarbonlaglagkonfigurasjon er markert henholdsvis 0Z<R>og 0PR. Bortsett fra å vise den vertikale heller enn den asimutale komponenten for det detekterte elektriske feltet, svarer denne figuren direkte til fig. 5A.

Fig. 16B viser en graf som plotter forskjellen i fase AØ mellom vertikal- og radialkomponentene for det detekterte elektriske feltet for de to underjordiske modellagkonfigurasjonene inkludert i fig. 16A. Kurven markert AØ i fig. 16B representerer forskjellen mellom kurvene markert 0PB og 0Z<B>i fig. 16A (med negative verdier svarende til vertikalkomponenten som forsinker radialkomponenten). Kurven markert AØ<R>i fig. 18B representerer tilsvarende forskjellen mellom kurvene markert 0PR og 0Z<R>i fig. 18A.

Fig. 15B og 16B indikerer begge at forskjellen i fase mellom vertikalkomponenten for et detektert elektrisk felt og enten asimutal- eller radialkomponentene også er følsom for tilstedeværelsen av et hydrokarbonlag i en ellers uniform underjordisk bakgrunnslagkonfigurasjon. Faseforskjellen sett mellom de vertikale og asimutale komponentene viser både en negativ og en positiv lobe sammenlignet med den underjordiske bakgrunnslagkonfigurasjonen med en krysning ved en rekkevidde på omkring 4 km. Dette ville være en særlig nyttig indikator for benyttelse i undersøkelsesområder hvor bakgrunnsresistivitet er dårlig begrenset. Den kvalitative oppførselen til fasen til den vertikale komponenten for det detekterte elektriske feltet er tilnærmet lik den til asimutalkomponenten. Imidlertid er en større faseseparasjon sett når man sammenligner radialkomponenten med asimutalkomponenten enn når man sammenligner radialkomponenten med vertikalkomponenten. I henhold til dette vil generelt asimutalkomponenten foretrekkes når sammenligning gjøres med radialkomponenten, unntatt feks. hvis størrelsen på asimutalkomponenten er liten, feks. hvor en detektor er svært nær en mot enden orientering.

I beskrivelsen over, og i fig. 5A, 7, 10, 13A, 15A og 15B, har den absolutte fasen for ulike komponenter av det detekterte elektriske feltet blitt betraktet relativt til den elektromagnetiske kildesignalfasen. Imidlertid, i praksis, siden det er relativen mellom forskjellige komponenter av det detekterte elektriske feltet sett ved detektoren som er en indikasjon på tilstedeværelsen av et hydrokarbonlag, kan de detekterte komponentene sammenlignes direkte uten referanse til fasen til det elektromagnetiske kildesignalet.

Til slutt vil det forstås at oppfinnelsen kan anvendes likt på undersøkelse i ferskvann, feks. store innsjøer, slik at referanser til havbunnen, havvann, etc. ikke skal betraktes som begrensende.

Oppsummering

Det har blitt demonstrert hvordan en faseseparasjonsanomalitet opptrer som respons på et hydrokarbonlag som ikke ses med en underjordisk bakgrunnslagkonfigurasjon. Dette tillater deteksjon av underjordiske hydrokarbonreservoarer og hydrokarbonbærende lag. Teknikken har mange fordeler over tidligere metoder, f. eks.: • Tidligere teknikker basert på sammenligning av amplitudemålinger krever innsamling av både mot enden og bredsidedata for hver mottaker for å være pålitelig. Dette krever mange ortogonale undersøkelsestauebaner (se fig. 1). Ved å benytte en teknikk slik som beskrevet over, kan en undersøkelse fullføres mer grundig med en mye kortere og mindre kompleks tauebane (se fig. 9A).

• De ortogonale tauebanene påkrevd ved tidligere metoder fører til sampling av forskjellige deler av en målstruktur. Fordi kun enkle kilde-mottaker-par er påkrevd for en fasebasert deteksjon av reservoaret, er det redusert tolkningstvetydighet som oppstår fra dimensjonaliteten til målstrukturene. Dette overvinner begrensningene

for den kjente Sinha-metoden hvor i-linje data for en gitt mottaker vil komme fra én kildeposisjon og de tilsvarende bredsidedata ved samme område vil generelt komme fra en forskjellig kildeplassering. Dette betyr at strukturen samplet mellom kilde og detektor for de sammenlignede i-linje- og bredsidedata ikke vil være de samme.

Med den nye metoden oppstår ikke dette problemet, siden alle dataene er innsamlet fra én enkelt kildeposisjon, slik at begge fasekomponenter i det prosesserte signalet er utledet fra sampling av samme struktur. • Teknikken beskrevet over er så å si uavhengig av detektorasimut relativt til en kildes dipolakse. Siden metoden er mindre avhengig av orienteringen til kilden, er geometrisk relaterte feil mye redusert. For å dekomponere detektorsignalene til radial- og asimutal- (eller hvilke komponenter som er ønskelige) er det kun nødvendig å kjenne de relative posisjonene til kilden og detektoren, og orienteringen til detektorantennen. Disse kan lett bestemmes ved å benytte eksisterende teknologi. • Faseseparasjonen sett over er rekkeviddebegrenset og kan kontrolleres ved å variere frekvensene på den elektromagnetiske kilden. Hvis kilden skulle kringkaste ved forskjellige diskrete frekvenser (enten ved å anvende multippel kildeantenne eller en justerbar kilde feks.) kan forbedret vertikal oppløsning oppnås. • For en bestemt dipolkildetransmisjonsfrekvens, kan rekkeviddeavhengigheten til faseseparasjonen bli benyttet for å indikere dybden på det resistive laget. • Fasedata er relativt ufølsomme for strukturer som er lokal til mottakeren.

Referanser

[1] Sinha, M.C., Patel, PD., Unsworth, MJ., Owen, T.RJE. & MacCormack, M.R.G. An active source electromagnetic sounding system for marine use.

Mar. Geophys. Res., 12,1990,59-68.

[2] Evans, R. L., Sinha, M. C, Constable, S. C. & Unsworth, M. J. On the electrical nature of the axial melt zone at 13°N on the East Pacific Rise. J.

Geophys. Res., 99,1994,577 - 588

[3] Edwards, R.N., Law, KJL, Wolfgram, P.A., Nobes, D.C., Bone, M.N., Trigg,

HF. Sc DeLaurier, JM., First result of tiie MOSES experiment: Sea sediment conductivity and thickness detetmination, Bute Inlet, Columbia, bu magnetometric offshore electrical sounding, Geophyics, 50, 1985, 153- 161

[4] WO 00/13046 Al

[5] WO 01/57555 Al

[6] Eidesmo, T., EUingsrud, S., MacGregor, L.M., Constable, S., Sinha, M.C.,

Johansen, S, Kong, F-N & Westerdahl, HL, Sea Bed Logging (SBL), a new method for remote and direct identification of hydrocarbon filled laycrs in deepwater areas, First Break, 20, 2002, 144- 152.

[7] EUingsrud, S., Sinha, M.C, Constable, S., MacGregor, L.M., Eidesmo, T. &

Johansen, S., Remote sensing of hydrocarbon layers by sea-bed logging (SBL): Results from a cruise offshore Angola, The heading Edge, suhmitted 2002.

[8] MacGregor, L. M. & Sinha, M.C. Use of marine controlled source electromagnetic sounding for sub-basalt exploration. Geophysical Prospecting,

48,2000,1091-1106.

[9] WO 02/14906 Al

[10] MacGregor, L.M., Constable, S.C. & Sinha, M.C. The RAMESSES

experiment TH: Controlled source electromagnetic sounding of the Reykjanes Ridge at 57° 45<*>N. Geophysical Journal International, 135,1998,773-789. ;[11] Chave, A.D. & Cox, C.S., Controlled electromagnetic sources for measuring electrical conductivity beneath the oceans, 1. Forward problem and model study. J. Geophys. Res., 87,1982,5327 - 5338 ;[12] Martin C. Sinha, "Controlled source EM sounding: Survey design considerations for hydrocarbon applications*, LITHOS Science Report April 1999, 1, 95- 101

[13] GB 2382875 A

[14] WO 01/20366 Al

[15] US 6,163,155

Claims (23)

1. Fremgangsmåte for å analysere resultatet fra en elektromagnetisk undersøkelse av et område som er antatt eller kjent å inneholde et underjordisk hydrokarbonreservoar, karakterisert vedat den omfatter: å tilveiebringe undersøkelsesdata som er en indikasjon på faseforskj ell mellom forskjellige første og andre komponenter av et detektorsignal løst langs henholdsvis første og andre retninger; å trekke ut faseforskj ellene fra undersøkelsesdataene; og å bestemme en målestokk fra faseforskj ellene som er prediktiv for tilstedeværelsen eller fraværet av hydrokarbon.

2. Analysemetoden i henhold til krav 1, karakterisert vedat første og andre komponenter er radial og asimutal med referanse til kildeplasserings-mottakerplasseringsgeometri.

3. Analysemetoden i henhold til krav 1, karakterisert vedat første og andre komponenter er vertikal og asimutal med referanse til kildeplasserings/mottakeplasseringsgeometri.

4. Analysemetode i henhold til krav 1, karakterisert vedat første og andre komponenter er vertikal og radial med referanse til kildeplasserings-mottakerplasseringsgeometri.

5. Analysemetode i henhold til krav 1, karakterisert vedat den ytterligere omfatter å oppnå undersøkelsesdata som er en indikasjon på fasen til den tredje komponent av detektorsignalet løst langs en tredje retning vinkelrett på de første og andre retninger.

6. Analysemetode i henhold til krav 5, karakterisert vedat første og andre og tredje komponenter er vertikal, radial og asimutal med referanse til kildeplasserings-mottakerplasseringsgeometri.

7. Analysemetode i henhold til et av kravene 1-5, karakterisert vedat første og andre retninger er ortogonale.

8. Analysemetode i henhold til krav 7, karakterisert vedat faseforskj ellene trekkes ut ved å rotasjonstransformere undersøkelsesdata fra en instrumentramme til en kilderamme.

9. Datamaskinprogramprodukt som bærer maskinlesbare instruksjoner for å implementere fremgangsmåten til ett av kravene 1-8, 10-12.

10. Fremgangsmåte i henhold til krav 1 som videre omfatter, før trinnet å tilveiebringe undersøkelsesdata som er en indikasjon på faseforskj ell mellom forskjellige første og andre komponenter av et detektorsignal løst langs henholdsvis første og andre retninger: å danne en modell av området som skal undersøkes omfattende en havbunn, en bergformasjon som omfatter et postulert hydrokarbonreservoar under havbunnen, og et vannlegeme over havbunnen; å sette verdier for dybde under havbunnen for det postulerte hydrokarbonreservoaret og resistivitetsstruktur for bergformasjonen; å utføre en simulering av en elektromagnetisk undersøkelse i modellen; og å oppnå fra modellen faseforskj eller mellom første og andre komponenter for et detektorsignal løst langs henholdsvis første og andre retninger.

11. Planleggingsfremgangsmåten i henhold til krav 10, karakterisert vedat de første og andre komponenter er to av radial, vertikal og asimutal referanse til kildeplasserings-mottakerplasseringsgeometri.

12. Planleggingsfremgangsmåten i henhold til krav 10 eller 11,karakterisert vedat den ytterligere omfatter: å repetere simuleringen for et antall avstander mellom en kilde og en detektor og frekvenser for å velge optimale undersøkelsesbetingelser med hensyn på kilde-til-detektoravstand for å prøveta hydrokarbonreservoaret.

13. Analysemetode i henhold til krav 1, hvor trinnet å tilveiebringe undersøkelsesdata som er en indikasjon på faseforskj ell mellom forskjellige første og andre komponenter av et detektorsignal løst langs henholdsvis første og andre retninger omfatter: å transmittere et elektromagnetisk kildesignal fra en kildeplassering; å detektere et detektorsignal ved en detektorplassering som respons til dette; å oppnå undersøkelsesdata som indikasjon på en faseforskj ell mellom forskjellige første og andre komponenter av detektorsignalet løst langs første og andre retninger; og å forme en faseforskj ell mellom første og andre komponenter for å gi en indikator på tilstedeværelsen eller ikke av et hydrokarbonlag eller reservoar innenfor en underjordisk lagkonfigurasjon.

14. Metode i henhold til krav 1, karakterisert vedat første og andre komponenter er radial og asimutal med referanse til kildeplasserings-mottakerplasseringsgeometri.

15. Metoden i henhold til krav 1, karakterisert vedat første og andre komponenter er vertikale og asimutale med referanse til kildeplasserings-mottakerplasseringsgeometri.

16. Undersøkelsesmetoden i henhold til krav 1, karakterisert vedat første og andre komponenter er vertikal og radial med referanse til kildeplasserings-mottakerplasseringsgeometri.

17. Undersøkelsesmetode i henhold til krav 1, karakterisert vedat den ytterligere omfatter å oppnå undersøkelsesdata som er en indikasjon på fasen til den tredje komponent av detektorsignalet løst langs den tredje retning vinkelrett på første og andre retninger.

18. Undersøkelsesmetode i henhold til krav 17, karakterisert vedat første og andre og tredje komponenter er vertikal, radial og asimutal med referanse til kildeplasserings-mottakerplasseringsgeometri.

19. Undersøkelsesmetode i henhold til et av de foregående krav,karakterisert vedat første og andre retninger er ortogonale.

20. Undersøkelsesmetode i henhold til et av kravene 13-19,karakterisert vedat elektromagnetiske kildesignaler kringkastet fra en antenne montert på et neddykkbart fartøy som taues over undersøkelsesområdet for å bevege kildeplasseringen.

21. Undersøkelsesmetoden i henhold til et av kravene 13-19,karakterisert vedat kildeplasseringen er fast.

22. Undersøkelsesmetoden i henhold til et av kravene 13-21,karakterisert vedat det elektromagnetiske kildesignalet blir emittert ved forskjellige frekvenser for å oppnå undersøkelsesdata ved et flertall av forskjellige frekvenser.

23. Undersøkelsesmetode i henhold til et av kravene 13-22,karakterisert vedat det elektromagnetiske kildesignalet emitteres i en frekvens på mellom 0,01 Hz og 10 Hz.