NO340540B1 - Hurtig inversjon av elektromagnetiske rekognoserende undersøkelsesdata - Google Patents

Hurtig inversjon av elektromagnetiske rekognoserende undersøkelsesdata Download PDF

Info

Publication number
NO340540B1
NO340540B1 NO20091416A NO20091416A NO340540B1 NO 340540 B1 NO340540 B1 NO 340540B1 NO 20091416 A NO20091416 A NO 20091416A NO 20091416 A NO20091416 A NO 20091416A NO 340540 B1 NO340540 B1 NO 340540B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
data
collections
receiver
composite
ordinary
Prior art date
Application number
NO20091416A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20091416L (no
Inventor
Dennis E Willen
Dmitriy A Pavlov
James J Carazzone
Charlie Jing
Original Assignee
Exxonmobil Upstream Res Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Exxonmobil Upstream Res Co filed Critical Exxonmobil Upstream Res Co
Publication of NO20091416L publication Critical patent/NO20091416L/no
Publication of NO340540B1 publication Critical patent/NO340540B1/no

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G16INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS
    • G16ZINFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G16Z99/00Subject matter not provided for in other main groups of this subclass
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/08Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation operating with magnetic or electric fields produced or modified by objects or geological structures or by detecting devices
    • G01V3/083Controlled source electromagnetic [CSEM] surveying
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/12Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation operating with electromagnetic waves

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
  • Soft Magnetic Materials (AREA)
  • Surgical Instruments (AREA)
  • Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)

Description

OPPFINNELSENS OMRÅDE
Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt området geofysisk prospektering, og nærmere bestemt prosessering av data fra en kontrollert kilde elektromagnetisk ("CSEM") undersøkelse av et område i undergrunnen. Spesifikt er oppfinnelsen en fremgangsmåte for hurtig inversjon av elektromagnetiske data for fysiske egenskaper av undergrunnsmediet, slik som konduktivitet/resistivitet av bergarter i undergrunnen som er nyttig i hydrokarbonprospektering.
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
CSEM teknikken er et viktig geofysisk verktøy for hydrokarbonprospektering i jordens undergrunn. I en CSEM undersøkelse genererer en elektromagnetisk bølgekilde (sender) en elektromagnetisk bølge. Det elektromagnetiske signalet indusert i grunnen av senderen blir registrert konstant i tid av en eller flere mottakere. Det elektromagnetiske signalet i en mottakerlokasjon avhenger av fysiske egenskaper, særlig de elektriske egenskapene, av mediet som den elektromagnetiske bølgen har passert gjennom fra kilden til mottakeren. Oppførselen av dette signal som en funksjon av en frekvens og senderlokasjon eller separasjon (offset) mellom sender og mottaker kan brukes til å estimere den romlig varierende resistivitetsmodellen av undergrunnen innen et bestemt dybdeområde. Denne estimerte modell over undergrunnens resistivitet brukes for å identifisere resistivitetsanomalier som indikerer tilstedeværelsen av hydrokarboner (olje eller gass) i jordens undergrunn.
Figur 1 illustrerer en typisk marin CSEM undersøkelse hvor en konstant aktiv elektromagnetisk bølgesender 11 taues undervannets overflate 15 langs en linje 12 over elektromagnetiske mottakere 13 (to naboliggende mottakere er vist) utsatt på havbunnen 14. Henvisningstall 16 indikerer forskyvningen (offset) mellom mottakeren lengst til høyre og kilden når kilden er i lokasjon 11A. Forflere detaljer se kapittel 12, side 931 i Investigations In Geophysics No. 3, Electromagnetic Metohods in Applied Geophysics, volume 2, editert av Misac N. Nabighian, Society of Exploration Geophysicists, 1991). Alternative konfigurasjoner inkluderer stasjonære sendere på havbunnen eller i vannkolonnen som magnetiske senderantenner og kopling av flere mottakere i en tauet rekke (se for eksempel US patent 4,617,518 til Srnka). Mottakerne har typisk multiple sensorer innrettet til å registrere forskjellige vektorkomponenter av de elektriske og/eller magnetiske felt. En sensor kalles også en kanal. Dataene registrert i en kanal korresponderer til en vektorkomponent av det elektromagnetiske feltet. Hver mottaker registrerer det elektromagnetiske signalet konstant i tid under en undersøkelse. Dataene registrert av en sensor i en mottakerlokasjon blir normalt kalt en felles mottakersamling, eller enkelt kalt en mottakersamling. Under den stasjonære mottakerkonfigurasjonen representerer en felles mottakersamling det elektromagnetiske signal i den fikserte mottakerlokasjon indusert av kilden i alle forskjellige kildelokasjoner, eller ved forskjellig tider under undersøkelsen. Tilsvarende kan data også sorteres i felles kildesamlinger for å representere det elektromagnetiske felt ved disse mottakerlokasjoner fra en kilde i en fiksert kildelokasjon.
Marine CSEM data blir typisk tolket i det temporære frekvensdomenet. Etter å ha tatt ut de frekvensavhengige effekter av selve kilden og mottakeren, representerer signalet ved en frekvens responsen av grunnen til elektromagnetisk signal ved denne temporære frekvens. Det er denne respons som gir oss informasjon om undergrunnens elektriske egenskaper. Som andre typer bølger, har det elektromagnetiske signalet i en CSEM undersøkelse to attributter, amplitude og fase. Signalene blir derfor fordelaktig representert som komplekse tall i enten rektangulær (reell-imaginær) eller polar (amplitude-fase) form.
I praksis blir mottakerdata vanligvis konvertert til temporær frekvens ved å dele (eller "binge") de registrerte tidsdomenedata inn i tidsintervaller (dvs. binger: Xi, x2, og x3som vist i figur 2A) og bestemme spekteret innen hver binge ved standard metoder basert på Fourier Transformen. Signalet registrert av en mottaker er 21 og for referanse er den sendte periodiske bølgeform 22 også vist. Figur 2B viser amplitudene av de spektrale komponenter fra binge x3. Til forskjell fra eksempelet vist i figur 2A er en typisk bingelengde flere perioder av senderbølgeformen. Hver binge kan korrespondere til en annen posisjon av kildepilen 11 i figur 1. Noen metoder for å transformere data til tid-frekvens-domenet inkluderer korttids Fourier Transform (J. Allen, L. Rabiner, "A Unified Approach to Short-Time Fourier Analysis and Synthesis," Proe. of the IEEE 65, 1558-64, (1977)); og Choi-Williams transformen (H. Choi and W. Williams, "Improved time-frequency representation of multicomponent signals using exponential kernels," IEEE Trans, on Acoust, Speech, and Signal Processing, 37, 862-871, (1989)). I det temporære frekvensdomenet er signaler registrert av en mottaker, inkludert både amplitude og fase, av hver av de temporære frekvensforskyvningsavstandskomponenter funksjoner av binge, eller sender lokasjon, eller den signerte forsyningsavstand mellom kilde og mottaker. Figurene 3A-B viser et eksempel på amplitude (3A) og fase (3B) variasjon versus sender- mottakerforskyvning ved frekvens 3/8 Hz. Tegningene representerer modellberegninger hvor kurver med heltrukket linje representerer en resistivitetsmodell inneholdende et hydrokarbonlag (høy resistivitet), mens kurvene med stiplet linje ble generert ved bruk av en resistivitetsmodell uten et reservoar. Som vist i tegningene kan både fase og amplitude av CSEM data indikere resistive (og potensielt hydrokarbonbærende) strata i undergrunnen, og kan derfor brukes til å estimere elektrisk konduktivitet eller resistivitet av bergartene i undergrunnen. Hydrokarbonbærende bergarter viser vanligvis høyere resistivitet enn de omgivende sedimenter. Forskjellene mellom de heltrukne kurvene og de stiplede kurvene viser hvordan CSEM data kan brukes til å detektere tilstedeværelsen av hydrokarboner. Informasjon om resistiviteten til bergartene i undergrunnen utledet fra CSEM data er derfor verdifulle for å redusere risikoen ved leting etter hydrokarboner.
Estimering av modellen av resistiviteten (eller konduktiviteten) av undergrunnen i tre-dimensjonalt (3-D) rom fra målte CSEM data er et inverst problem. Å løse et inverst problem er en prøve og feile iterativ prosess. Den endelige estimerte modell bør være i stand til å predikere data som passer overens med de målte data og tilfredsstiller enhver begrensning som kan gjelde for modellen.
Denne prosessen (dvs. oppdatering av resistivitetsmodellen for neste iterasjon) kan enten være en menneskelig ledet manuell justering av resistivitetsmodellen av undergrunnen eller en automatisk modell oppdatering predikert fra et passende matematisk mål av misstilpasning mellom målte og predikerte data. Se for eksempel G. A. Newman adn D. L. Alumbaugh, "Three-dimensional massively parallel electomagnetic inversion-I. Theory, "Geophys. J: Int., 128, 345-354 (1997) and Y. Sasaki, "Full 3-D inversion of electromagnetic data on PC, "J. of Applied Geophys., 46, 45-54, (2001), eller en kombinasjon av de to. Prediksjonen av elektromagnetiske data fra en resistivitetsmodell av undergrunnen oppnås ved numerisk løsning av Maxwell's elektromagnetiske feltligninger, en prosess kalt fremadmodellering.
I mange eksempler av CSEM maskinvare, kan ikke data effektivt registreres ved de nærmeste forskyvninger fordi det dynamiske området (range) av mottakerens digitaliseringsenheter er for lite til å romme det store dynamiske området av dataene. Dette området kalles noen ganger "metningssonen" og omfatter typisk kildemottakerforskyvninger på mindre enn 500 meter avhengig av forsterkeregenskapene til mottakeren. Et eksempel vist i figur 3A hvor konstant amplitude observeres for forskyvning grovt innen 500 meter.
Inversjonen av CSEM data for undergrunnens konduktivitet er en beregningsmessig intensiv prosess, siden den involverer mange fremadsimuleringer av det elektromagnetiske felt i flerdimensjonalt rom. For å øke hastigheten til inversjonsprosessen i flerdimensjonalt rom, slik som 2-D eller 3-D rom, blir modelloppdateringsprediksjon utledet fra fremadmodelleringen og sender-mottaker resiprositetsegenskap kan brukes til å redusere antallet fremadmodelleringsoperasjoner, se den tidligere angitte Newman og Alumbagh referanse, og også US provisorisk patentsøknad 60/780,232. Ved å bruke resiprositetsprinsippet (svitsjing av rollen til en sender og en mottaker) kan de elektromagnetiske felt i en hel mottakersamling (som vist i figur 3A-B) tilveiebringes i en fremadmodelleringsoperasjon ved å beregne de elektromagnetiske felt i de originale senderlokasjonene fra en sender lokalisert i den originale mottakerlokasjonen. I den tradisjonelle frekvensdomenet inversjonsprosessen må hver mottakersamling fremadsimuleres separat og sammenlignet med de målte data. Antallet mottakersamlinger som skal simuleres i en undersøkelse er produktet av antallet utsatte mottakere, frekvenser som skal brukes, og antall komponenter av hver mottaker. Hvis inversjonen utføres i tidsdomenet er antallet fremadsimuleringer proporsjonal med antallet mottaker eller kildesamlinger i en undersøkelse avhengig av om det benyttes sender-mottaker resiprositet. Det store antall uavhengige fremadsimuleringer som kreves i dagens inversjonsteknikker forhindrer deres anvendelse i store 3-D undersøkelser, slik som rekognoserende undersøkelser som dekker store områder med regulært adskilte mottakere som illustrert ved et eksempel i figur 4. Teknikker som fører til en vesentlig økning av hastigheten av CSEM datainversjon i flerdimensjonalt rom er avgjørende for dens anvendelse i 3-D undersøkelser. Foreliggende oppfinnelse oppfyller dette behov.
Figur 4 viser et overflate kartbilde av et typisk datainnsamlingsmønster for en CSEM rekognoserende undersøkelse. Fordelingen av mottakere (indikert ved både svarte og hvite piler) på et rektangulært 2-D nett er vist så vel som et sett av parallelle sender tauelinjer (stiplede linjer), mottakerintervallet er vanligvis flere kilometer. Innsamling av data langs et regulært nettgrid er naturlig for CSEM rekognosering, hvor a priori informasjon om undergrunnen er begrenset.
Dagens metoder for CSEM datainversjon vil deretter bli undersøkt i noe større detalj. Som tidligere angitt er CSEM datainversjon en iterativ metode for å bestemme resistiviteten av undergrunnen fra CSEM data målt ved jordens overflate eller havbunn. Resultatet av inversjon er en geoelektrisk modell av undergrunnen tilveiebrakt ved å oppdatere en startmodell av grunnens resistivitet for å minimalisere misstilpasningen mellom målte og simulerte data. Modelloppdateringen fra iterasjon til iterasjon kan oppnås ved enten menneskelig ledet manuell justering av resistivitetsmodellen eller en automatisert modelloppdatering predikert fra et passende matematisk mål av misstilpasningen mellom målte og predikerte data (se for eksempel G. A. Newmann and D. L. Alumbaugh, op. eit) eller en kombinasjon av de to.
Det meste at den geologiske og elektriske informasjon som kan være tilgjengelig om undergrunnen, slik som strukturell informasjon og informasjon om bergartenes fysiske egenskaper fra seismiske data og informasjon om elektriske egenskaper fra tilgjengelige brønnmålinger, kan lettere tas hensyn til ved menneskelig ledet manuell modelloppdatering en ved automatiske modelloppdateringer predikert fra et passende matematisk mål av misstilpasning mellom målte og predikerte data. Imidlertid blir den menneskelig ledede manuelle modelloppdatering uhensiktsmessig når undersøkelsesstørrelse og/eller kompleksiteten av undergrunnens geologi øker. Dette gjelder særlig for 3D inversjon pga. den store fleksibilitet i oppdatering av modellen i 3D rom.
De fleste gjeldende inversjonsprosedyrer adopterer et automatisk opplegg for modelloppdatering basert på nummeriske optimaliseringsprosedyrer som justerer undergrunnsresistiviteter og muligens andre parametere inntil den definerte objektive funksjon muligens andre parametere inntil den definerte objektive funksjon reduseres til en tilstrekkelig liten verdi. Den objektive funksjonen inkluderer vanligvis uttrykk som beskriver datatilpasningen mellom de fremadsimulerte data og de målte data og andre uttrykk som beskriver geologisk informasjonsinngang og begrensninger. Noen modellbegrensninger kan også påtvinges direkte i modelloppdateringsprosessen. Inversjonsprosessen driver modellen i retning av å redusere datamisstilpasningen og tilfredsstille enhver geologisk begrensning inkludert enten i den objektive funksjonen eller påtvunget i modelloppdateringsprosessen.
Disse inverterte modeller fra enten manuell eller automatisk modelloppdateringsprosesser bør være i stand til å produsere syntetiske CSEM data som nøyaktig passer overens med de målte data. Inversjoner som bruker en av prosedyrene for modelloppdatering skissert ovenfor krever gjentatt løsning av Maxwell's ligninger (eller fremadmodellering) for et stort antall modeller og sender mottakerkonfigurasjoner. Fremadmodellering av CSEM data i 3D rom er beregningsmessig intensivt og dominerer beregningstiden og kostnaden i CSEM datainversjon (se for eksempel D. L. Alumbaugh og G. A. Newman, "3-D massively parallel electromagnetic inversion - Part II, Analysis of a cross well experiment," Geophys. J Int. 128, 355-363 (1997)). Under noen enkle situasjoner kan resistivitetene i undergrunnen approksimeres ved en 1-D lavdelt modell som begrenser enhver variasjon av resistivitet langs den horisontale retning for mer effektiv fremadmodellering og inversjon (se foreksempel, S. Constable and C. J. Weiss, "Mapping thin resistors and hydrocarbons with marine EM methods: Insights from ID modeling", Geophysics 71, G43-G51, (2006)). Generelt er en slik forenkling ikke nøyaktig nok for anvendelse i hydrokarbonleting.
Det eksisterer flere opplegg for fremadmodellering for simulering av den elektromagnetiske bølgeforplantning. De som vanligvis brukes for generelle 3D modeller er finit-differansemetoden, heretter "FDM", finit element metoden, heretter "FEM", og integralligningsmetoden, heretter "IEM." Disse er standardfremgangsmåter for nummerisk løsing av enhver differensialligning(er) og kan ikke løses analytisk. I praktisk bruk av disse metoder blir de fysiske egenskaper, slik som resistivitet og dielektrisk permittivitet, representert ved diskrete celler i hele de aktuelle rom, eller i en lokalisert sone for noen spesialanvendelser av IEM. De styrende ligninger, Maxwell's ligninger for CSEM anvendelser, representeres i diskrete former på cellenettet for både FDM og FEM og brukes til å løse det elektromagnetiske feltet nummerisk over cellenettet. FDM bruker normalt rektangulære celler uten å anta noen bestemte geometriske strukturer av den fysiske egenskapen i rom (G. A. Newman and D. L. Alumbaugh, op. eit.). FEM bruker normalt mer generelle geometriske former enn rektangulær (J.H. Coggon, "Electromagnetic and Electrical Modeling by Finite Element Method", Geophysics 36, 132-155 (1971)) som er i stand til å representere modellen i mer detalj enn FDM til den pris av mer komplekse modellrepresentasjoner og styrende ligninger over cellenettverkene.
IEM omformer systemet av differensialligninger implisert av Maxwell's ligninger til en assosiert integralligning ved å gjøre bruk av egenskapene til Green's funksjon for det elektriske og/eller magnetiske felt i en uniform eller lagdelt modell. Et uniformt eller lagret materiale blir typisk benyttet for referanse Green's funksjon fordi meget nøyaktige og hurtig beregnede løsninger er tilgjengelige for disse modeller. De resulterende integralligninger gir naturlig opphav til beregningsopplegg som virker godt for kompakte objekter innlagt i en uniform eller lagdelt bakgrunn (slik som et skip i det dype hav eller et luftfartøy høyt i atmosfæren.)
Metodene for fremadmodellering beskrevet i de foregående avsnitt kan anvendes i både tids og frekvens domenet. (For tidsdomenet eksempel, se for eksempel M. Commer og G.A. Newman, " A parallel finite-difference approach for 3D transient electromegnetic modeling galvanic sources", geophysics. 69, 1192-1202 (2004)). Fremadmodellering av CSEM data i tidsdomenet tilbyr fordeler for håndtering av den såkalte luftbølgeeffekten i undersøkelser til lands eller i grunt vann (luftbølgen er den direkte transmisjon fra kringkastingsantennen til den detekterende antennen gjennom luften). Imidlertid er det beregningsmessig mer kostbart enn i frekvensdomenet pga. det store antall tidstrinn nødvendig for å simulere forplantningen av elektromagnetiske bølger i modellen.
Alle de foregående fremgangsmåter for fremadmodellering i frekvensdomenet resulterer i et meget stort lineært system som skal løses. Den store størrelsen av det lineære system kombinert med det store antall fremadmodelleringer som er nødvendig for en undersøkelse gjør fremadmodellering tidsforbrukende. En kraftig datamaskin er ofte nødvendig for å oppnå resultater på rimelig tid. Et antall teknikker har blitt utviklet for å øke hastigheten av beregningen ved forskjellig trinn av den inverse prosessen. For eksempel, mer effektive optimaliseringsteknikker slik som den ikke-lineære konjugat gradient (NLCG) løseren, multinettløsere, omtrentlig beregning av sensitivitetsmatrisen, kildemottakerresiprositet og så videre. Alle disse teknikker er nyttige, men flere forbedringer er nødvendig for å gjøre elektromagnetisk inversjon i 3D rom en rutinepraksis med rimelige datamaskinressurser.
Denne type elektromagnetiske undersøkelser har noe likhet med seismiske undersøkelser hvor mottatte signaler stables for å øke signal-støy-nivået, se US 4,405,999.
SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN
I en utførelse er oppfinnelsen en datamaskin-implementert fremgangsmåte for hurtig inversjon av elektromagnetiske data fra en kontrollert kildeelektromagnetisk undersøkelse av et område i undergrunnen, omfattende:
(a) summering av målte elektromagnetiske undersøkelsesdata, ved bruk av en datamaskin, for å danne en eller flere komposittsamlinger, idet hver komposittsamling dannes fra minst to valgte ordinære samlinger, hvor nevnte ordinære samlinger er enten felles mottaker eller felles kildesamlinger, hvor tap av følsomhet for en resistivitetsanomali i undergrunnen på grunn av overlapp av data eller kansellering av data, eller begge, i den ene eller flere komposittsamlingene blir redusert, hvor nevnte tap av følsomhet defineres i forhold til sekvensiell inversjon, i betydningen invertering av en ordinær samling om gangen, hvor overlapp av data reduseres ved et eller flere av de følgende tiltak ved dannelse av den ene eller flere komposittsamlingene: (i) summering av bare et delsett av de ordinære samlingene i undersøkelsen, avhengig av en eller flere av de aktuelle dybdeområdene, konduktivitet i undergrunnen, frekvensen av dataene, og andre parametere i undersøkelsen, (ii) beholdelse av lang-offset data ved summering av bare valgte komponenter av det elektromagnetiske feltet fra naboliggende mottakere, og hvor kansellering av data reduseres ved fasekoding av de ordinære samlingene ved dannelse av de ene eller flere komposittsamlingene, og (b) invertering av komposittsamlingene, ved bruk av en datamaskin, for resistivitet eller en annen parameter for en elektrisk egenskap i undergrunnen.
KORTFATTET BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
Foreliggende oppfinnelse og dens fordeler vil bli bedre forstått ved henvisning til den etterfølgende detaljerte beskrivelse og de vedføyde tegninger hvor: Figur 1 er et skjematisk plott av en marin CSEM undersøkelse med flerkomponent elektromagnetiske mottakere lokalisert på havbunnen, Figurene 2A-B illustrerer prosessen med binging av et mottakersignal i tid og bestemme frekvens spekteret innen hver binge ved Fourier analyse, Figur 3A viser effekten av et resistivt reservoar på amplitude og metningssonen nær mottakerlokasjonen (absolutt forsyning grovt sett mindre enn 500m), og figur 3B viser effekten av et resistivt reservoar på fase, Figur 4 viser utsetting av mottaker og sender taulinjer for en typisk rekognoserende marin CSEM undersøkelse, Figur 5 er et flytskjema som viser grunntrinn i foreliggende oppfinneriske fremgangsmåte, Figur 6 er et flytskjema som viser grunntrinn i dannelse av sammensatte samlinger i en utførelse av oppfinnelsen som bruker mottakersamlinger, Figur 7 er et flytskjema som viser grunntrinn i elektromagnetisk datainversjon i en utførelse av foreliggende oppfinnelse, Figur 8A-B illustrerer hvordan to felles mottakersamlinger summeres for å danne en enkelt sammensatt samling, Figur 9A-F illustrerer forskjellige sender og mottaker antennekombinasjoner som kan brukes for å danne flermottakersamlinger i foreliggende oppfinnelse, Figur 10A-C viser summerte elektriske feltamplituder av en frekvenskomponent fra mottakersamlinger ved forskjellige adskillelser, som illustrerer hvordan nærforsyvningsdata dominerer i en sammensatt samling med tett adskilte mottakere, Figur 11A-B illustrerer hvordan reduksjon av overlapp av data i sammensatt samlingsformasjon noen ganger kan oppnås ved å bruke forskjellige kanaler (forskjellige elektromagnetiske feltkomponenter), Figur 12A-C illustrerer hvordan datafaseforskjeller kan føre til uønsket datakansellering når dataene summeres i sammensatt samlingsformasjon, med mindre fasekoding blir benyttet, og figur 13A-D viser resultater av et simulert eksperiment for å teste foreliggende oppfinneriske fremgangsmåte.
Oppfinnelsen vil bli beskrevet i sammenheng med dens foretrukne utførelser. Imidlertid, i den utstrekning at den etterfølgende detaljerte beskrivelse er spesifikk for en bestemt utførelse eller en bestemt bruk av oppfinnelsen, er dette bare ment å være illustrativt, og må ikke oppfattes å begrense omfanget av oppfinnelsen. Motsatt er den ment å dekke alle alternativ, modifikasjoner og ekvivalenter som kan inkluderes innen ånden og omfanget av oppfinnelsen som definert av de vedføyde patentkrav.
DETALJERT BESKRIVELSE AV FORETRUKNE UTFØRELSER
Foreliggende oppfinnelse er innrettet til å øke hastigheten av fremadmodellering og derfor inversjonsprosessen ved å redusere det effektive antall fremadsyntetiseringer nødvendig i en undersøkelse. Dette oppnås ved å simulere multiple cellekonfigurasjoner samtidig i en simulering. Foreliggende oppfinnelse er ikke begrenset til noen bestemt metode eller metoder for fremadmodellering, eller noen bestemt teknikk(er) for å øke hastigheten av fremadløsningen for en bestemt senderkonfigurasjon. Den kan benyttes sammen med andre teknikker for å oppnå høyere faktorer for hastighetsøkning. Foreliggende oppfinnelser kan benyttes til ofte benyttede metoder, slik som FDM, FEM, og IEM diskutert tidligere i dette dokument, og enten i tids eller temporær frekvensdomene.
Grunntrinn av foreliggende oppfinneriske fremgangsmåte er illustrert i flytskjemaet i figur 5. I trinn 51 velger brukeren type datasamling, felleskilde (eller sender) samling eller felles mottakersamling, som skal brukes for inversjon for en valgt CSEM undersøkelse. I trinn 52 blir sammensatte samlinger av elektromagnetiske data dannet ved bruk av de målte elektromagnetiske data i undersøkelsen ifølge samlingstypen valgt i trinn 51. I trinn 53 blir de sammensatt samlinger generert i trinn 52 invertert for parametrene for elektriske egenskaper i undergrunnen, slik som resistiviteten.
Valget av data i felles kildesamling eller felles mottakersamling er vanligvis basert på betraktninger om beregningsmessig effektivitet. Inversjonskostnaden er proporsjonal med antallet samlinger som skal inverteres. En felles kildesamling kan simuleres i en fremadmodellering inne i en datamaskin. En felles mottakersamling kan også simuleres i en fremadmodellering på samme måte som en felles kildesamling ved anvendelse av resiprositetsprinsippet (ved å veksle rollen som sender og mottakere). Hvis antallet kilde (eller sender) lokasjoner er mindre enn det totale antall aktive registreringskanaler i undersøkelsen, vil arrangering av data i felles kilde (eller felles sender) samlinger resultere i færre samlinger for undersøkelsen; ellers vil arrangering av dataene i felles mottakersamlinger resultere i færre samlinger. Den type datasamling som resulterer i færre samlinger for en gitt undersøkelse blir vanligvis valgt for inversjoner. Felles mottakersamlinger brukes i de fleste illustrasjoner av denne oppfinnelse siden antallet felles mottakersamlinger typisk er mye mindre enn antallet felles kildesamlinger i fleste gjeldende CSEM undersøkelser.
En komposittsamling er en storkomposisjon (superkomposisjon) av et bestemt antall samlinger i en undersøkelse for å simulere et simultan aktiv multikildeeksperiment. Når en komposittsamling er en storkomposisjon av felleskildesamlinger kan den kompositte samling her også kalles en flerkilde (eller flersender) samling. Tilsvarende kalles her også en komposittsamling en flermottakersamling når den kompositte samling er en storkomposisjon av felles mottakersamlinger. De elektromagnetiske data av en komposittsamling kan tilveiebringes i en fremadsimulering tilsvarende fremadsimuleringen av en opprinnelig samling ved aktivering av multiple kilder samtidig. De aktive kildene i fremadsimuleringen av den kompositte samling korresponderer til de kilder av de opprinnelige samlinger inkludert i den kompositte samling. Antallet kompositte samlinger som dannes fra en undersøkelse kan være vesentlig mindre enn antallet opprinnelige samlinger i undersøkelsen for den samme dekning. Inversjonen av de kompositte samlinger er mer effektiv enn inversjonen av de opprinnelige samlingene inkludert i de kompositte samlinger pga. effektiviteten av den underliggende fremadsimulering.
Grunntrinn for å danne flermottakersamlinger er illustrert i figur 6. Dataene kan være enten i tid eller temporær frekvensdomene. I temporær frekvensdomene må hver frekvenskomponent summeres separat, og hver synkronisert tidssample må summeres separat i tidsdomene. I trinn 61 velges et sett senderkonfigurasjoner, inkludert både lokasjoner og orienteringer (slik som, men ikke eksklusivt, lokasjoner fra en taulinje), fra en undersøkelse for å danne flermottakersamlinger. I trinn 62 velges et delsett av mottakerkanaler som registrerer data indusert av senderen i lokasjoner valgt i trinn 61 for å danne en flermottakersamling. For foretrukne måter for å velge delsettet av mottakerkanaler er beskrevet nedenfor. For eksempel kan i linjekomponenten av det elektriske felt være den eneste mottakerkanalen som velges. I noen utførelser av oppfinnelsen blir imidlertid i det minste to mottakerkanaler valgt. Figur 9 indikerer noen av de mulige konversjoner av kanaler som kan velges. I trinn 63, ved hver senderlokasjon valgt i trinn 61, blir data målt av mottakerkanaler valgt i trinn 62 summert sammen for å danne en flermottakersamling korresponderende til de valgte mottakerkanaler. I trinn 64 avgjøres det om trinn 62 og 63 skal gjentas for en eller flere forskjellige delsett av mottakerkanaler for det valgte sett av senderlokasjoner. Trinn 61-64 kan deretter gjentas fra alle andre ønskelige sett av senderlokasjoner (trinn 65).
Flytskjemaet i figur 6 forutsetter at dataene er i felles mottakersamlinger. Prosedyren for å danne kompositte samlinger er en samling hvis dataene er i felles kildesamlinger unntatt at rollene som sender og mottaker i figur 6 må byttes.
I valget av et delsett av mottakerkanaler for summering i trinn 62 i flytskjemaet i figur 6, kan et antall teknikker brukes for å summere så mange samlinger som mulig med et kontrollert nivå av dataoverlapp mellom naboliggende samlinger i en flermottakersamling, slik som å velge forskjellige delsett for forskjellige frekvenskomponenter og velge forskjellige komponenter alternativt fra naboliggende mottakere. Hovedfaktorene som må betraktes når det lages flermottakersamlinger inkluderer (1) måldybdeområdet ønsket fra inversjon, (2) frekvensinnholdet av dataene, og (3) skinndybden (eller hendøingslengden) av det elektromagnetiske felt i modellen av bakgrunnsresistivitet i undergrunnen. Detaljene ved disse teknikker for å danne flermottakersamlinger er beskrevet i del B av det etterfølgende kapittel.
Den elektromagnetiske feltverdi i en senderlokasjon langs dens orientering i en flermottakersamling er summasjonen av de valgte feltverdier ved disse mottakere, eller muligens en fasekodet versjon av de målte feltverdier ved disse mottakere, i dens samme senderlokasjon og med den samme senderorientering. (Kravet for den samme senderorientering har betydning hvor senderen taues langs den samme tauelinje 2 ganger, men senderorienteringene fra de to tauinger i enhver av lokasjonene langs tauelinjen kan være forskjellig. Dataene fra de to tauinger kan ikke summeres hvis orienteringene ikke er de samme.) Når mottakerdataene kodes med bestemte faser i dannelsen av en flermottakersamling, må de samme kodede faser anvendes på de korresponderende kildesignaler i fremadmodelleringen av flermottakersamlingen ved bruk av multiple aktive kilder. Data fra den samme frekvens komponent summeres sammen hvis fremadmodellering utføres i frekvensdomene, og data registrert samtidig summeres sammen hvis fremadmodellering utføres i tidsdomene. Domene som flermottakersamlingen dannes i velges ifølge domene som fremadmodelleringen i inversjonen utføres i. CSEM data må transformeres til temporærfrekvensdomene fra målingene utført i tidsdomene før danning av flermottakersamlinger for å utføre inversjonen av flermottakersamlingdata i temporærfrekvensdomene.
Inversjonen av flermottakersamlinger er tilsvarende inversjonen av de opprinnelige samlinger. En typisk prosedyre for elektromagnetisk datainversjon er illustrert ved flytskjemaet i figur 7. I trinn 71 blir en innledende resistivitetsmodell og mulig modeller for andre bergartsegenskaper konstruert. Tilgjengelig informasjon slik som brønnloggdata, vannbunnstopografi og seismiske data, blir normalt benyttet i konstruksjonen av den innledende modellen. I trinn 72 blir det elektromagnetiske felt i den innledende modellen korresponderende til en flermottakersamling modellert ved samtidig aktivering av alle "kildene" (korresponderende til mottakere i felteksperimentet) inkludert i flermottakersamlingen. Fremadmodelleringen utføres for hver flermottakersamling dannet for inversjon.
I trinn 73 blir datamisstilpasning mellom de simulerte data og inngangsflermottakersamlingdata beregnet. Enhver teknikk anvendt på inversjonen av de opprinnelige samlinger kan også anvendes de for inversjonen av flermottakersamlinger, slik som at data vektes ved deres amplitude i beregningen av datamisstilpasning og enhver modellbegrensninger (eller regularisering) anvendt i inversjonen for å avhjelpe ikke unikheten av modell løsningen. I trinn 74 blir datamisstilpasning sammenlignet med et forhåndsatt toleransenivå. Hvis datamisstilpasningen når toleransenivået er gjeldende resistivitetsmodell den endelige modellen fra inversjonen og inversjonsprosessen er utført. Ellers blir resistivitetsmodellen oppdatert i trinn 75 som den nye innledende modellen og trinnene 72-75 gjentas inntil det forhåndsvalgte konvergenskriterium eller andre stoppbetingelser møtes i trinn 74.
Inversjonen og fremadmodelleringen benyttet i inversjonsprosessen kan utføres i enten temporær frekvensdomene eller tidsdomene, og flytskjemaet i figur 7 er anvendelig i begge domener. I noen anvendelser kan brukeren ønske å invertere noen ordinære samlinger sammen med komposittsamlinger. Deretter vil bestemte egenskaper ved inversjonen bli diskutert i nærmere detalj.
( A) Dannelse av flermottakersamlinger
Foreliggende oppfinnelse reduserer beregningstiden for inversjon ved å redusere det effektive antall uavhengige fremadsimuleringer. Dette oppnås ved å summere overmålte data ved den samme frekvens fra et antall mottakersamlinger for det samme sett av tauelinjer for å danne en flermottakersamling. Elektromagnetiske data representeres generelt ved enten komplekse (i motsetning til reelle) tall eller amplituder og faser. Summasjon av elektromagnetiske data generert fra en sender i en bestemt lokasjon og registrert av mottakerantenner i forskjellige lokasjoner er en direkte sum av de valgte spenningsverdier over mottakerantennene som kan være kodet med bestemte faser for valg av komplekse tall i disse lokasjoner av mottakerantenner. Figur 8A viser to mottakersamlinger av i linjekomponent (langs tauelinjeretningen) elektrisk felt plottet mot senderposisjon langs retningen av sendertauelinjen, heltrukne linjer ved lokasjonen av mottaker en og stiplede linjer ved lokasjonen av mottaker to. Flermottakersamlingen dannet fra i linjekomponent elektrisk felt målt i de to forskjellige mottakerlokasjonene er vist i figur 8B. To forskjellige frekvenskomponenter, merket som fi og f2på plottene er vist (fi < f2). Samlingene vist i figur 8B er amplitudekurver dannet ved summasjon, en frekvens om gangen, av de elektriske feltkurvene av de to mottakerne hvis amplitudekurver er vist i figur 8A. Effekten av denne summasjon vises klart ved resultatet for frekvens fi mellom mottaker en og mottaker to. Effekten av summasjonen ved andre lokasjoner er for liten til å klart observeres i nevnte eksempel. Data under bakgrunnsstøynivået 81 og over mottakermetningsnivået 82 dempes i plottende som indikert ved to horisontale prikkede linjene.
Etter bruk av resiprositetsprinsippet (eller utveksling av rollen som sendere og mottakere for hensikten av simulering), er en flermottakersamling av de målte data (slik som figur 8B) lik et fysisk eksperiment med flere sendere som opererer samtidig i mottakerantennenes lokasjoner i det opprinnelige eksperimentet og registrering av felt med senderantennen i senderlokasjoner i det opprinnelige eksperimentet. Det ekvivalente eksperiment med en flermottakersamling kan simuleres i datamaskinen ved en fremadsimulering ved multiple aktive sendere i mottakerlokasjonene i den opprinnelige undersøkelsen. Flermottakersamlingen kan derfor inverteres på samme måte som å invertere en opprinnelig mottakersamling.
Hvis antallet felles kildesamlinger (som vil bestemmes ved valget av størrelsen av senderbingen) er mindre enn antallet felles mottakersamlinger i en undersøkelse, som bestemmes av antallet mottakere i undersøkelsen), vil invertering av data i felles kildesamlinger være mer effektivt. Resiprositetsprinsippet behøver ikke anvendes. (Bruk av resiprositet er faktisk ikke et essensielt trekk ved oppfinnelsen uansett om det brukes fellesmottakersamlinger eller felles kildesamlinger.)
Dannelsen av komposittsamlinger, som er flerkildesamlinger i dette tilfellet, og fremadsimulering kan utføres direkte på felles kildesamlingene i den opprinnelige undersøkelsen. En flerkildesamling er en samling av forskjellige mottakerantenner, og dataene i hver av mottakerantennene er summen av data indusert av de elektromagnetiske kildene inkludert i denne flerkildesamling. Igjen er en flerkildesamling ekvivalent med et fysisk eksperiment med flere sendere som opererer samtidig.
Dannelsen av komposittsamlinger fra samlinger i et originaleksperiment kan benyttes på elektriske data, magnetiske data eller en lineær kombinasjon av begge.
Figurene 9A-F viser sender mottakerkonfigurasjoner for å danne flermottakersamlinger med en elektrisk feltsenderantenne ("E-felt T-antenne") og forskjellige typer mottakerantenner ("R-antenne"). Linjer representerer elektriske feltantenner og sirkler representerer magnetiske feltantenner. En pilspiss betegner en senderantenne istedenfor en mottakerantenne, og indikerer retningen for kildestrømmen. Figurene 9A, 9B og 9C korresponderer til CSEM felteksperimenter med en elektrisk feltsenderantenne og to mottakerantenner. Mottakerantennene er to elektriske feltmottakerantenner i figur 9A, to magnetiske feltmottakerantenner (sirkulære sløyfer) i figur 9B, og en elektrisk feltmottakerantenne og en magnetisk feltmottakerantenne i figur 9C. Figurene 9D, 9E og 9F er konfigurasjoner for å simulere multimottakersamlinger for de korresponderende felteksperimenter 9A, 9B og 9C, respektivt, etter anvendelse av resiprositetsprinsippet. Senderens elektriske strøm blir i originaleksperimentene, ved bruk av resiprositet, injisert i mottakerantennene i de originale felteksperimentene, og disse antenner brukes som senderantenner i beregningen av feltene korresponderende til flermottakersamlingene.
Det elektriske felt av magnetiske felt er relatert til hverandre ved Maxwell' s ligninger. Man kan simulere enten bare det elektriske feltet og utlede det magnetiske feltet fra det elektriske feltet ved behov eller bare det magnetiske feltet og utlede det elektriske feltet fra det magnetiske feltet om nødvendig, eller simulere både det elektriske feltet og det magnetiske feltet samtidig. Simuleringen av et elektrisk felt velges for konfigurasjonene i figur 9A-F.
Tilsvarende en elektrisk feltantenne som måler den induserte spenning i en rett ledning, måler en magnetisk feltmottakerantenne den induserte spenning i en spole. Denne spenningen kan konverteres til magnetisk felt ved å bruke utstyrsparametere, slik som spolens diameter, antallet turn på spolen, materialets magnetiske permeabilitet i kjernen av spolen, forsterkerparametere også videre. Spenningen kan også konverteres til en effektiv spenning som ville ha blitt målt av en enkelt turn sirkulær antenne med material i kjernen som har samme magnetiske permeabilitet som bakgrunnsmateriale ved mottakerlokasjonen. Denne enkelt turns antenne kan kalles en effektiv magnetisk felt mottakerantenne, som kan enklere modelleres som en magnetisk feltsender ved datasimulering. Ifølge resiprositetsprinsippet er denne effektive spenning den samme som spenningen målt over den opprinnelige elektriske senderantennen (91 i figurene 9E og 9F) hvis den opprinnelige senderstrømmen injiseres den sirkulære antennen med et turn, eller den effektive magnetiske feltantennen (92 i figurene 9E og 9F). Når det dannes en multimottakersamling inkludert magnetiske feltmottakerantenner, kan man fremdeles summere spenningsverdiene målt av både de elektriske feltantennene og effektive magnetisk feltantennene. Denne flermottakersamling kan modelleres i en simulering ved å aktivere alle de elektriske feltmottakerantennene og effektive magnetiske feltmottakerantennene samtidig.
Figur 9 A-F viser tilfeller med en elektrisk felt senderantenne i den originale CSEM undersøkelsen. Fagfolk på området vil lett være i stand til å lage en flermottakersamling for en undersøkelse med en magnetisk feltsenderantenne på tilsvarende måte til det beskrevet ovenfor for en elektrisk felt senderantenne.
Dannelsen av en komposittsamling kan utføres i enten temporærfrekvensdomene eller tidsdomene. Dets valg bør være konsistent med domenet til fremadmodelleringen benyttet i inversjonen. Når fremadmodellering utføres i frekvensdomenet blir data av den samme frekvenskomponenten summert sammen, og data registret ved samme tid summeres sammen hvis fremadmodellering utføres i tidsdomenet. Den eksempelvise flermottakersamling vist i figurene 8A-B er i frekvensdomenet.
Teoretisk kan alle mottakersamlinger i en undersøkelse summere sammen og danne en flermottakersamling for inversjonen, og oppnå en maksimal hastighetsøkningsfaktor lik antallet mottakere i undersøkelsen. I et slikt tilfelle må man ha data slik som vist i figur 8A (unntatt at data fra hver mottaker vil fremstå i stedet for bare to) for hver tauelinje i undersøkelsen, og summere feltverdier fra hver mottaker for å få en enkelt verdi ved hvert senderkoordinat.
( B) Overlapp av data i en komposittsamling og utbedring av dette
Amplituden av det elektromagnetiske felt i et konduktivt medium hendør eksponensielt med avstand fra den elektromagnetiske kilden som vist i figur 3A. Data utenfor metningssonen og over støynivået kan brukes for inversjoner. Data ved større forskyvninger (avstand mellom sender og mottaker) inneholder generelt informasjon om konduktiviteten i undergrunnen ved større dybder og er verdifull for å detektere dypere konduktivitetsanomalier.
En negativ effekt ved å danne kompositte samlinger er reduksjonen i detekterbart dybdeområde fra komposittsamlingsdataene. Summering av to mottakersamlinger kan produsere en betydelig sone av dataoverlapp mellom de to mottakerne. Jo nærmere de to mottakerne er, desto mer data i overlappsonen blir begrenset til korte forskyvninger. Pga. den hurtige hendøing av det elektromagnetiske felt med forskyvning, er de summerte elektromagnetiske felt i de fleste av senderlokasjonene dominert av nær forskyvningsdata fra mottakeren nærmest senderlokasjonene. Figurene 10A-C viser flermottakersamlinger resulterende fra summering av to mottakersamlinger ved tre forskjellige mottakeradskillelser. Disse tegninger demonstrerer, som angitt ovenfor, at desto nærmere de to mottakerne er, desto mer blir de summerte data dominert av nærforskyvningsdata. Nær forskyvningsdata inneholder primært informasjon om konduktivitet i undergrunnen fra den grunne seksjonen. Overlapp av data fra summering av forskjellige mottakersamlinger reduserer det detekterbare dybdeområdet for konduktivitetsanimalier i undergrunnen. Imidlertid er det viktig å peke ut at flermottakersamlingen er fullstendig ekvivalent med et eksperiment med multiple aktive kilder korresponderende til mottakerne inkludert i flermottakersamlingen uansett hvor mye feltet fra forskjellige mottakere overlapper. Minskningen i følsomhet for deteksjon av dype resistivitetsanimalier er effekten av det ekvivalente flerkildeeksperiment korresponderende til flermottakersamlingen, ikke effekten av noen tilnærming.
En måte å minske overlappet av data er å summere et delsett av mottakersamlingene i en undersøkelse. Som et eksempel vist i figur 4 kan to flermottakersamlinger frembringes ved separat summering av data fra mottakere i lokasjoner markert med svarte og hvite piler. Dette ville resultere i to uavhengige flermottakersamlinger for inversjon sammenlignet med 30 uavhengige samlinger (samling per hver av de 30 mottakerne) av de opprinnelige data resulterende i en omtrent 15 folds økning i inversjonseffektivitet.
En annen måte å utbedre overlapp av data er å summere forskjellige komponenter av det elektromagnetiske felt fra naboliggende mottakere. Komponenten parallell med tauelinjeretningen (i linjekomponent) er vanligvis mye sterkere enn komponenten perpendikulær med retningen av taulinjen (krysslinjekomponent) når tauelinjen er direkte over (eller meget nær til) mottakerne. Ved alternerende summering av i linje og krysslinjekomponenter fra naboliggende mottakere, kan overlappen av data reduseres og mer av dataene fra fjerne forskyvninger preserveres. Et eksempel er vist i figur 11A-B, som viser at overlappen av data mellom to mottakere er redusert i flermottakersamlingen ved å summere en i linjekomponent og en krysslinjekomponent (figur 11B) sammenlignet med summering av begge i linjekomponenter av det samme sett av mottakere (figur 11A). I spesifikke undersøkelser kan det være mulig å finne kombinasjoner av i-linje, krysslinje og vertikal vektorkomponenter som minimaliserer overlappende data.
Den dominante faktor som påvirker overlapp av data i en flermottakersamling er forholdet av mottakeradskillelse over hendøingslengde (eller kalt skinndybde) av det elektromagnetiske feltet. Hendøingslengden av det elektromagnetiske feltet er proporsjonal med 1/V/a, hvor f er frekvens og a er grunnens konduktivitet. Hendøingslengden ved en høyere frekvens er kortere enn ved en lavere frekvens (se figur 8A). Dataene for frekvenskomponent f2i figur 8A viser ingen overlapp i forskyvningsområdet av signaler over støygulvet (indikert ved den nedre horisontale prikkede linje 81). Flere mottakersamlinger fra en undersøkelse kan summeres inn i en flermottakersamling for inversjoner ved en høyere frekvens enn ved en lavere frekvens for det samme nivå av dataoverlapp. Forskjellige delsett av mottakere kan brukes for å summere data av forskjellige frekvenskomponenter og oppnå den maksimale faktor for hastighetsøkning for et bestemt nivå av dataoverlapp.
Det optimale valg av et delsett av mottakere for summering avhenger derfor av det aktuelle dybdeområdet, grunnens konduktivitet, frekvensen av dataene, og undersøkelsesparametrene. Mengden datatap kan evalueres ved å sammenligne flermottakerdata dannet fra mottakere ved forskjellige adskillelser i en undersøkelse som vist i figur 10A-C før man lager de endelige flermottakersamlinger for inversjoner. Invertering av konduktivitet ved grunnere mål og/eller bruk av høyere frekvensdata for inversjon tillater summering av mottakersamlinger mer tett adskilt enn invertering av dypere mål og/eller bruk av lavere frekvensdata for inversjon. Ved utførelse av inversjoner rettet mot observerbare anomalier på individuelle mottakersamlinger, bør adskillelsen av mottakere i en flermottakersamling være stor nok slik at anomaliene er observerbare på flermottakersamlingen.
( C) Fasekoding ved dannelse av komposittsamlinger
Forskjellige mottakersamlinger kan kodes ved forskjellige faser når man danner flermottakersamlinger. De samme kodede faser anvendt på mottakerdata bør også anvendes på de korresponderende kildesignaler benyttet i fremadmodellering. Med en passende fasekoding kan reduksjonen i datafølsomhet for resistivitet i undergrunnen av flermottakersamlingsdataene utbedres. Figurene 12A-C illustrerer dannelse av flermottakersamlinger med fasekoding som kan unngå signalkanselleringseffekter fra summering av to feltverdier av motsatte faser. Kartbildene av sender mottaker konfigurasjon, elektrisk strømretninger i kildeantennene (tykke piler), og elektriske felt (tynne filer, El og E2) langs mottakerantennene (heltrukne linjer) er vist i figur 12 A-C. Figur 12A viser de elektriske felt El og E2 målt av to mottakerantenner (RX1 og RX2) orientert perpendikulært på senderens (TX) orientering i originalundersøkelsen. De to mottakerantennene er lokalisert ved motsatte sider i forhold til sentersenderens tauelinje (senterstiplet linje 121), og ved den samme avstand fra senderlokasjonen (TX). I tilfellet av en resistivitetsprofil for undergrunnen nær en endimensjonal lagkakemodell, vil de målte feltverdiene i El og E2 tilsvarende amplituder men motsatte faser som illustrert ved den motsatte retningen i figur 12A. Hvis feltene fra de to mottakerne summeres uten å anvende noe fasekoding på mottakerdata, vil feltene i multimottakersamlingen være meget svak pga. kanselleringen av de to felt, som vil påvirke effektiviteten av inversjonen med disse flermottakersamlingsdata. Figur 12B viser konfigurasjonen korresponderende til fremadmodellering av flermottakersamlingen uten fasekoding (eller kodet med nullgrad faser til begge mottakere i figur 12A) etter anvendelse av resiprositetsprinsippet. I figur 12B blir den elektriske strømmen i originalsenderen injisert inn i begge mottakerantenner (RX1 og RX2) i samme retning (tykke piler) som to simultant aktive kilder. Den opprinnelige senderantennen (TX) måler feltet fra de to kildene. Feltene (El og E2) fra de to kildene har motsatte faser slik som i originalundersøkelsen i figur 12A. Feltet i antennen fra de to samtidig aktive kildene er kunstig svekket av kanselleringseffekten sammenlignet med feltene fra hver av de to kildene. Figur 12C viser konfigurasjonen korresponderende til fremadmodellering av flermottakersamlingen av mottaker RX1 og RX2 med kodede faser av null grad for RX1 og 180 grader for RX2 etter anvendelse av resiprositetsprinsippet. Med dette sett av kodede faser blir den elektriske strømmen i originalsenderen injisert inn i mottakerantenne RX1 og RX2 i motsatte retninger (tykke piler) som to simultant aktive kilder. Dette resulterer i felt (El og E2) fra de to kildene som er i fase i forhold til hverandre. Feltene målt av den originale senderantennen (TX) for denne fasekodede flermottakersamling i figur 12C er ikke lenger svak sammenlignet med feltene fra hver av de to kildene. Fasekodingen i figur 12C er et bedre valg enn den i figur 12B for sender-mottaker konfigurasjonen i figur 12A.
Fasekoding har tidligere blitt diskutert i andre geofysiske sammenhenger. For eksempel på området seismisk migrasjon, se Julien et al., "3-D Prestack Depth Migration on Real Data", 60th Annual Internationl Meeting, SEG, Expanded Abstracts, 1329-1332 (1990); U. S. Patent no. 6,021,094 to Ober et al.; eller Jing et al., "Encoding multiple shot gathers in prestack migration", 70th Annual International Meeting , SEG, Expanded Abstracts, 786-789 (2000). Disse publikasjoner denne standard seismiske indikasjonsmetoden på fasekodede seismiske registreringer. Seismisk migrasjon er en omtrentlig avbildningsteknikk basert på korrelering av syntetiske seismiske data mot seismiske registreringer som har blitt nummerisk forplantet bakover i tid.
Skalare seismiske data representerer enten trykkfeltet eller
partikkelhastighetsfeltet av akustiske bølger som følger den akustiske bølgeligningen. Vektorreelle elektromagnetiske data diskutert i foreliggende oppfinnelse representerer de elektriske og/eller magnetiske felt av elektromagnetiske bølger som følger MaxwelTs bølgeligninger. I tillegg til de åpenbare forskjeller mellom skalare seismiske data og vektorreelle elektromagnetiske data diskutert i foreliggende oppfinnelse, vil migreringen av de fasekodede seismiske registreringene beskrevet i disse publikasjoner uvilkårlig generere falske hendelser i de migrerte bilder av undergrunnen resulterende fra kryssuttrykkene av forskjellige seismiske registreringer som opptrer i korrelasjonen. Fasekodingen av de seismiske registreringene før migrasjon er den essensielle del av den seismiske migrasjonsmetode i disse publikasjoner.
Fasekodingsfunksjonene utviklet av disse forfattere, slik som Ober et al., og Jing et al., er spesifikt konstruert for å dempe falske hendelser i det migrerte bildet, og det er en iboende omtrentlig metode. Motsatt har inversjonen av komposittsamlingene dannet fra CSEM data beskrevet i denne oppfinnelse ingen iboende tilnærming eller genererer noen falsk anomali i resistivitetsbildet av undergrunnen. Inversjonen av komposittsamlinger er så nøyaktig som inversjonen av originale CSEM data, selv om komposittsamlingsdataene ikke kan tilby det samme følsomhetsnivå for en resistivitetsanomali i undergrunnen. Kodingsfunksjonene beskrevet i foreliggende søknad er innrettet til å redusere tapet av følsomhet for en resistivitetsanomali i undergrunnen pga. overlappen av data i komposittsamlinger. Fasekodingen er ikke en essensiell del av foreliggende oppfinnelse.
( D) Andre faktorer relatert til dannelse av komposittsamlinger
Både fasen og amplituden av CSEM data bør bestemmes nøyaktig før komposittsamlinger dannes slik at interferensen mellom i fase og ute av fase komponenter representeres skikkelig i komposittsamlingene.
Data innen metningssonene rundt hver av mottakerlokasjonene i komposittsamlinger bør fortrinnsvis ikke brukes for inversjon (se figur 8A-B). Dette er fordi amplitudene i metningssonene ikke preserveres korrekt i komposittsamlingene selv om amplitudene for noen av originalmottakerne inkludert i komposittsamlingen kan være korrekt.
I et forskyvningsvindu hvor signalet er over støygulvet, hvis data fra noen av de originale individuelle samlingene inkludert i en komposittsamling ikke er pålitelig for inversjon, bør komposittsamlingsdataene i det samme forsyningsvindu fortrinnsvis ikke brukes for inversjon.
Data som faller under støygulvet i de originale individuelle samlinger kan settes til null før datasummering for å unngå forurensning av komposittsamlingsdata av bakgrunnsstøyen fra de originale individuelle samlinger. Selv om bidragene til komposittsamlingen fra noen av de originale individuelle samlingene ignoreres i noen forskyvningsvinduer, bør komposittsamlingen fremdeles være brukbar for inversjoner i disse forskyvningsvinduer. Dette er fordi signal under støygulvet er svakt sammenlignet med signal over støygulvet fra noen andre mottakere i komposittsamlingen.
Dannelsen av en flermottakersamling, med eller uten fasekoding, krever at sendelokasjonene og orienteringene er de samme for alle mottakerne som skal summeres. M.a.o. må mottakersamlingene som skal summeres være fra mottakere som registrerer de samme tauelinjer. Hvis tauelinjene avviker så vel som mottakerne, må samlingene summeres i forskjellige flermottakersamlinger. Et lignende krav gjelder for dannelse av flerkildesamlinger unntatt at rollene som kilde og mottaker må byttes.
( E) Anvendelser og fordeler
Inversjonsteknikken ifølge foreliggende oppfinnelse kan øke hastigheten av inversjoner med en faktor opptil antallet mottakere som er satt ut i en undersøkelse. Denne teknikken er mest verdifull for rekognoserende undersøkelser som vanligvis dekker et stort område med et relativt spredt nett av mottakere og tauelinjer. Foreliggende oppfinneriske fremgangsmåte gjør det mulig å hurtig identifisere konduktivitetsanimalier i undergrunnen over et stort område. Om ønskelig kan tradisjonelle CSEM inversjoner som bruker de originale individuelle samlinger deretter utføres på det identifiserte målområdet for mer nøyaktig avbildning av anomalien.
I tillegg til rekognoserende undersøkelser inkluderer andre anvendelser:
(1) konstruksjon av mer pålitelige innledende konduktivitetsmodeller for tradisjonelle CSEM inversjoner ved bruk av de originale individuelle samlinger, (2) reduksjon av inversjonstidssyklus for undersøkelser med tett mottakerdekning og/eller stort dekningsområde, og (3) bruk av tiden spart ved å redusere antallet samlinger til å inkludere ytterligere frekvenser og frembringe en mer nøyaktig konduktivitetsmodell med forbedret dybdeoppløsning. Denne oppfinnelsen er også mer effektiv for høyfrekvensdata enn for lavfrekvensdata. Ofte vil dette bety bruk av høyere frekvenser, resulterende i ytterligere forbedringer på de grunne deler av bildet. Forbedret kjennskap til grunne konduktiviteter vil i sin tur forbedre de dypere deler av bildet siden elektrisk strøm som passerer gjennom den dypere seksjonen nødvendigvis må passere også gjennom den grunne seksjonen.
Eksempel
Et syntetisk CSEM datasett ble generert ved bruk av en tre-dimensjonal resistivitetsmodell. Amplitudene og fasene mot sender koordinat i kilometer langs sendertauelinjen i en av de horisontale mottakersamlingene vises ved to forskjellige frekvenser (som indikert på plottene) med heltrukne kurver i figur 13A og 13B, respektivt. Et flermottakersamlingsdatasett ble frembrakt ved å summere de individuelle horisontal komponent syntetiske samlinger. Amplitudene og fasene for en av flermottakersamlingene er vist med heltrukne linjer i figur 13C og 13D, respektivt. Den originale samlingen vist i figurene 13A og 13B er en av de originale individuelle samlinger som danner flermottakersamlingen vist (ved x « 12 km) i figur 13C og 13D.
Inversjonen beskrevet i denne oppfinnelse ble utført på
flermottakersamlingsdatasettet. Den innledende modellen for inversjonen og endelig modell fra inversjonen ble deretter benyttet i fremadmodellering av de elektriske feltene. Data modellert ved bruk av den innledende bakgrunnsmodellen, som er forskjellig fra den faktiske modellen benyttet ved genereringen av det syntetiske datasettet, er plottet i stiplede kurver i figur 13A-D. Data modellert ved å bruke den endelige modellen fra inversjonen av flermottakersamlingene er plottet i prikket linje i figur 13A-D. Det kan sees fra figur 13C og D at flermottakersamlingsdata generert fra den endelige modellen (prikkede kurver) nesten ikke kan sjeldnes fra flermottakersamlingsdata (heltrukne kurver) benyttet for å drive inversjonsprosessen.
De fremadmodellerte data for de individuelle samlinger som i den opprinnelige undersøkelsen (prikkede kurver i figur 13A og 13B) ved bruk av den endelige modellen fra inversjonen viser også en god tilpasning til de opprinnelige syntetiske data (heltrukne kurver) generert fra den faktiske modellen. Dette demonstrerer at overlappen av data i flermottakersamlingene benyttet for inversjonen i dette eksempel ikke resulterer i observerbar reduksjon i evnen til å tilpasse de opprinnelige individuelle samlinger. Ettersom overlappen av data øker i flermottakersamlingene, vil evnen til å tilpasse de opprinnelige individuelle samlinger minske særlig ved fjerne forskyvninger av samlingene.

Claims (21)

1. Datamaskin-implementert fremgangsmåte for hurtig inversjon av elektromagnetiske data fra en kontrollert kilde elektromagnetisk undersøkelse av et område i undergrunnen, karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter: (a) summering av målte elektromagnetiske undersøkelsesdata, ved bruk av en datamaskin, for å danne en eller flere komposittsamlinger, idet hver komposittsamling dannes fra minst to valgte ordinære samlinger, hvor nevnte ordinære samlinger er enten felles mottaker eller felles kildesamlinger, hvor tap av følsomhet for en resistivitetsanomali i undergrunnen på grunn av overlapp av data eller kansellering av data, eller begge, i den ene eller flere komposittsamlingene blir redusert, hvor nevnte tap av følsomhet defineres i forhold til sekvensiell inversjon, i betydningen invertering av en ordinær samling om gangen, hvor overlapp av data reduseres ved et eller flere av de følgende tiltak ved dannelse av den ene eller flere komposittsamlingene: (i) summering av bare et delsett av de ordinære samlingene i undersøkelsen, avhengig av en eller flere av de aktuelle dybdeområdene, konduktivitet i undergrunnen, frekvensen av dataene, og andre parametere i undersøkelsen, (ii) beholdelse av lang-offset data ved summering av bare valgte komponenter av det elektromagnetiske feltet fra naboliggende mottakere, og hvor kansellering av data reduseres ved fasekoding av de ordinære samlingene ved dannelse av de ene eller flere komposittsamlingene, og (b) invertering av komposittsamlingene, ved bruk av en datamaskin, for resistivitet eller en annen parameter for en elektrisk egenskap i undergrunnen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende å invertere i det minste en ordinær samling med komposittsamlingene.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor de ordinære samlinger av felles mottakersamlinger og summering av målte elektromagnetiske undersøkelsesdata for å danne en komposittsamling omfatter: (i) valg av et sett sender (kilde) lokasjoner for å danne komposittsamlingen, (ii) valg av minst en elektromagnetisk feltdatakomponent for hver valgt ordinær samling, og (iii) i hver valgt sendelokasjon, summering av alle valgte datakomponenter fra alle valgte ordinære samlinger, og dermed danne komposittsamlingen.
4. fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor de ordinære samlinger er felles kildesamlinger og summering av valgte elektromagnetiske undersøkelsesdata for å danne en komposittsamling omfatter: (i) valg av et sett mottakerlokasjoner for å danne komposittsamlingen, (ii) valg av minst en elektromagnetisk feltdatakomponent for hver valgt ordinær samling, og (iii) i hver valgt mottakerlokasjon, summering av alle valgte datakomponenter fra alle valgte ordinære samlinger, og derved danne komposittsamlingen.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 3 eller krav 4, hvor valget av ordinære samlinger og elektromagnetiske feltkomponenter for komposittsamlingen styres av betraktninger av faktorer inkludert (i) reduksjon av graden av overlapp av data mellom naboliggende ordinære samlinger for å preservere bidrag fra lengre forskyvninger og (ii) øking av inversjonseffektivitet ved å øke antallet ordinære samlinger i en komposittsamling.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor ordinære samlinger velges å ha mottakeravstand i tilfelle av felles mottakersamlinger eller kildeavstand i tilfelle av felles kildesamlinger som er store nok til å redusere overlapp av data til et forhåndsbestemt nivå.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor minst to forskjellige elektromagnetiske feltkomponenter velges vekslende fra naboliggende ordinære samlinger for å redusere overlapp av data.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor en tilleggsfaktor som betraktes er et forhåndsvalgt dybdeområde av interesse i området i undergrunnen.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 5 hvor fremgangsmåten utføres i frekvensdomenet og valget av ordinære samlinger for å redusere overlapp av data er frekvensavhengig.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor nevnte invertering av komposittsamlinger omfatter: (i) konstruksjon av en innledende resistivitetsmodell, (ii) fremadmodellering av minst en elektromagnetisk feltkomponent, hvor Maxwell's elektromagnetiske feltligninger løses nummerisk ved antagelse av resistivitetsmodellen og med alle kilder assosiert med den kompositte samling antatt å være samtidig aktive, og slik generere simulerte data, (iii) beregning av mistilpasning av data mellom de simulerte data og de målte undersøkelsesdata for de korresponderende komposittsamlinger, og (iv) justering av resistivitetsmodellen for å redusere mistilpasning av data ved gjentakelse av trinn (ii) til (iv) inntil et forhåndssatt toleransenivå eller annet stopp punkt blir møtt.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor nevnte justering av resistivitetsmodellen utføres ved å minimalisere en objektiv funksjon, idet nevnte objektive funksjon velges slik at den er et mål av misstilpasningen av dataene.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor summerings og inverteringstrinnene utføres i tidsdomene.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor summerings og inverteringstrinnene utføres i frekvensdomenet, hvor tidsavhengighet av målte undersøkelsesdata transformeres til frekvensavhengighet.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor felles mottakersamlinger brukes til å danne komposittsamlingene hvis undersøkelsen har flere kildeposisjoner, (som bestemt ved databingingstrategi i tilfellet av en bevegelig kilde) enn mottakerposisjoner, og felles kildesamlinger ellers brukes.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor undersøkelsen har flere kildeposisjoner (som bestemt ved databingingstrategi i tilfellet av en bevegelig kilde) enn mottakerposisjoner, og felles mottakersamlinger brukes til å danne de kompositte samlinger, og hvor kilde og mottakerroller byttes (resiprositet påkalles) for fremadmodelleringsberegninger i inverteringstrinnene.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor fasekoding brukes for å danne komposittsamlinger og for fremadmodelleringsberegninger assosiert med inverteringstrinnet for å unngå signalkansellering fra summering av to elektromagnetiske feltverdier av motsatt fase.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor de målte undersøkelsesdata som skal summeres inkluderer magnetiske feltdata.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 17, hvor resiprositet av kilde og mottaker påkalles i fremadmodelleringsberegninger i inverteringstrinnene, og hvor beregningsmessige magnetiske kilde (korresponderende til faktiske magnetiske mottakere) hver modelleres som en effektiv enkeltturn sirkulær antenne med kjernematerialet av samme magnetiske permeabilitet som bakgrunnsmaterialet i den faktiske mottakers lokasjon.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor fremadmodellering brukeren metode valgt fra en gruppe bestående av (a) finit differansemetode, (b) finit element metode, og (c) integralligningsmetode.
20. Fremgangsmåte for å produsere hydrokarboner fra et område i undergrunnen, omfattende: (a) å utføre en kontrollert kilde elektromagnetisk undersøkelse av området i undergrunnen, (b) tilveiebringelse av en resistivitetsmodell av området i undergrunnen, frembrakt ved invertering av elektromagnetiske data målt i undersøkelsen, idet nevnte inversjon har blitt utført ved anvendelse av en fremgangsmåte ifølge krav 1, (c) boring av en brønn i en sone indikert som en anomali i resistivitetsmodellen, og (d) produksjon av hydrokarboner fra brønnen.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 16, hvor fasekodingen utføres ved anvendelse av kodingsfunksjoner som er utformet for å redusere signalkanselleringen.
NO20091416A 2006-09-13 2009-04-07 Hurtig inversjon av elektromagnetiske rekognoserende undersøkelsesdata NO340540B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US84414606P 2006-09-13 2006-09-13
PCT/US2007/016986 WO2008033184A2 (en) 2006-09-13 2007-07-30 Rapid inversion of electromagnetic reconnaissance survey data

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20091416L NO20091416L (no) 2009-06-15
NO340540B1 true NO340540B1 (no) 2017-05-08

Family

ID=37712460

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20091416A NO340540B1 (no) 2006-09-13 2009-04-07 Hurtig inversjon av elektromagnetiske rekognoserende undersøkelsesdata

Country Status (6)

Country Link
US (1) US8538699B2 (no)
AU (1) AU2007295028B2 (no)
CA (1) CA2663662C (no)
GB (1) GB2455664B (no)
NO (1) NO340540B1 (no)
WO (1) WO2008033184A2 (no)

Families Citing this family (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8121789B2 (en) 2006-07-25 2012-02-21 Exxonmobil Upstream Research Co. Method for correcting the phase of electromagnetic data
CA2658205C (en) * 2006-07-25 2015-05-26 Exxonmobil Upstream Research Company Method for determining physical properties of structures
CA2703588C (en) 2007-12-12 2015-12-01 Exxonmobil Upstream Research Company Method and apparatus for evaluating submarine formations
GB0724366D0 (en) * 2007-12-14 2008-01-23 Univ York Environment modelling
WO2009117174A1 (en) * 2008-03-21 2009-09-24 Exxonmobil Upstream Research Company An efficient method for inversion of geophysical data
US7912649B2 (en) * 2008-06-06 2011-03-22 Ohm Limited Geophysical surveying
US9383475B2 (en) * 2008-06-09 2016-07-05 Rock Solid Images, Inc. Geophysical surveying
US8498845B2 (en) * 2010-04-21 2013-07-30 Exxonmobil Upstream Research Company Method for geophysical imaging
RU2570825C2 (ru) * 2010-06-02 2015-12-10 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Эффективное вычисление миграции по волновому уравнению угловых сейсмограмм
US8412095B2 (en) 2010-07-15 2013-04-02 John Mezzalingua Associates, Inc. Apparatus for minimizing amplifier oscillation in an antenna system
CA2802722C (en) 2010-07-27 2023-04-04 Exxonmobil Upstream Research Company Inverting geophysical data for geological parameters or lithology
EP2598914B1 (en) * 2010-07-28 2015-05-06 Cggveritas Services SA 3-d harmonic-source reverse time migration systems and methods for seismic data analysis
CA2806874C (en) 2010-08-16 2016-12-06 Exxonmobil Upstream Research Company Reducing the dimensionality of the joint inversion problem
WO2012074592A1 (en) 2010-12-01 2012-06-07 Exxonmobil Upstream Research Company Simultaneous source inversion for marine streamer data with cross-correlation objective function
EP2715603A4 (en) 2011-06-02 2016-07-13 Exxonmobil Upstream Res Co JOINT INVERSION WITH UNKNOWN LITHOLOGY
EP2721478A4 (en) 2011-06-17 2015-12-02 Exxonmobil Upstream Res Co FREEZING OF DOMAINS IN A CONNECTION VERSION
US9494711B2 (en) 2011-07-21 2016-11-15 Garrett M Leahy Adaptive weighting of geophysical data types in joint inversion
US9606256B2 (en) 2011-12-07 2017-03-28 Pgs Geophysical As Method and system of determining parameters associated with a hydrocarbon bearing formation beneath a sea bed
CN102565866A (zh) * 2012-02-08 2012-07-11 蔡运胜 物探二维电测深资料层析法反演处理技术
US10209386B2 (en) 2012-08-30 2019-02-19 Exxonmobil Upstream Research Company Processing methods for time division CSEM data
US9575205B2 (en) 2013-01-17 2017-02-21 Pgs Geophysical As Uncertainty-based frequency-selected inversion of electromagnetic geophysical data
US10591638B2 (en) 2013-03-06 2020-03-17 Exxonmobil Upstream Research Company Inversion of geophysical data on computer system having parallel processors
US9846255B2 (en) 2013-04-22 2017-12-19 Exxonmobil Upstream Research Company Reverse semi-airborne electromagnetic prospecting
US10670752B2 (en) * 2014-04-14 2020-06-02 Cgg Services Sas Method for iterative inversion of data from non-encoded composite sources
US10210290B1 (en) * 2015-03-11 2019-02-19 Ansys, Inc. Systems and methods for providing field tuning simulation of a physical system
CN107710023B (zh) * 2015-05-08 2020-03-31 斯塔特伊石油公司 反演问题的有效解
US11454102B2 (en) * 2016-05-11 2022-09-27 Baker Hughes, LLC Methods and systems for optimizing a drilling operation based on multiple formation measurements
US10920585B2 (en) * 2017-12-26 2021-02-16 Saudi Arabian Oil Company Determining sand-dune velocity variations
US11520071B2 (en) 2018-08-21 2022-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-step inversion using electromagnetic measurements
US11320561B2 (en) 2019-04-12 2022-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Machine learning for evaluating and catergorizing inversion solutions
CN113156526B (zh) * 2021-04-26 2023-06-27 中国地质科学院地球物理地球化学勘查研究所 全区多源电磁测深法及多场源多分量数据联合反演技术

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4405999A (en) * 1980-12-31 1983-09-20 Mobil Oil Corporation Method for collecting and generating composite trace signals with improved signal to noise ratios

Family Cites Families (134)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US18191A (en) * 1857-09-15 Hanging- millstones
US6053A (en) * 1849-01-23 schfebly and thos
US77902A (en) * 1868-05-12 William hartley miller
US4471435A (en) * 1981-08-03 1984-09-11 Dresser Industries, Inc. Computer-based system for acquisition of nuclear well log data
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
US4691166A (en) * 1985-05-06 1987-09-01 Stolar, Inc. Electromagnetic instruments for imaging structure in geologic formations
JPS63222286A (ja) * 1987-03-11 1988-09-16 Tokyo Electric Power Co Inc:The 地中埋設物探査方式
US4792761A (en) 1987-04-06 1988-12-20 King Thomas C Geophysical prospecting with collimated magnetotelluric fields
US4875015A (en) 1987-07-20 1989-10-17 University Of Utah Research Institute Multi-array borehole resistivity and induced polarization method with mathematical inversion of redundant data
JP2547615B2 (ja) * 1988-06-16 1996-10-23 三菱電機株式会社 読出専用半導体記憶装置および半導体記憶装置
GB8900037D0 (en) * 1989-01-03 1989-03-01 Geco As Marine seismic data conditioning
US4982374A (en) 1989-10-23 1991-01-01 Halliburton Geophysical Services, Inc. Method of source coding and harmonic cancellation for vibrational geophysical survey sources
AU654945B2 (en) 1990-03-21 1994-12-01 Bergwerksverband Gmbh Bedrock exploration system using transient electromagnetic measurements
US5210691A (en) * 1990-05-08 1993-05-11 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for producing a more accurate resistivity log from data recorded by an induction sonde in a borehole
US5175500A (en) 1990-08-01 1992-12-29 Geonics Limited Method and apparatus for surveying terrain resistivity utilizing available VFL electromagnetic fields
US5265192A (en) 1990-09-20 1993-11-23 Atlantic Richfield Company Method for the automated editing of seismic traces using an adaptive network
AU654346B2 (en) * 1991-05-28 1994-11-03 Schlumberger Technology B.V. Slot antenna having two nonparallel elements
US5189644A (en) * 1992-02-04 1993-02-23 Wood Lawrence C Removal of amplitude aliasing effect from seismic data
US5357893A (en) 1993-10-01 1994-10-25 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Snap load suppression system
US5373443A (en) 1993-10-06 1994-12-13 The Regents, University Of California Method for imaging with low frequency electromagnetic fields
US5563513A (en) 1993-12-09 1996-10-08 Stratasearch Corp. Electromagnetic imaging device and method for delineating anomalous resistivity patterns associated with oil and gas traps
US5410517A (en) * 1994-05-13 1995-04-25 Exxon Production Research Company Method for cascading sweeps for a seismic vibrator
US5629904A (en) * 1994-11-30 1997-05-13 Paradigm Geophysical, Ltd. Migration process using a model based aperture technique
US5594343A (en) * 1994-12-02 1997-01-14 Schlumberger Technology Corporation Well logging apparatus and method with borehole compensation including multiple transmitting antennas asymmetrically disposed about a pair of receiving antennas
FR2734069B1 (fr) * 1995-05-12 1997-07-04 Inst Francais Du Petrole Methode pour predire, par une technique d'inversion, l'evolution de la production d'un gisement souterrain
US5706194A (en) * 1995-06-01 1998-01-06 Phillips Petroleum Company Non-unique seismic lithologic inversion for subterranean modeling
US6529933B1 (en) * 1995-06-07 2003-03-04 International Business Machines Corporation Method and apparatus for locking and unlocking a semaphore
GB2304895B (en) * 1995-08-25 1999-05-19 Geco Prakla Method of and apparatus for controlling the quality of processed seismic data
US5721710A (en) * 1995-09-29 1998-02-24 Atlantic Richfield Company High fidelity vibratory source seismic method with source separation
US5719821A (en) * 1995-09-29 1998-02-17 Atlantic Richfield Company Method and apparatus for source separation of seismic vibratory signals
US5790473A (en) * 1995-11-13 1998-08-04 Mobil Oil Corporation High fidelity vibratory source seismic method for use in vertical seismic profile data gathering with a plurality of vibratory seismic energy sources
US5715213A (en) * 1995-11-13 1998-02-03 Mobil Oil Corporation High fidelity vibratory source seismic method using a plurality of vibrator sources
US5822269A (en) 1995-11-13 1998-10-13 Mobil Oil Corporation Method for separation of a plurality of vibratory seismic energy source signals
GB9607764D0 (en) * 1996-04-15 1996-06-19 Geco As Inversion method for seismic data
US5841733A (en) 1996-05-31 1998-11-24 Hydroacoustics Inc. Acoustic source array system for underwater operation
US5770945A (en) * 1996-06-26 1998-06-23 The Regents Of The University Of California Seafloor magnetotelluric system and method for oil exploration
DE69726869T2 (de) * 1996-06-26 2004-10-28 The University Of Utah Research Foundation, Salt Lake City Verfahren und apparat zur bilderzeugung mittels breitbandiger elektromagnetischer holographie
US5825188A (en) 1996-11-27 1998-10-20 Montgomery; Jerry R. Method of mapping and monitoring groundwater and subsurface aqueous systems
GB2324158B (en) * 1996-12-04 2001-03-14 Schlumberger Ltd Method and apparatus for solving 3D Maxwell equations for inductive logging applications
US5905657A (en) * 1996-12-19 1999-05-18 Schlumberger Technology Corporation Performing geoscience interpretation with simulated data
US5835883A (en) 1997-01-31 1998-11-10 Phillips Petroleum Company Method for determining distribution of reservoir permeability, porosity and pseudo relative permeability
US5884227A (en) * 1997-04-01 1999-03-16 Western Atlas International, Inc. Method for interpreting induction logs in high resistivity contrast earth formations
US6037776A (en) * 1997-09-10 2000-03-14 Mcglone; T. David Method and apparatus for geophysical exploration using GMR sensors
GB9800741D0 (en) * 1998-01-15 1998-03-11 Geco As Multiple attenuation of multi-component sea-bottom data
US6466021B1 (en) 1998-05-07 2002-10-15 Apti, Inc. Deep underground imaging utilizing resistivity regularization for magnetotelluric processing
US6138075A (en) 1998-08-05 2000-10-24 Landmark Graphics Corporation Methods and apparatus for analyzing seismic data
AU5834199A (en) 1998-11-06 2000-05-18 M.I.M. Exploration Pty. Ltd. Geological data acquisition system
US6088656A (en) * 1998-11-10 2000-07-11 Schlumberger Technology Corporation Method for interpreting carbonate reservoirs
US6256587B1 (en) * 1998-11-17 2001-07-03 Baker Hughes, Inc. Method for correcting well log data for effects of changes in instrument velocity (cable yo-yo)
US6021094A (en) * 1998-12-03 2000-02-01 Sandia Corporation Method of migrating seismic records
US6493632B1 (en) 1998-12-30 2002-12-10 Baker Hughes Incorporated Water saturation and sand fraction determination from borehole resistivity imaging tool, transverse induction logging and a tensorial water saturation model
CN1195996C (zh) 1998-12-30 2005-04-06 贝克休斯公司 由钻孔电阻率图像仪、横向感应测井纪录以及含水饱和度张量模型确定水饱和度及砂岩体积百分比的方法
US6529833B2 (en) 1998-12-30 2003-03-04 Baker Hughes Incorporated Reservoir monitoring in a laminated reservoir using 4-D time lapse data and multicomponent induction data
US6476609B1 (en) 1999-01-28 2002-11-05 Dresser Industries, Inc. Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for geosteering within a desired payzone
US6289283B1 (en) * 1999-02-19 2001-09-11 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool data correction method and apparatus
US6181138B1 (en) * 1999-02-22 2001-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Directional resistivity measurements for azimuthal proximity detection of bed boundaries
AU3622200A (en) * 1999-03-12 2000-09-28 Profile Technologies, Inc. Dynamic electromagnetic methods for direct prospecting for oil
US6424918B1 (en) * 1999-04-02 2002-07-23 Conoco Inc. Method for integrating gravity and magnetic inversion data with model based seismic data for oil, gas and mineral exploration and production
US6675097B2 (en) * 1999-04-02 2004-01-06 Conoco Inc. Nonlinear constrained inversion method to determine base of salt interface from gravity and gravity tensor data
US6993433B2 (en) * 1999-04-02 2006-01-31 Conocophillips Company Modeling gravity and tensor gravity data using poisson's equation for airborne, surface and borehole applications
US6430507B1 (en) * 1999-04-02 2002-08-06 Conoco Inc. Method for integrating gravity and magnetic inversion with geopressure prediction for oil, gas and mineral exploration and production
US6278948B1 (en) * 1999-04-02 2001-08-21 Conoco Inc. Method for gravity and magnetic data inversion using vector and tensor data
GB2363653B (en) 1999-04-02 2004-01-14 Conoco Inc A method for gravity and magnetic data inversion using vector and tensor data with seismic imaging and geopressure prediction for oil gas and mineral explorat
GB9920593D0 (en) * 1999-09-02 1999-11-03 Geco Prakla Uk Ltd A method of seismic surveying, a marine vibrator arrangement, and a method of calculating the depths of seismic sources
US6304086B1 (en) 1999-09-07 2001-10-16 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for evaluating the resistivity of formations with high dip angles or high-contrast thin layers
US6311132B1 (en) 1999-10-06 2001-10-30 Shell Oil Company Method and apparatus for detecting shallow water flow sands using converted shear waves
US6671623B1 (en) 1999-10-15 2003-12-30 Schlumberger Technology Corporation Methods and system for characterizing the response of subsurface measurements to determine wellbore and formation characteristics
US6594584B1 (en) * 1999-10-21 2003-07-15 Schlumberger Technology Corporation Method for calculating a distance between a well logging instrument and a formation boundary by inversion processing measurements from the logging instrument
US7062072B2 (en) * 1999-12-22 2006-06-13 Schlumberger Technology Corporation Methods of producing images of underground formations surrounding a borehole
US6534986B2 (en) * 2000-05-01 2003-03-18 Schlumberger Technology Corporation Permanently emplaced electromagnetic system and method for measuring formation resistivity adjacent to and between wells
GB0010556D0 (en) * 2000-05-03 2000-06-21 Geco As Marine seismic surveying
US6253627B1 (en) * 2000-06-12 2001-07-03 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Thin-line towed-array force measurement apparatus and method
US6393363B1 (en) * 2000-06-28 2002-05-21 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for the measurement of the electrical resistivity of geologic formations employing modeling data
US6686736B2 (en) * 2000-08-30 2004-02-03 Baker Hughes Incorporated Combined characterization and inversion of reservoir parameters from nuclear, NMR and resistivity measurements
FR2822960B3 (fr) * 2001-03-30 2003-06-20 Thomson Marconi Sonar Sas Systeme de detection sous-marine basse frequence remorque
US7250768B2 (en) * 2001-04-18 2007-07-31 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for resistivity measurements during rotational drilling
US6876725B2 (en) * 2001-05-09 2005-04-05 Centillium Communications, Inc. Single ended line probing in DSL system
US6958610B2 (en) 2001-06-03 2005-10-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus measuring electrical anisotropy in formations surrounding a wellbore
US7227363B2 (en) * 2001-06-03 2007-06-05 Gianzero Stanley C Determining formation anisotropy based in part on lateral current flow measurements
GB0117186D0 (en) * 2001-07-14 2001-09-05 Qinetiq Ltd Control device for controlling the position of a marine seismic streamer
US6593746B2 (en) * 2001-08-27 2003-07-15 Larry G. Stolarczyk Method and system for radio-imaging underground geologic structures
GB0121719D0 (en) 2001-09-07 2001-10-31 Univ Edinburgh Method for detection fo subsurface resistivity contrasts
US6533627B1 (en) * 2001-09-27 2003-03-18 Westerngeco, L.L.C. Method and apparatus for dynamically controlled buoyancy of towed arrays
GB2381137B (en) 2001-10-15 2004-03-03 Univ Southampton Signal generation apparatus and method for seafloor electromagnetic exploration
GB2382875B (en) 2001-12-07 2004-03-03 Univ Southampton Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs
US6842400B2 (en) * 2001-12-18 2005-01-11 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic logging apparatus and method
US6765383B1 (en) * 2001-12-26 2004-07-20 Anthony R. Barringer Magnetotelluric geophysical survey system using an airborne survey bird
AUPS051102A0 (en) 2002-02-13 2002-03-07 Curtin University Of Technology Method of producing continuous, orthogonal signals and method of their use for examining and for detecting changes in a body
CN100395562C (zh) 2002-06-11 2008-06-18 加利福尼亚大学董事会 采用垂直电场测量的海底地质勘测方法及系统
US6842006B2 (en) * 2002-06-27 2005-01-11 Schlumberger Technology Corporation Marine electromagnetic measurement system
GB0215214D0 (en) 2002-07-01 2002-08-14 Statoil Asa Seismic exploration
GB2390904B (en) * 2002-07-16 2004-12-15 Univ Southampton Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs
US7114565B2 (en) 2002-07-30 2006-10-03 Baker Hughes Incorporated Measurement-while-drilling assembly using real-time toolface oriented measurements
GB2395563B (en) 2002-11-25 2004-12-01 Activeem Ltd Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs
WO2004053528A1 (en) 2002-12-10 2004-06-24 The Regents Of The University Of California System and method for hydrocarbon reservoir monitoring using controlled-source electromagnetic fields
US7023213B2 (en) * 2002-12-10 2006-04-04 Schlumberger Technology Corporation Subsurface conductivity imaging systems and methods
US6950747B2 (en) 2003-01-30 2005-09-27 Kent Byerly Methods of processing magnetotelluric signals
US6739165B1 (en) * 2003-02-05 2004-05-25 Kjt Enterprises, Inc. Combined surface and wellbore electromagnetic measurement system and method for determining formation fluid properties
US6888623B2 (en) * 2003-02-26 2005-05-03 Dynamic Technology, Inc. Fiber optic sensor for precision 3-D position measurement
US6999880B2 (en) * 2003-03-18 2006-02-14 The Regents Of The University Of California Source-independent full waveform inversion of seismic data
US6816787B2 (en) 2003-03-31 2004-11-09 Schlumberger Technology Corporation Generating and displaying a virtual core and a virtual plug associated with a selected piece of the virtual core
US7382135B2 (en) * 2003-05-22 2008-06-03 Schlumberger Technology Corporation Directional electromagnetic wave resistivity apparatus and method
WO2004104637A1 (en) 2003-05-22 2004-12-02 Schlumberger Canada Limited Method for prospect identification in asset evaluation
GB2402745B (en) * 2003-06-10 2005-08-24 Activeem Ltd Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs
US6957708B2 (en) 2003-07-08 2005-10-25 Baker Hughes Incorporated Electrical imaging in conductive and non-conductive mud
NO326506B1 (no) 2003-07-10 2008-12-15 Norsk Hydro As Et maringeofysisk innsamlingssystem med en kabel med seismiske kilder og mottakere og elektromagnteiske kilder og mottakere
US7039525B2 (en) * 2003-09-23 2006-05-02 Pgs Geophysical As Method for seismic migration using explicit depth extrapolation operators with dynamically variable operator length
US6883452B1 (en) * 2003-10-06 2005-04-26 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Plunging towed array antenna
US6901333B2 (en) * 2003-10-27 2005-05-31 Fugro N.V. Method and device for the generation and application of anisotropic elastic parameters
US7002350B1 (en) * 2003-11-19 2006-02-21 Telluric Exploration, Llc Marine oil and gas exploration system using telluric currents as a natural electromagnatic energy source
US20050128874A1 (en) * 2003-12-15 2005-06-16 Chevron U.S.A. Inc. Methods for acquiring and processing seismic data from quasi-simultaneously activated translating energy sources
GB2411006B (en) 2004-02-16 2006-01-25 Ohm Ltd Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs
JP4264382B2 (ja) * 2004-04-30 2009-05-13 株式会社モリタ製作所 撮影画像の自動露出制御方法及びその方法を用いた自動露出制御装置
GB2413851B (en) * 2004-05-06 2006-08-09 Ohm Ltd Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs
US7092315B2 (en) * 2004-05-27 2006-08-15 Input/Output, Inc. Device for laterally steering streamer cables
US7002349B2 (en) * 2004-06-24 2006-02-21 Telluric Exploration, Llc Remote sensing electric field exploration system
GB2415785B (en) 2004-07-02 2006-11-22 Ohm Ltd Electromagnetic surveying
US7768872B2 (en) 2004-07-23 2010-08-03 Ion Geophysical Corporation Offset-azimuth binning for migration and velocity analysis
US7347271B2 (en) * 2004-10-27 2008-03-25 Schlumberger Technology Corporation Wireless communications associated with a wellbore
US7477160B2 (en) * 2004-10-27 2009-01-13 Schlumberger Technology Corporation Wireless communications associated with a wellbore
US7142986B2 (en) 2005-02-01 2006-11-28 Smith International, Inc. System for optimizing drilling in real time
WO2006089269A2 (en) * 2005-02-18 2006-08-24 Bp Corporation North America Inc. System and method for using time-distance characteristics in acquisition, processing and imaging of t-csem data
GB2423370B (en) 2005-02-22 2007-05-02 Ohm Ltd Electromagnetic surveying for resistive or conductive bodies
US20060186887A1 (en) * 2005-02-22 2006-08-24 Strack Kurt M Method for identifying subsurface features from marine transient controlled source electromagnetic surveys
US7262602B2 (en) * 2005-07-08 2007-08-28 David Gary Meyer Active geophysical prospecting system
US7411399B2 (en) * 2005-10-04 2008-08-12 Schlumberger Technology Corporation Electromagnetic survey system with multiple sources
CA2627861C (en) * 2005-11-01 2012-04-17 Exxonmobil Upstream Research Company Method for phase and amplitude correction in controlled source electromagnetic survey data
US7884612B2 (en) * 2005-12-22 2011-02-08 Westerngeco L.L.C. Multi-component field sources for subsea exploration
US7203599B1 (en) * 2006-01-30 2007-04-10 Kjt Enterprises, Inc. Method for acquiring transient electromagnetic survey data
WO2007102973A2 (en) * 2006-03-08 2007-09-13 Exxonmobil Upstream Research Company Efficient computation method for electromagnetic modeling
GB2438430B (en) 2006-05-22 2008-09-17 Ohm Ltd Electromagnetic surveying
GB2454845A (en) * 2006-08-24 2009-05-27 Exxonmobil Upstream Res Co Electromagnetic data processing system
US7400977B2 (en) * 2006-10-12 2008-07-15 Schlumberger Technology Corporation Computing values for surveying a subterranean structure based on measurements according to different electromagnetic survey techniques
US7667464B2 (en) * 2006-11-02 2010-02-23 Westerngeco L.L.C. Time segmentation of frequencies in controlled source electromagnetic (CSEM) applications

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4405999A (en) * 1980-12-31 1983-09-20 Mobil Oil Corporation Method for collecting and generating composite trace signals with improved signal to noise ratios

Also Published As

Publication number Publication date
WO2008033184A2 (en) 2008-03-20
NO20091416L (no) 2009-06-15
WO2008033184A3 (en) 2008-06-19
AU2007295028A1 (en) 2008-03-20
US20090306900A1 (en) 2009-12-10
GB0905138D0 (en) 2009-05-06
GB2455664A (en) 2009-06-24
GB2455664B (en) 2011-02-16
AU2007295028A8 (en) 2011-09-29
CA2663662A1 (en) 2008-03-20
CA2663662C (en) 2016-07-05
AU2007295028B2 (en) 2011-12-15
US8538699B2 (en) 2013-09-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO340540B1 (no) Hurtig inversjon av elektromagnetiske rekognoserende undersøkelsesdata
AU2007248882B2 (en) Time lapse analysis with electromagnetic data
RU2430387C2 (ru) Электромагнитная разведка для резистивных или проводящих тел
Butler Near-surface geophysics
EP2024891B1 (en) Integrated earth formation evaluation method using controlled source electromagnetic survey data and seismic data
US8064287B2 (en) Method for interpreting seismic data and controlled source electromagnetic data to estimate subsurface reservoir properties
AU2006214069A1 (en) System and method for using time-distance characteristics in acquisition, processing and imaging of t-CSEM data
CA2654442A1 (en) Method for acquiring and interpreting seismoelectric and electroseismic data
NO20121031A1 (no) Prosess for a karakterisere utviklingen av er reservoar
US20080162050A1 (en) Method for interpreting seismic data and controlled source electromagnetic data to estimate subsurface reservoir properties
Maurer et al. Optimized experimental design in the context of seismic full waveform inversion and seismic waveform imaging
Qu et al. Simultaneous joint migration inversion for high‐resolution imaging/inversion of time‐lapse seismic datasets
Xu et al. Conditional stochastic inversion of common-offset ground-penetrating radar reflection data
Aminzadeh et al. Fundamentals of Petroleum Geophysics
GB2449497A (en) Method and apparatus for processing electromagnetic response data
Tveit et al. Monitoring of Large‐Scale CO 2 Injection Using CSEM, Gravimetric, and Seismic AVO Data
Bhuiyan Three-dimensional modelling and interpretation of CSEM data from offshore Angola
Xu et al. Estimating porosity distribution of a heterogeneous alluvial aquifer by GPU-accelerated 3D conditional stochastic inversion of common-offset GPR reflection data
Pratt Large-scale rock property and depth models for exploration targeting beneath cover
Aminzadeh et al. Geophysics for petroleum engineers: Chapter 3. Fundamentals of petroleum geophysics
Tsogtbaatar Quantitative Characterization of Subsurface Environment by Ground Penetrating Radar
Guo Subsurface resistivity estimation by seismic-guided inversion of marine controlled-source electromagnetic data
Sheriff et al. Fundamentals of reservoir geophysics
Yoon Developing advanced methods for analysis and inversion of marine electromagnetic data in off-shore exploration
Phillips et al. FEASIBILITY OF THE MARINE CONTROLLED SOURCE ELECTROMAGNETIC METHOD FOR HYDROCARBON EXPLORATION; WESTERN AUSTRALIA

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees