NO341051B1 - Analyse av tidsforløp med elektronmagnetisk data - Google Patents

Description

OPPFINNELSENS OMRÅDE

Denne oppfinnelse vedrører generelt området geofysisk prospektering, og nærmere bestemt kontrollert kilde elektromagnetiske undersøkelser, typisk i omgivelser til havs, hvor en kontrollert elektromagnetisk sender taues over eller posisjoneres mellom elektromagnetiske mottakere på havbunnen, med den hensikt å kartlegge, utvikle og produsere hydrokarboner. Nærmere bestemt er oppfinnelsen en fremgangsmåte for å bestemme forskjellen mellom den elektriske resistivitet av et undergrunnsreservoar med en innledende tid og dets elektriske resistivitet ved en eller flere senere tider, og relatere denne forskjell til produksjon av hydrokarboner fra reservoaret under interim perioden.

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN

Denne oppfinnelsen adresserer problemet med å bestemme den tredimensjonale (3D) fordeling av hydrokarbonfluider innen et undergrunnsreservoar, som ofte vil være lokalisert under et vannlegeme slik som under havet, under tidsperioden (eller periodene) med hydrokarbon produksjon fra dette reservoar. Anvendelser av seismiske metoder på dette problem kalles tidsforløp eller 4D metoder. En kritisk faktor for økonomisk produksjon av hydrokarboner (gass, gass kondensat og olje) fra reservoarer er nøyaktig kjennskap til fordelingen av hydrokarbonmetning innen de porøse bergarter som omfatter reservoaret. Ettersom hydrokarboner produseres fra reservoaret vil hydrokarbon metningen minske og vannmetningen øke på en ujevn måte innen reservoaret. Selv om seismiske metoder har blitt utviklet for 4D anvendelser for å overvåke reservoarfluider, er slike metoder kostbare, og ofte lite effektive pga. den relativt lave følsomhet av den seismiske respons på endringer i hydrokarbonmetning. Slik lav følsomhet gjelder særlig for olje reservoarer, fordi de akustiske egenskaper av de fleste oljer ligner meget på de av reservoarets formasjonsvann og derfor reflekteres ikke endringer i oljemetning i den seismiske respons.

Andre metoder er kjent på området for å estimere egenskaper av reservoar fluider. Data over hydrokarbon resistivitet og metning er tilgjengelig under reservoartømming fra borehullsmetoder (nedhulls eller brønn logg) innen noen få meter fra brønn boringen. Imidlertid er ikke brønnloggemetoder effektive mellom brønner som vanligvis er adskilt med hundreder til tusener av meter slik det finnes i mange hydrokarbonfelt, pga. den begrensede gjennomtrengningsavstand av probesignalene inn i reservoaret fra det nedhulls brønn logg apparatet. I tillegg er produksjonsbrønner vanligvis innkapslet med elektrisk ledende foring, som alvorlig begrenser bruk av elektriske metoder for å overvåke resistivitet av reservoar fluider siden reservoaret er skjermet fra de elektriske probesignalene av foringen (unntatt ved meget lave frekvenser).

Data over resitivitet og metning av reservoar fluider er også tilgjengelig under reservoar utvinning fra kryss borehull (kryssbrønnmetoder) som bruker seismisk eller elektromagnetisk energi (cf. Rector, W. J. (ed.), "Crosswell Methods: Special Issue", Geophysics 60, no. 3 (1995)). Imidlertid krever kryssbrønn metoder at minst to brønner brukes samtidig for målingen, som er kostbart siden produksjon fra begge brønner må stoppes og produksjonsrøret fjernes fra brønnene. I tillegg gir kryssbrønndata primært todimensjonale målinger i det felles vertikale plan som knytter målebrønnene sammen. De fleste brønner i reservoarer under havet avviker fra vertikalen, hvilket begrenser mengden av felles vertikalt plan mellom brønnpar. Kryssbrønnmetoder er også ikke effektive mellom brønner som vanligvis er adskilt hundreder til tusener av meter som det finnes i mange hydrokarbonfelt, pga. den begrensede gjennomtrengningsavstand av probesignalene fra nedhullskilden. Og på lignede måte som i tilfellet med logging av enkelt brønner, vil tilstedeværelsen av elektrisk ledende foring i produksjonsbrønner kraftig begrense evnen til å bruke kryssbrønn elektriske metoder til å detektere resistivitet av reservoarfluider.

En annen metode som brukes rutinemessig til å estimere fluidmetning mellom brønner er den matematiske simulering av strømning av reservoarfluider. Imidlertid vil reservoarsimulering nødvendigvis omfatte mange forenklinger og forutsetninger om egenskapene til bergartene mellom brønnene, for å gjøre den matematiske simulering praktisk gjennomførbar på selv en stor datamaskin. Reservoarsimulering krever også kontinuerlig justering av nummeriske parametere i modellen for å passe dataene målt i brønnene, den såkalte "historie tilpassende" tilnærming, og det kan være at disse parameterne ikke har en enkel forbindelse til målte egenskaper av bergarter og fluider.

Resultater fra kontrollert kilde elektromagnetiske ("CSEM") undersøkelser til havs, slik som innsamles ved bruk av metodene beskrevet i US patent 4 617 518 til Srnka og det tidligere nevnte US patent 6 603 313 og US patent publikasjon nr. 2003/0050759, har vist at brutto resistiviteten av fluider i hydrokarbon reservoarer kan bestemmes på avstand. Som en god første tilnærming, er marine CSEM data tilveiebrakt til bruk ved en horisontal elektrisk dipol (HED) kilde primært følsom for netto vertikal resistans (brutto resistans ganger netto vertikal tykkelse) av undergrunnsreservoaret (Kaufmann og Keller, Frequency and Transient Soundings, 300-313, Elsevier (1983)). En undersøkelse utenfor kysten av Vest Afrika (Eidesmo, et al., First Break, 20, 144-152

(2002); Ellingsrud et al., the LeadingEdge, 972-982 (2002)) bekreftet at undergrunnsresistivitet forårsaket av tilstedeværelsen av hydrokarboner kan detekteres.

Det er kjent at jordens elektrisk resitivitet kan være aniosotropisk. Se for eksempel, Keller og Frischnecht, ElectricalMethods in GeophysicalProspecting, 33-39, Pergamon (1966); Kaufmann og Keller, Frequency and Transient Soundings, 257-284, Elsevier, N.Y.(1983); Negi, et al., Anisotropy in Geoelectromagnetism, Elsevier, N.Y.(1989); og Zhdanov og Keller, The GeoelectricalMethods in Geophysical Exploration, 119-124, Elsevier, N. Y. (1994). Flere publikasjoner lærer hvordan de anisotropiske jordelektriske responser for forskjellige kontrollerte kilder kan beregnes (modelleres). Se for eksempel, Chlamtac og Abramovici, Geophysics 46, 904-915

(1981); Yin og Weidelt, Geophysics 64,426-434 (1999); Yin og Maurer, Geophysics 66,1405-1416 (2001). Flere forfattere diskuterer også tolkningen av azimuthal elektrisk anisotropi (for eksempel, Watson og Barker, Geophysics 64, 739-745 (1999); og Linde og Peterson, Geophysics 69,909-916 (2004)). Andre diskuterer tolkningen av anisotropi (Jupp og Vozoff, Geophysics. Prospecting 25, 460-470 (1977); Edwards, et al., Geophysics 49, 566-576 (1984); og Christensen, Geophys. Prospecting 48,1-9,

(2000)) fra data innsamlet ved bruk av forskjellige kontrollerte elektromagnetiske kilder.

US patent 6 739 165 til Strack beskriver en fremgangsmåte for å overvåke endringer i den elektriske resistivitet av et reservoar ved å måle endringer i elektriske og magnetiske feltdata på jordens overflate, pga. eksitasjoner av kontrollerte galvaniske og induktive kilder og av naturlige magnetotelluriske kilder, som må inkludere måling av resistivitets endringer i minst en brønnboring som går igjennom reservoaret. Struck beskriver ikke bruk av avbildning eller invesjon til å kartlegge fordelingen av brutto reservoar resistivitet pr eller hydrokarbonmetning Shc, og diskuterer ikke elektrisk anisotropi.

Johnstad et al., i patent publikasjon WO 2004/086090, beskriver en fremgangsmåte for overvåkning av reservoar resistivitet lignende til Strack men som inkluderer en nedhulls elektromagnetisk kilde som konstrueres ved å sende elektrisk energi fra havbunnen inn i reservoaret gjennom den elektrisk ledende foringen som ligger på innsiden av brønnen. Forfatterne beskriver ikke bruk av 3D avbildning eller 3D inversjon til å bestemme pr eller Shcog beskriver ikke hvordan effektene av elektrisk anisotropi kan inkluderes.

Constable, i patentpublikasjon WO 2004/053528, Al, diskuterer en fremgangsmåte for sanntids overvåkning av hydrokarbon reservoarer. Han foreslår å bruke forskjellige vertikale og horisontale elektriske dipolkilder eller naturlige elektromagnetiske (for eksempel magnetotelluriske) kilder, enkle eller i kombinasjoner, sammen med havbunnsantenner inneholdende elektriske og magnetiske sensorer i forskjellige rekker fordelt over et område som inneholder et hydrokarbon reservoar. Havbunnsantennene kan permanent festet til havbunnen eller kan plasseres separat ved flere tider. Constable's fremgangsmåte for å overvåke tidsendringer i brutto elektrisk resistivitet pr av reservoaret består i å måle den elektriske impedans av jorden for hver kildemottaker kombinasjon, ved bruk av de to ortogonale horisontale og de vertikale elektriske feltkomponenter av mottaker signalene som reagerer på energien fra senderen, og kartlegge disse impedanser over området for reservoaret. De magnetotelluriske data kan valgfritt brukes til å hjelpe til å bestemme den elektriske bakgrunn (ikke reservoarvolum av jorden). Det beskrives ingen matematisk inversjon eller avbildning av mottakersignalene, av enhver dimensjonalitet, og ingen fremgangsmåte for å inkludere effektene av anisotropi.

Loke ("Constrained Time-Lapse Resistivity Imaging Inversion" paper EEM-7, Proceedings of the SAGEEP Symposium, Denver, March 3-7, 2001) beskriver bruk av 2D innstrammet avbildingsinversjon for å måle tidsendringer i undergrunnsresistivitet for miljømessig bruk. Loke beskriver bruk av resultatet av resistivitetsinversjon oppnådd ved den innledende undersøkelsestid som en startmodell for resistivitetsinversjonen utført på et senere tidspunkt, for å redusere artifakter i resultatet som kan introduseres ved effekter annet enn endringer i undergrunnsresistivitet, slik som endringer i innsamlingssystemet. Denne publikasjon begrenser sin diskusjon til DC resistivitets undersøkelser, og bruker et data eksempel tilveiebrakt fra en landverts Wenner Schlumberger rekke, en undersøkelsemetode som er velkjent for fagfolk på området. Ingen anisotropiske effekter blir diskutert av Loke, Loke diskuterer heller ikke offshore data, bruk av multiple komponenter av dataene, eller hydrokarbonanvendelser.

Gasperikova, et al. ("A Feasibility Study of Geophysical Methods for Monitoring geologic C02 Sequestration", Extended Abstract RC 3.8, SEG Annual Meeting, Denver, Colorado, October 2004) diskuterer bruk av landverts elektriske feltmålinger assosiert med eksitasjon av en jordet HED kilde for å måle endringen i vannmetning (eller l-ShC) I Schrader Bluff feltet på Alaskas North Slope som er en konsekvens av C02 injeksjon, basert på 3D fremad modellering. Tidsavhengige endringer simuleres ved å differensiere beregningene av fremad modellen ved passende tidspunkt. Avhandlingen beskriver ikke hvilke komponent(er) av det elektriske felt som er optimalt for denne måling, heller ikke diskuteres noen anisotropieffekter.

Hoversten, et al. ("Direct Reservoir Parameter Estimation using Joint of Seismic AVO and marine CSEM Data", Extended Abstract RC 2.1, SEG Annual Meeting Denver, Colorado, October 2004) beskriver en fremgangsmåte for ID (planlagdelt jord) samtidig inversjon av seismisk refleksjon og marine CSEM havbunnsdata (HED kilde). CSEM dataene er begrenset til i linje direkte koplet elektriske feltdata (dvs. Ex på kildelinjen, se figur 1). Hoversten et al. (2004) beskriver ikke tidsforløpmetoder for reservoarovervåkning, de beskriver heller ikke hvordan j ordelektrisk anisotropi kan inkluderes i inversjonene.

WO 2004/049008 og US 2004/027130 beskriver fremgangsmåter for å bestemme tidsavhengige endringer i hydrokarboninnholdet av et undergrunnsreservoar fra kontrollert kile elektromagnetiske undersøkelsesdata innsamlet fra undergrunnsområdet som inneholder reservoaret, idet nevnte fremgangsmåte omfatter å tilveiebringe elektromagnetiske feltdata registrert i en rekke på linje og av linje mottakerlokasjoner i forhold til en undersøkelseskildelinje fra en innledende undersøkelse av undergrunnsområdet.

Følgelig er det behov for en fremgangsmåte for direkte estimat av hydrokarbonmetting gjennom reservoaret i en 3D forstand ved fjerntliggende måling og avbildning av en fysisk parameter i undergrunnen som er meget følsom for denne metting, og være i stand til å gjenta denne måling/avbilding og analysere dataene ettersom reservoarfluidene blir produsert. En slik fremgangsmåte må ta hensyn til resitivitetsanisotropi. Den foreliggende oppfinnelse tilfredsstiller dette behov.

SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN

I en utførelse er oppfinnelsen en fremgangsmåte for å bestemme tidsavhengige endringer i hydrokarboninnholdet i et undergrunnsreservoar fra kontrollert kilde elektromagnetiske undersøkelsesdata tilveiebrakt fra undergrunnsområdet som inneholder reservoaret, i det nevnte fremgangsmåte omfatter: (a) tilveiebringelse av elektromagnetiske feltdata registrert ved en rekke på-linje og av-linje (i forhold til en undersøkelseskildelinje) mottakerlokasjoner fra en innledende undersøkelse av undergrunnsområdet, og korresponderende undersøkelsesresultater fra minst en senere undersøkelse av det samme området utført under vesentlig de samme betingelser, i det nevnte data omfatter en feltkomponent som i det minste hovedsakelig er følsom for vertikal resistivitet og en feltkomponent som i det minste hovedsakelig er følsom for horisontal resistivitet, (b) for hver undersøkelse å løse Maxwell's elektromagnetiske feltligninger for horisontal resistivitet og vertikal resistivitet i en rekke av ( x, y, z) posisjoner i undergrunnsreservoaret, ved bruk av innsamlingsparametere for undersøkelsen og de målte elektromagnetiske feltdata; og (c) sammenligning av beregnede resistivitetsresultater mellom undersøkelsene, hvor (d) undersøkelsesdataene kommer fra undersøkelser som benytter en horisontal elektrisk dipol elektromagnetisk kilde eller en horisontal magnetisk dipol elektromagnetisk kilde, i) for den horisontale elektriske dipol elektromagnetiske kilden vil feltkomponenten som i det minste hovedsakelig er følsom for vertikal resistivitet være på-linje vertikal elektrisk feltkomponent Ez og feltkomponenten som i det minste hovedsakelig er følsom for horisontal resistivitet være av-linje vertikal magnetisk feltkomponent Hz, eller ii) for den horisontale magnetiske dipol elektromagnetiske kilden vil feltkomponenten som i det minste hovedsakelig er følsom for vertikal resistivitet være av-linje vertikal elektrisk feltkomponent Ez og feltkomponenten som i det minste hovedsakelig er følsom for horisontal resistivitet være på-linje vertikal magnetisk feltkomponent Hz, (e) hvor de elektromagnetiske feltligninger løses ved bruk av de målte elektromagnetiske feltdata som kjente kvantiteter og invertering av feltligningene ved en iterativ numerisk metode for å konvergere på en resistivitetsmodell av undergrunnsområdet.

Verdier for hydrokarbonfluidmetning kan beregnes fra de horisontale og vertikale resistiviteter ved bruk av Archie's lov eller andre forhold, og sammenligning av avbildede resultater for denne parameter mellom tidsadskilte undersøkelser gir en basis for å analysere endringer ettersom reservoarhydrokarboner blir produsert over tid.

KORTFATTET BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

Foreliggende oppfinnelse og dens fordeler vil bli bedre forstått ved å henvise til den etterfølgende detaljerte beskrivelse og de vedføyde tegninger hvor:

Figur 1 illustrerer en undersøkelsesgeometri egnet for en utførelse av foreliggende oppfinnelse hvor både horisontale elektriske og horisontale magnetiske kilder blir benyttet, i kombinasjon med en rekke flerkomponent elektromagnetiske mottakere lokalisert både på linje og avlinje, Figur 2 illustrerer en undersøkelsesgeometri og en resistivitetsmodell over undergrunnen for en modellberegning til å tilveiebringe et testeksempel av den foreliggende oppfinneriske fremgangsmåte, Figur 3a viser på linje Ex amplitude og figur 3b viser Ex fase for en HED kilde og for varierende verdier av EVTI, med og uten et resistivt lag i modellen i figur 2, Figur 4 illustrerer et simulert dybdebilde av den vertikale resistivitet av et hydrokarbonreservoar i undergrunnen, midlet over reservoartykkelsen, tilveiebrakt ved 3D inversjon på linje Ex og av linje Hz elektromagnetiske data fra havbunnen tilveiebrakt ved et innledende tidspunkt i undersøkelsesgeometrien vist i figur 2, Figur 5 illustrerer et simulert dybdebilde av den vertikale resistivitet av en modell over et hydrokarbon reservoar i undergrunnen, midlet over reservoartykkelsen, tilveiebrakt ved 3D inversjon på linje Ex og avlinje Hz elektromagnetiske data fra havbunnen tilveiebrakt på et senere tidspunkt i undersøkelsesgeometrien vist i figur 2, hvor havbunnsmålingene innsamles i de samme lokasjoner ved bruk av de samme kildelinjer som første gang, og Figur 6 er et flytskjema som viser grunntrinnene i en utførelse av 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 som å begrense omfanget av oppfinnelsen. Motsatt er det 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

Oppfinnelsen er en fremgangsmåte for å bestemme tidsavhengige endringer i de vertikale og horisontale elektriske resistiviteter innen et undergrunnsområde til havs slik som et hydrokarbonreservoar pga. endringer i reservoaregenskaper slik som metningen av porefluider i bergartene. En årsak til slike endringer er den bevisste ekstraksjon eller injeksjon av fluider som utføres ved hydrokarbonproduksjon. Oppfinnelsen krever målte kontrollert kilde elektromagnetiske (CSEM) undersøkelsesdata ved et innledende tidspunkt og ved et eller flere senere tidspunkter, for i det minste en på linje elektromagnetisk feltkomponent og minst en av linjekomponent, i det valget av bestemte komponenter avhenger av kildetypen. Oppfinnelsen gjør bruk av den innsikt at visse elektromagnetiske feltkomponenter er hovedsakelig følsomme eller er nesten eksklusivt følsomme for enten vertikal resistivitet eller horisontal resistivitet, men ikke begge, mens andre feltkomponenter er følsomme for begge resistiviteter. Oppfinnelsen gjør også bruk av den innsikt at endringer i fluidmetningen av et hydrokarbonreservoar endrer både de vertikale og horisontale resistiviteter innen reservoaret, siden reservoarer hovedsakelig inneholder intern lagdeling og andre strukturer og derfor vanligvis utviser elektrisk vertikal transvers isotropi (EVTI). Siden reservoartykkelser vanligvis er små sammenlignet med reservoarets dybde i grunnen, blir det i denne oppfinnelsen innsett at den vertikale oppløsning av EVTI innen reservoar intervallet vil være vesentlig mindre enn reservoartykkelsen. Denne lavere rommelige oppløsning innen reservoaret er en følge av det faktum at lave elektromagnetiske kildefrekvenser, typisk mindre enn 1 Hertz, må brukes for å trenge ned til reservoardybden pga. den velkjente elektromagnetiske skinndybdeeffekten. Det følger at frekvensene som behøves for høy rommelig oppløsning innen tynnere reservoarer typisk er fraværende i reservoarresponsdata målt på avstand, siden disse høyere frekvenser bare trenger ned til mye mindre enn reservoardybden.

Nylig utvikling i marin kontrollert kilde elektromagnetisk (CSEM) kartlegging nå tilveiebringer et middel for å bestemme fra avstand resistiviteten til et undergrunnsreservoar ved bruk av både iterativ fremadmodellering eller matematisk inversjon (Srnka, "Remote Reservoir Resistivity Mapping", Society og Exploration Geophysicists 75th Annual Meeting ExtendedAbstracts, Houston, November 2005, paper SS 3.3). Srnka, et al ("Remote Reservoir Resistivity Mapping - Breakthrough Geophysics for the upstream", Abstract 17284, Offshore Technology Conference, Houston, Texas, May 2005) vist til videre at størrelsen av den forventede CSEM respons fra et annet hydrokarbonreservoar utenfor Vest Afrika nært svarte til responsen predikert fra en realistisk tredimensjonal datamodell av jordens elektriske struktur, når det tas hensyn til tilstedeværelsen av de elektrisk resistive hydrokarboner i reservoaret.

Kontrollert kilde elektromagnetiske undersøkelser til havs, slik som de innsamlet ved bruk av metodene beskrevet i US patent 6 603 313 til Srnka og US patent publikasjon 2003/0050759 publisert 13. mars 2003 (Srnka, et al.), har vist at resistiviteten i jorden kan være sterkt avhengig av retningen til den elektriske strømflyt benyttet til å utføre disse målinger. Særlig kan den vertikale elektriske resisitivitet pvvære mye (to eller flere ganger) større enn den horisontale elektriske resistivitet pn, særlig i fint lagdelte bergarter slik som skiver, kan variere i størrelse fra lokasjon til lokasjon. Dette fenomen kalles elektrisk anisotropi, eller spesifikt elektrisk vertikal transver isotropi ("EVTI") av fagfolk på området. Jorden elektriske resistivitet kan også variere asimutalt (dvs. i kompass retningene), men denne anisotropiske effekt synes å generelt å være mye mindre viktig (dvs. av mye mindre størrelse) enn EVTI i sedimentære bassenger av interesse for hydrokarbon utvinning.

Tilstedeværelsen av EVTI forvrenger signalene mottatt ved elektromagnetiske mottakere på havbunnen benyttet i marine CSEM undersøkelser oppnådd med en horisontal elektrisk dipol ("HED") eller en horisontal magnetisk dipol ("HMD") kontrollert kilde, i forhold til det som ville mottas i fravær av EVTI. Se figur 1 for en illustrasjon av en undersøkelsesgeometri egnet for foreliggende oppfinnelse. Tegningen viser et undersøkelsesfartøy 1 som tauer en HED 2 og en HMD 3 over havbunnen 4 på hvilken på linje mottakere 6 og av linje mottaker 7 er arrangert i en stasjonær rekke rundt kildetauelinje 5. Denne forvrengning påvirker tolkningen av marine CSEM resistivitets anomalier assosiert med tilstedeværelsen av reservoarbeliggende hydrokarboner slik som 8. Slike forvrengningseffekter opptrer i både amplituden og fasene av målte havbunnsfelt, og endres med frekvens. Disse forvrengninger kan maskere tilstedeværelsen av hydrokarboner (falske negativer) eller ukorrekt foreslå deres tilstedeværelse (falske positiver). Forvrengninger av denne type har blitt observert i mange CSEM undersøkelser. For eksempel beskriver Tompkins et al., ("Effect of Vertical Anisotropy on Marine Active Source Electromagnetic Data and Inversiond", EAGE 65th Annual Convention, Paris, France, abstract E025 (2004)) flere effekter av EVTI I marine CSEM data innsamlet for hydrokarbon formål, ved bruk av bare (havbunns) elektriske feltmålinger. Disse effekter inkluderer underestimering av den sanne dybde til undergrunnsformasjoner slik som hydrokarbonreservoarer, og underestimering av deres brutto resistivitet, hvis EVTI blir neglisjert.

Srnka (PCT Patent publikasjon WO2006/135510) lærer hvordan man måler og analyserer EVTI i marine CSEM undersøkelser. Analyse trinnene som her beskrives inkluderer: (1) måling av passende på linje og avlinje elektriske og magnetiske feltdata på havbunnen, hvor den eksakte kombinasjonen avhenger av typen kontrollert elektromagnetisk kilde (HED eller HMD) som brukes, og (2) matematisk inversjon av havbunnsdata for den elektriske resistivitetsstruktur av undergrunnen inkludert EVTI effekten, ved bruk av en nummerisk algoritme på en datamaskin.

For å utnytte disse prinsipper må CSEM kilden frembringe både vertikale og horisontale strømmer. To typer marine CSEM kilder gjør dette, den horisontale elektriske dipol (HED) og den horisontale magnetiske dipol (HMD). Foretrukne utførelser av oppfinnelsen gjør bruk av bestemte elektromagnetiske feltmåledata som kreves for hver av de to kildetyper, som lært av PCT patent publikasjon WO2006/135510. Figurene 1, 2 og 3A-B av foreliggende søknad er alle reprodusert fra denne tidligere søknad.

I noen tilfeller kan den resistive anisotropi i undergrunnsområdet dekket av undersøkelsen inkludert undergrunnsreservoaret være meget liten (dvs. EVTI nær lik en). Dette kan skje hvis reservoaret er en meget uniform sandsteinsavsetning og undergrunnsområdet utenfor reservoaret ikke inneholder et betydelig volum av anisotropiske skiferavsetninger. I disse få tilfeller vil CSEM responsene være omtrentlig isotropiske, hvilket lett kan bestemmes ved analyse av undersøkelsesdata som beskrevet i den tidligere teknikk. I slike tilfelle kan den matematiske inversjon av dataene utføres med bruk av færre målte datakomponenter som er følsomme for reservoarets resistivitet (for eksempel bare EX på linje) og ved å bruke en isotropisk inversjonsalgoritme for en mer effektiv og økonomisk avbilding av undergrunnsområdet.

Figur 1 illustrerer en mulig geometri for datainnsamling (undersøkelse) for det generelle tilfellet av anisotropisk jordresistivitet (dvs, EVTI > 1). Et fartøy 1 på eller under overflaten av sjøen tauer en HED kilde 2 og/eller en HMD kilde 3 nær havbunnen 4 langs kildelinjen 5, og sender en bestemt bølgeform av elektrisk strøm som det vanligvis gjøres (vanligvis med HED kilde) i CSEM undersøkelser. Alternativt kan HED og/eller HMD kilden posisjoneres på en stasjonær måte nær eller i kontakt med havbunnen mellom hvert par av de individuelle på linje elektromagnetiske mottakere 6 på havbunnen langs linje 5, mens sendingen av kildebølgeformen foregår. Valget av å bruke en kontinuerlig tauet og/eller stasjonær kilde avhenger av forskjellige operasjonsmessige undersøkelsesforhold, men primært på det elektromagnetiske støymiljøet. Både kildegenerert og naturlig støy øker ettersom dybden av vannet minsker, hvilket favoriserer bruk av stasjonære kilder i grunt vann (typisk 150 meter eller mindre) slik at meget lange tider for datasummering (stabling) kan brukes, uten lateral utsmøring av data, for å undertrykke tilfeldig støy. Sendingen av kildebølgeformen kan bestå av forskjellige bølgeformer av egnet varighet, slik som de beskrevet i PCT patent publikasjon WO2005/117326 og mer generelt i de tidligere henviste publikasjoner. Avlinjemottakerne 7 registrerer jordens elektromagnetiske respons pga. kilde eksitasjonen, samtidig med at responsen måles av på-linjemottakerne 6. Kildelinjen, på-linjemottakerne, og av-linjemottakerne plasseres på havbunnen over eller i nærheten av biologiske formasjoner 8 i undergrunnen innen jorden som har blitt identifisert som potensielle reservoarer for hydrokarboner og andre resurser. Havbunnsmottakerne posisjoneres med forskjellige avstander fra HED eller HMD kilden, ved bruk av enten jevn eller ujevn inter-mottaker avstand (eller begge), som bestemt fra modellering før undersøkelsen av de forventede havbunnsresponser eller ved operasjonsmessige begrensninger som vil være godt forstått av fagfolk på området. Typisk er i linje og kryss linje avstander mellom mottakerne fra 500 til 5000 meter.

Med elektromagnetiske data innsamlet som beskrevet ovenfor ved den første undersøkelsestid, tillater den tidligere henviste PCT patent publikasjon WO 2006/135510 jordens resistivitets verdier inkludert EVTI og bestemmes i området omfattet av hver på linje og av linje mottaker kombinasjon i undersøkelsen, ved bruk av en eller flere metoder for data analyse og tolkning. Mengden, dybden og lateral fordeling av enhver EVTI til stede bestemmes fra analyser av i linje og avlinje feltresponser ved de tilgjengelige undersøkelsesfrekvenser; den høyeste frekvensen bestemmer EVTI ved grunnest dybde (begynnende på havbunnen og som strekker seg nedover omtrent i en EM skinndybde), og den laveste frekvensen tilveiebringer de integrerte EVTI effekter fra de grunneste dybder til den største dybde av effektiv inntrengning (omtrent en halv av den diffusive EM bølgelengde, eller n ganger den elektromagnetiske skinndybde). Denne bestemmelse tillater EVTI effekter å fjernes fra, eller å tas hensyn for i, havbunns CSEM data slik at nøyaktig prediksjon av reservoar resistiviteten (dvs. resistivitet av en begravet målereservoar formasjon) kan utføres.

Når undersøkelsen avbildet i figur 1 innsamles en eller flere ganger senere med den hensikt å bestemme tidsavhengige endringer i undergrunnsresistiviteten, er undersøkelsesgeometrien fortrinnsvis vesentlig lignende den som brukes for undersøkelsen ved den første undersøkelsestiden slik at de målte data representerer de elektromagnetiske responser av jorden for de samme områder i undergrunnen. I praksis viser erfaring med marine CSEM undersøkelser at mottakerlokasjoner for undersøkelser ved et senere tidspunkt må være innen noen få titalls meter fra lokasjonene benyttet for undersøkelsen første gang, for at de målte data skal være høyt reproduserbare. Den eksakte avstand som tillates mellom de første og etterfølgende gjentatte mottaker lokasjoner avhenger av undergrunnens elektriske parametere og på kilde frekvensene som brukes til å probe jordstrukturen. Typisk er den tillatelige avstand mindre enn 100 meter for probefrekvenser av 0,25 Hertz for et reservoar 1500 meter under havbunnen med en horisontal bakgrunnsresistivitet for jorden av 1,0 Ohm-m og en EVTI = 2,0. De individuelle data prosesseringstrinn benyttet i foreliggende oppfinneriske fremgangsmåte på i linje og avlinje elektriske og magnetiske feltdata, både ved første undersøkelsestidspunkt og ved de en eller flere senere undersøkelsestidspunkter, er standard prosedyrer benyttet av utøvere av CSEM undersøkelser til havs og beskrevet i den kjente teknikk inkludert publikasjonene som her er vist til. Flere tilleggstrinn kan være tilrådelige for å preparere de målte data innsamlet ved de første og senere undersøkelsestidspunkter for matematisk invesjon, avhengig av kvaliteten, den romlige dekning, og andre aspekter ved dataene (trinn 62 i flytskjemaet i figur 6). Disse tilleggstrinn kan inkludere: støy under trykking ved bruk av muting eller filtrering i kildemottaker avstandsdomene, fase justeringer for å ta hensyn til bruttoskift pga. timing feil, amplitudejusteringer for å ta hensyn for inkonsistenser mellom komponenter og datasummeringer for å frembringe større effektive aperturer (se for eksempel US patent publikasjon 2003/0050759A1).

I den tidligere henviste 2005 SEG publikasjon, beskriver Srnka at resistiviteten av et reservoar under havet kan avbildes ved bruk av CSEM data inngitt til en tredimensjonal (3D) inversjonsalgoritme som opererer på en datamaskin, hvor begrensninger kan innføres på forhånd og absolutt verdiene til undergrunnsresistiviteten bestemmes. Thompson et al. ("Sensistivity to hydrocarbon targets using marine active source EM sounding: Diffusive EM imaging methods", EAGE Annual Meeting, Paris, June 2004) viser et eksempel på omtrentlig avbilding av marine CSEM data ved bruk av en to dimensjonal (2D) data algoritme som bare estimerer de relative resistivitetskontraster mellom elektriske strukturer i jorden, i stedet for å bestemme de absolutte resistivitetsverdier som gjøres ved bruk av ikke lineær inversjon. Carazzone et al.

("Three dimensional imaging of marine CSEM data", ExtendedAbstract, EM 3.3, SEG Annual Meeting, Houston, Texas, November 2005) viser flere eksempler på 3D marine CSEM ikke-lineære data inversjoner som omtrentlig passet overens med reservoar resistivitetsverdiene målt av induksjonsbrønnlogger i reservoarene. Imidlertid er det ingen av disse inversjonseksempler som diskuterer inkorporering av EVTI i resultatene, de diskuterer heller ikke avbildning av tidsavhengige endringer i reservoar resistivitet.

Inversjonsmetodene ifølge denne oppfinnelsen for data innsamlet ved hvert undersøkelsestidspunkt, inkluderer men er ikke begrenset til, de fire komplementære tilnærminger beskrevet i PCT patent publikasjon WO 2006/135510, som sammenfattes i de etterfølgende avsnitt. I trinn 63 i flytskjemaet i figur 6 er det valgt en inversj onsmetode.

(1) ( Trinn 64) Iterativ ID, 2D og/eller 3D fremad modellering på en digital datamaskin ved bruk av algoritmer for isotropiske jordberegninger, velkjent for fagfolk på området inkludert de som her er vist til, hvor de faktiske data (amplituder og/eller faser) sammenlignes med modellresponsene (amplituder og/eller faser), og modellen deretter justeres slik at de faktiske feltdata passer overens med de modellerte responser. I denne isotropiske tolkningsmetode, hvis HED data benyttes, blir på linjen responser modellert ved bruk av den vertikale elektriske resistivitet, og avlinje responser blir modellert ved bruk av den horisontale resistivitet, og det motsatte hvis HMD data skal benyttes. (Se tabell 1 nedenfor.) Gjentatte justeringer på den vertikale resistivitetsmodell utføres ved å sammenligne med målte data for en EM felt komponent som er følsom fortrinnsvis bare men i det minste hovedsakelig for vertikal resistivitet, og tilsvarende for den horisontale resistivitetsmodellen. Når det brukes avlinje data, er dataene fortrinnsvis fra mottakere nøyaktig med bredsiden til kilden (dvs. ved x=0 i figur 1). Forholdet mellom på linje og avlinje modellresultater (resistivitet mot dybde z og lokasjon x, y) gir deretter en omtrentlig verdi av jordresistivitet inkludert EVTI som er funksjon av dybde og posisjon. (2) ( Trinn 65) Iterativ ID, 2D og/eller 3D fremadmodellering på en digital datamaskin som benytter algoritmer for anisotropiske jordberegninger som inkluderer EVTI, velkjent for fagfolk på området inkludert den tidligere refererte avhandling av Yin og Maurer, hvor de faktiske data (amplituder og/eller faser) sammenlignes med modellresponsene (amplituder og/eller faser), og modellen deretter justeres slik at de faktiske feltdata passer overens med de modellerte responser. I denne anisotropiske tolkningsmetode, blir på linje og avlinje responser samtidig modellert ved bruk av estimater for både vertikal og horisontal resistivitet. Den endelige modell løsning inneholder da jordresistivitetene og EVTI verdiene (mengden) som en funksjon av både dybde og lateral posisjon. (3) ( Trinn 66) Automatisert ID, 2D og/eller 3D matematisk inversjon (avbilding) på en digital datamaskin ved bruk av isotropiske resistivitets algoritmer velkjent for fagfolk på området (se for eksempel, Newman et al., Three Dimensional Electromagnetics (Oristaglio and Spies, eds.) Soc. Expl. Geophysicists, tulsa, 299-321

(1999)). I en utførelse av denne isotropiske inverteringsmetode blir Ex på linje og Ez på linje for en HED kilde (eller Hxpå linje og Hy avlinje for en HMD kilde), og avlinje Hz for en HED linje (eller Hz på linje for en HMD kilde), inngitt separat i inverteringsprogrammet som deretter bruker numeriske optimaliseringsalgoritmer for separat å løse for mengden, dybden, og lateral fordeling av horisontale og vertikale resistiviteter hvis elektromagnetiske responser best passer de observerte havbunnsdata. EVTI blir deretter funnet ved etterfølgende dannelse av forholdet mellom den inverterte vertikale og den horisontale resistivitet i hver dybde og lokasjon. Som med isotropisk fremadmodellering, er en nøkkel at en inverteringsløsning bruker elektromagnetiske feltdata som er mer følsom for vertikal resistivitet, mens den annen inverteringsløsning bruker data som er mer følsom for horisontal resistivitet.

(4) ( Trinn 67) Programmer for automatisert matematisk invertering (avbildning) på en digital datamaskin som bruker anisotropiske ID resisitivitets algoritmer (se, for eksempel den tidligere refererte avhandling av Tompkins et al.), og anisotropiske utvidelser av 2D og 3D frekvens domenene og tidsdomene endelig avvik (finit difference) algoritmer tidligere utviklet av utøvere på området (se for eksempel Weiss et al., Geophysics 67, 1104-1114 (2002); og Weiss et al., Geophysics 68, 922-930

(2003)). I denne anisotropiske inverteringsmetode blir på linje og avlinje responser inngitt sammen i inverteringsprogrammet som deretter bruker nummeriske optimaliseringsalgoritmer til å løse for mengden, dybden og lateral fordeling av horisontale og vertikale resistiviteter hvis elektromagnetiske responser best passer de observerte havbunnsdata.

De isotropiske fremgangsmåtene krever to separate kjøringer på datamaskin av enten programmet for iterativ fremad modellering eller inverteringsprogrammet. En kjøring involverer data for minst en elektromagnetisk feltkomponent som fortrinnsvis bare men som i det minste hovedsakelig er følsom for horisontal resistivitet, og utgangen er et datavolum over horisontal resistivitet. Den annen kjøring involverer data for minst en EM felt komponent som fortrinnsvis bare men i det minste hovedsakelig er følsom for vertikal resistivitet, og utgangen er et datavolum over vertikal resistivitet. De anisotropiske fremgangsmåtene inngir alle data i en enkelt kjøring. Dataene kan være for feltkomponenter som er følsomme for både vertikal og horisontal resistivitet; imidlertid frembringer metoden mer matematisk robuste resultater hvis dataene inkluderer en komponent som bare er følsom for vertikal resistivitet og en annen bare er følsom for horisontal resistivitet. Derfor vil et foretrukket elektromagnetisk datasett for en fremgangsmåte være et foretrukket sett for alle fremgangsmåter (for en gitt kildetype). Tabell 1 lister følsomhet for vertikal resistivitet pvog for horisontal resistivitet ph , eller begge, for både HED og HMD type kilder, og for på linje og avlinje mottaker lokasjon. (Foretrukne avlinjedata er fra lokasjoner med bredsiden til kilden.) Postene i tabell 1 av mest interesse for foreliggende oppfinnelse er de for hvilken dataene avhenger i det minste hovedsakelig på enten pv eller pH. Det kan sees fra tabell 1 og den foregående beskrivelse av metoden at alle de foretrukne utførelser av oppfinnelsen krever på linje måling av minst en EM feltkomponent og avlinje måling av minst en EM feltkomponent. Ytterligere data gir de forventede fordeler med dataredundans. I tabell 1 vil følsomhet "bare" til pv eller pHforutsette en jordmodell med flate lag, og den må innses at i virkelige situasjoner vil slik sensitivitet ikke være riktig så ren. Det må innses at tabell 1 angår omgivelser til havs. Tabell 1 ville endres betraktelig for anvendelser på land.

Den vante utøver vil lett innse at alle fremgangsmåtene ovenfor, om de er isotropiske eller anisotropiske, fremadmodellering eller inversjon, involverer å løse Maxwell's elektromagnetiske feltligninger ved data assisterte nummeriske metoder. Når alle kilde innsamlingsparametere er kjent, sammen med bakgrunnsresistiviteter (saltvann osv.), og målte data for minst to EM feltkomponenter, er den eneste ukjente målresistiviteten og den kan løses for.

Fremgangsmåtene med gjentatt fremadmodellering vil typisk være dataimplementert, men krever typisk manuell styring. Datatolkeren legger typisk inn kjente eller estimerte resistivitetsparametere i en startdybdemodell. En slik modell kan inkludere blant andre parametere sjøvannsdybden, vannresistivitet og dens vertikale gradient, resistiviteten av luften, og en første gjetting av resistiviteten til jorden basert på tidligere kjennskap (for eksempel brønnlogger fra et lignende område), assosierte data (for eksempel seismiske hastigheter, konvertert til resistivitet gjennom et statistisk forhold), og generell erfaring i teknologien. Ofte velges en jevn verdi for bakgrunnsresistivitet. Primæreffekten av den innledende resistivitetsmodell er å skape hurtigere eller forsinket konvergens. Modellen kjøres deretter på en datamaskin ved bruk av en algoritme som løser Maxwell's ligninger for de valgte inngangsparametere, og som et resultat oppnås syntetiske data for undersøkelseskonfigurasjonen korresponderende til de reelle data. Tolkeren sammenligner deretter de syntetiske og reelle data i flere lokasjoner, og basert på tilgjengelig kjennskap til den forventede respons, og modifiserer resistiviteten i modellen for å bringe de syntetiske data nærmere de reelle data. Prosessen blir typisk gjentatt et antall ganger inntil kriterier satt av tolkeren blir møtt, dvs. at den endelige resistivitetsdybde modellens syntetiske data passer overens med reelle data innen en akseptert grense. Hvis prosessen ikke konvergerer betyr dette typisk at geologien er kompleks og krever at flere frekvenser, kilder til mottaker avstander, og E eller H komponenter må elimineres, eller at de målte data er skadet på en måte.

I inversjonsfremgangsmåtene bygger datatolkeren en startresistivitetsdybdemodell ved bruk av kjente verdier (havvann, luft osv.) og en innledende gjerting av jordens resistivitet som ofte tas som jevn og representativ for området som bestemt ved erfaring, nærliggende verdier, som beskrevet ovenfor for fremgangsmåtene for fremadmodellering. De reelle data blir deretter innlagt i en dataalgoritme sammen med den innledende resistivitetsmodell, og algoritmen genererer syntetiske data ved å løse Maxwell's ligninger, som typisk gjøres ved nummeriske gjentatte opplegg som er velkjent på område. I foretrukne utførelser av oppfinnelsen benytter algoritmen matematiske teknikker, slik som utledede gradienter i forskjellene mellom reelle og syntetiske data, til å finne endringer i modellen som vil resultere i minimalisering av mistilpasningen mellom reelle og syntetiske data i den neste gjentakelsen av prosessen. Data algoritmen er i stand til å håndtere mye mer kompleksitet i dataene og modellen enn menneskelig tolker, og tillates å fortsette å operere sine interne iterative prosesser inntil mistilpasningen mellom reelle og syntetiske data når en forhåndssatt liten verdi. Ved dette punktet blir det matematiske svaret sagt å ha konvergert til en optimal løsning, som korresponderer til en endelig resistivitet dybdemodell som best representerer den reelle j ordresistivitetsstruktur inkludert alle hydrokarboner som er tilstede.

En bruker av foreliggende oppfinnelse kan for eksempel velge (trinn 63 i figur 6) en utførelse hvor det både benyttes iterativ modellering og inversjon i frekvens domene som her beskrevet, men begrenset til anisotropiske datamaskinprogram og algoritmer, for å tilveiebringe kryss sjekking av EVTI resultater (trinn 68) og også forbedre og inkorporere tolkerens geologiske kjennskap. De valgte data kan for eksempel ha blitt innsamlet ved bruk av en HED kontrollert kilde som enten taues nær havbunnen

(fortrinnsvis mellom 25 og 50 meter) eller plasseres i stasjonære posisjoner på havbunnen mellom etterfølgende par av havbunnsmottakere langs kildelinjen. I et slikt tilfelle er det bare behov for på-linje Ex of Ez elektriske feltresponser, målt samtidig med bare avlinje hos Z responsene, ved forskjellige på-linje og av-linje avstander, typisk null (0) til 12000 meter på-linje og en (1) til 8000 av-linje for en HED styrke (dipol moment) av 300 000 ampermeter. Utøvere på området vil forstå at valget av på-linje og kryss-linje (av-linje) avstander, dvs. kilde til mottaker avstander, for disse responsmålinger avhenger av kildestyrken av frekvenser benyttet i undersøkelsen, hvilket i sin tur avhenger på de forventede horisontale og vertikale resistiviteter av jorden og dybden til målet eller målene av interesse.

Et alternativ til opsjonene i tabell 1 for en feltkomponentmåling som er følsom bare for horisontal resistivitet eksisterer i form av passiv kilde elektromagnetiske målinger. Måling av elektromagnetisk respons i fravær av en menneskelig operert kilde er en kjent teknikk kalt magnetotellurisk ("MT") undersøkelse. Den publiserte litteratur beskriver hvordan jordens resistivitet måles under havbunnen ved bruk av den passive kilde marine magnetotelluriske ("MMT") metode (Constable et al., Geoyphysics 63, 816-825

(1998); Hoversten et al., Geophysics 65, 1476-1488 (2000)). Den magnetotelluriske energikilden er naturlige fluktasjoner i jordens omgivende magnetfelt, primært pga. ionosfæriske fluktasjoner og lyd. MMT målinger er typisk begrenset til horisontale elektriske og magnetiske felt (Ex, Ey, Hx, Hy), selv om vertikale elektriske felt (Ez) data noen ganger er nyttig for å estimere laterale variasjoner i geologiske strukturer (Zhdanov og Wan, "Three-dimensional marine magnetotellurics for petroleum exploration", SEG 2003 Annual Meeting Expanded Abstracts, 537-540 (2003)). Analyser av disse data gir informasjon som nesten helt er begrenset til den horisontale resistivitet.

Inversjonsberegningen utføres for en innledende undersøkelse og (trinn 61 i figur 6), og for minst en undersøkelse utført senere i tid (trinn 72).

Matematisk inversjon av marine CSEM data tilveiebringer et middel for å kartlegge resistiviteten i dypet fra relativt lavkostnad målinger tilveiebrakt på avstand på eller nær havbunnen. Et slikt resistivitetskart kan deretter brukes til å estimere hydrokarbonmetningen gjennom hele reservoarbergarten, ved bruk av empiriske forhold som kopler resistivitet til metning slik som Archie's lov (Archie, Trans. American Inst. Mech. Eng. 146, 54-62 (1942)). Estimater av egenskapene til bergarter og saltvann fra seismiske og brønndata og andre midler slik som bergartsfysiske modeller kan brukes til å kalibrere eller forbedre inversjonene.

Det er velkjent av utøvere på området at elektrisk resistivitet er et følsomt mål for fluidinnhold i porøse bergarter slik som hydrokarbonreservoarer i undergrunnen (Keller og Frischnecht, ElectricalMethods in Geophysical Prospecting, 20-33, Pergamon

(1966). Brutto isotrop elektrisk resistivitet i en vannfuktet bergart blir vanligvis beskrevet ved det empiriske matematiske forhold kjent som Archie's law: hvor pr er brutto bergartsresistivitet, pwer resistiviteten av saltvannet i bergarten, Shcer hydrokarbonrnetningen, O er porøsiteten, og m er en empirisk eksponent som vanligvis har en verdi nær m= 2 og representerer bergartens matriks. Ligning (1) modellerer den hurtige minskning i brutto reservoar resistivitet ettersom hydrokarbonrnetningen minsker, for en gitt bergartsporøsitet og saltvannsresistivitet. Etter som et hydrokarbonreservoar blir produsert, er reservoarporøsiteten vesentlig konstant med mindre reservoarbergarten blir endret uforvarende under produksjon, for eksempel ved diagenetiske prosesser slik som leirevekst. Reservoaret kan også endres med hensikt ved kjemiske eller trykkfrakrurerende prosesser benyttet til å stimulere produksjon. Informasjon om brutto bergartstetthet kan oppnås fra seismiske refleksjonsdata for deretter å estimere slike endringer i porøsitet. Resistiviteten av saltvannet i reservoaret som fukter poreoverflatene er også omtrent konstant under hydrokarbonproduksjon fra de fleste reservoarer, med mindre vann eller et vannløselig fluid kunstig injiseres inn i reservoaret for å stimulere produksjon. Hvis derfor pore rommene inneholder primært hydrokarbonfluider og saltvann, kan lokale endringer i brutto resistivitet være et direkte mål på lokale endinger i hydrokarbonrnetningen Shc- Hvis p^er den lokale brutto resistivitet og Shcoer den lokale hydrokarbonmetning ved en innledende tid to, og pri er den lokale brutto resistivitet og Sheier den lokale hydrokarbonrnetningen ved en senere tid ti, vil innsetting av disse verdier i ligning (1) gi: Ligning (2) gir et enkelt middel til å estimere endringen i Shcnår de innledende egenskaper av reservoaret er bestemt. Hvis et annet elektrisk resistivt fluid introduseres inn i reservoaret, slik som karbondioksid (C02) for stimulering av produksjon eller for karbonavsondring, vil det direkte forhold mellom Shcog Dr brytes ned og en mer komplisert metode må brukes til å estimere Shc(Hoversten et al., "Pressure and fluid saturation prediction in a multi-component reservoir using combines seismic and electromagnetic imaging", Geophysics 68, 1580-1591 (2003)).

Eksempler

I stedet for faktiske CSEM data av den type og kombinasjon som kreves i denne oppfinnelse, benyttes her nummeriske beregninger som utnytter ID metoder som er velkjent for fagfolk på området til å demonstrere havbunnens elektromagnetiske responser utnyttet av oppfinnelsen. Figur 2 viser undersøkelsesgeometrien og ID resistivitetsmodellen benyttet for denne modellberegning for denne CSEM respons data. Utlegget av utstyr er det samme som i figur 1 (og de samme henvisningstall gjelder), unntatt at bare en HED kilde blir benyttet. Modellen for dette eksempel bruker en sjøvannsdybde av 3000 meter og et 50 meter tykt simulert hydrokarbon reservoar 8 hvis topp er begravet 1000 meter under havbunnen. Figurene 3 A og 3B viser de beregnede endringer i HED kildenormaliserte (dvs. responser for en enhetsdipol av lengde en meter og strøm av en Amper) på linje Ex havbunns feltamplituder i volt/meter (figur 3 A) og de absolutte faser (figur 3B) forårsaket av EVTI av varierende størrelser (1:1 til 5:1 EVTI forhold pv. ph, hvor pver den vertikale resistivitet og p^ er den horisontale resistivitet), korresponderende til undersøkelsesgeometrien og jordparameterne i figur 2 for en sinusformet kilde frekvens av 0,25 Hertz. Anisotropien finnes typisk i jorden over og under hydrokarbon laget, og kan være tilstede innen hydrokarbonlaget hvis for eksempel reservoaret er stratifisert. Men med mindre hydrokarbonlaget er tykt nok til å løses opp av de elektromagnetiske data, er ikke dets EVTI effekt stor nok til å være synlig i disse modelldata, og slik forutsettes reservoaret å ha isotropisk resistivitet for disse simuleringers skyld. HED er innrettet i x-retningen (noen ganger kalt en XED kilde). (Det er typisk i marin CSEM praksis å innrette en HED kilde, som grunnleggende er en lang kabel, med retningen hvor den taues, idet dette er orienteringen den vil naturlig tendere å anta når den taues av en kabel koplet til en ende.

Den horisontale resistivitet ph settes til 1,0 Ohm-m for denne beregningen. Den horisontale akse er avstand x langs kildelinjen, målt i form av avstanden av den bevegelige kilden fra en bestemt på-linje mottaker, dvs. en av mottakerne 6 lokalisert langs kildetaulinjen 5 (se figur 1). Utøvere på området vil forstå at andre verdier av inngangsparameterne kan brukes like godt i denne illustrasjonen. Reservoarlaget 8 antas å ha resistivitet av 100 Ohm-m (elektrisk isotrop, EVTI = 1). Seks kurver fremviser responser av havbunnsmottakere for forskjellige tilfeller av enten at reservoaret 8 er tilstede eller ikke tilstede, og for varierende verdier av overdekning og underdekning EVTI. I figurene 3A-B, betegner det andre tallet i referanse tallet EVTI verdien og om reservoarlaget er tilstede ("WR") i modellen eller ikke tilstede ("NR") ifølge følgende nøkkel: 1 betegner EVTI = pjph=\, WR; 2 betegner EVTI = 2, WR; 3 betegner EVTI=5, WR; 4 betegner EVTI = 1, NR; 5 betegner EVTI =2, NR; og 6 betegner EVTI = 5, NR. Det kan sees at ettersom EVTI effekten øker vil tilstedeværelsen eller fraværet av mållaget gjøre progressivt mindre forskjell, hvilket illustrerer behovet for foreliggende oppfinnelse for å bestemme endringer i egenskapene til reservoarene. Figurene 4 og 5 er horisontale skiver fra et 3D dybdekart slik som kan produseres (ved å invertere data assosiert med forskjellige frekvenser) som indikert i trinn 69 i figur 6. Figur 4 viser en simulert 3D anisotrop inversjon på linje og avlinje data innsamlet ved en innledende tid ved bruk av undersøkelsesgeometrien i figur 2 over et hydrokarbonreservoar i undergrunnen. Verken figur 4 eller 5 ble frembrakt ved faktisk datainversjon; de er bare illustrasjoner beregnet til å indikere typene resistivitetskart

[69] og tidsavhengige sammenligninger [73] som kan gjøres ved bruk av den foreliggende oppfinneriske fremgangsmåte. Til forskjell fra det enkle jevne lag modell tilfelle vist i figurene 1 og 2, vil her hydrokarbonrnetningen og tykkelsene av produksjonssonene innen reservoarlaget variere pga. dets geologiske struktur og interne egenskaper, slik at reservoarresistiviteten varierer lateralt. Lokasjoner av simulerte brønner 9 for produksjon av hydrokarboner er vist. Konturene avbilder verdiene av den inverterte vertikale resistivitet midlet over 50 meter brutto tykkelse av reservoaret

(nummeriske verdier i enheter av Ohm-meter indikeres av grå skala referanse stolpe)

målt uavhengig fra seismisk og brønndata. Den midlere vertikale resistivitet er typisk den mest robuste parameter i slike inversjoner. Som en god første tilnærming er de innsamlede på linje og avlinje data følsomme for det vertikale tykkelse-resistivitets produkt ved reservoardybden. I denne simulering er en sone med høy fluidabillitet indikert av den prikkede linjen 41. Andre henvisningstall har samme betydning som i figur 1.

Figur 5 viser en simulert 3D anisotropisk inversjon av på-linje og av-linjedata innsamlet en tid senere enn det vist for resultatene i figur 4, igjen ved bruk av undersøkelsesgeometrien i figur 2.1 dette simulerte resultat er kilde og mottakerlokasjonene for den senere tidsundersøkelse vist ved nøyaktig de samme posisjoner som for den innledende tidsundersøkelse. I praksis kan små feil introduseres i inversjonen av undergrunnsresistivitet for den senere undersøkelsen(e) hvis kilde og mottakerlokasj onene er for langt fra de benyttet i den innledende tidsundersøkelse, for eksempel større enn 100 meter.

Konturene i figur 5 avbilder verdiene av den inverterte vertikale resistivitet midlet over 50 meter tykkelse av reservoaret, korresponderende til de målte havbunns CSEM data målt ved det senere tidspunkt. I det simulerte resultat er den midlere vertikale resistivitet innen modell reservoaret vesentlig redusert nær sonen med høy fluidpermeabilitet (dvs. de mørkere områder har trukket seg sammen i størrelse), som ville forventes i et faktisk reservoar ettersom den mildere lokale resistivitet reduseres ved forflytning av elektrisk resistive hydrokarboner. Avhengig av de faktiske verdier av bergartsporøsitet, permeabilitet, og innledende fluidmetning av et faktisk reservoar og produksjonsratene for hydrokarboner fra de to brønner, kan tiden mellom det første resistivitetsbilde (figur 4) og det andre resistivitetsbilde i figur 5 typisk være 3 til 10 år.

Det vil være klart fra beskrivelsen av denne oppfinnelse at gjentatte undersøkelser kan innsamles på forskjellige tider etterfølgende den innledende tids undersøkelse, avhengig av de forventede produksjonsrater, og resistivitetsinversjonen utført passende for en eller flere senere tider og deretter sammenlignet med inversjoner for den innledende tid eller med resistivitetsinversjoner for en eller flere senere tider av nevnte undersøkelser.

En utførelse av foreliggende oppfinnelse bruker videre de inverterte resistivitetsverdier ved den innledende tid 1 og ved den minst ene senere tid 2 til å estimere (trinn 70 i figur 6) de midlere hydrokarbonmetninger Shciog Shc2ved disse to tider, og deretter å kartlegge (trinn 71) og analysere (trinn 73) den tidsavhengige endring i metning AS/,C=

(Shci-Shc2) innen reservoarområdet. Konverteringen fra resistivitet til fluidmetning er velkjent for utøvere av faget, og kan utføres på et antall måter beskrevet i den kjente teknikk inkludert bruk av empiriske forhold slik som Archie's lov kalibrert ved målinger av reservoarporøsitet og vannmetning målt av brønnlogger.

Enten frekvens-domene eller tidsdomene teknikker kan brukes for datainnsamling, prosessering, analyse og tolkning ved praktisering av foreliggende oppfinneriske fremgangsmåte. Valget mellom tidsdomene og frekvensdomeneteknikker blir stort sett bestemt ved operasjonsmessige betraktninger (slik som vanndybde) som er godt forstått av utøvere av faget. Kildene, havbunnsinstrumentene, og elektriske og magnetiske feltsensorer som kreves for de målte havbunnsdata benyttet i denne oppfinnelse er også velkjent for utøvere av offshore CSEM undersøkelser. Instrumentene og sensorene ble originalt utviklet for offshore magnetotelluriske undersøkelser (Chave et al., "Electrical Exploration Methods for the Seafloor", Electromagnetic Methods in Applied Geophysics, 2, 931-966, Society of. Exploration Geophysicists, Tulsa (1991)).

Den foregående søknad er rettet mot bestemte utførelser av foreliggende oppfinnelse for den hensikt å illustrere den. Det vil imidlertid være åpenbart for fagfolk at mange modifikasjoner og variasjoner på utførelsene som her beskrives er mulig. Alle slike modifikasjoner og variasjoner er ment å være innen omfanget av foreliggende oppfinnelse, som definert i de vedføyde krav.

Claims (15)

1. Fremgangsmåte for å bestemme tidsavhengige endringer i hydrokarboninnholdet i et undergrunnsreservoar fra kontrollert kilde elektromagnetiske undersøkelsesdata tilveiebrakt fra undergrunnsområdet som inneholder reservoaret,karakterisert vedat nevnte fremgangsmåte omfatter: (a) tilveiebringelse av elektromagnetiske feltdata registrert ved en rekke på-linje og av-linje (i forhold til en undersøkelseskildelinje) mottakerlokasjoner fra en innledende undersøkelse av undergrunnsområdet, og korresponderende undersøkelsesresultater fra minst en senere undersøkelse av det samme området utført under vesentlig de samme betingelser, i det nevnte data omfatter en feltkomponent som i det minste hovedsakelig er følsom for vertikal resistivitet og en feltkomponent som i det minste hovedsakelig er følsom for horisontal resistivitet, (b) for hver undersøkelse å løse Maxwell's elektromagnetiske feltligninger for horisontal resistivitet og vertikal resistivitet i en rekke av (x, y, z) posisjoner i undergrunnsreservoaret, ved bruk av innsamlingsparametere for undersøkelsen og de målte elektromagnetiske feltdata; og (c) sammenligning av beregnede resistivitetsresultater mellom undersøkelsene, hvor (d) undersøkelsesdataene kommer fra undersøkelser som benytter en horisontal elektrisk dipol elektromagnetisk kilde eller en horisontal magnetisk dipol elektromagnetisk kilde, i) for den horisontale elektriske dipol elektromagnetiske kilden vil feltkomponenten som i det minste hovedsakelig er følsom for vertikal resistivitet være på-linje vertikal elektrisk feltkomponent Ez og feltkomponenten som i det minste hovedsakelig er følsom for horisontal resistivitet være av-linje vertikal magnetisk feltkomponent Hz, eller ii) for den horisontale magnetiske dipol elektromagnetiske kilden vil feltkomponenten som i det minste hovedsakelig er følsom for vertikal resistivitet være av-linje vertikal elektrisk feltkomponent Ez og feltkomponenten som i det minste hovedsakelig er følsom for horisontal resistivitet være på-linje vertikal magnetisk feltkomponent Hz, (e) hvor de elektromagnetiske feltligninger løses ved bruk av de målte elektromagnetiske feltdata som kjente kvantiteter og invertering av feltligningene ved en iterativ numerisk metode for å konvergere på en resistivitetsmodell av undergrunnsområdet.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende, etter beregning av horisontale og vertikale resistiviteter: beregning av fluidmetningsverdier fra de beregnede horisontale og vertikale resistiviteter.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor mottakerlokasjoner fra en undersøkelse til en annen varierer med ikke mer enn 100 meter.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor de elektromagnetiske feltligninger løses for elektromagnetiske feltkomponentverdier ved bruk av en antatt resistivitetsmodell av undergrunnsområde og rommet over det, sammenligning av de beregnede verdier av feltkomponenter med målte verdier, justering av modellens resistivitetsverdier for å kompensere for enhver forskjell, og gjentakelse av prosessen inntil overensstemmelse oppnås innen et forhåndsbestemt kriterium.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, hvor modellen er isotrop (resistivitet uavhengig av strømmens strømningsretning), og modellen kjøres to ganger under hver gjentakelse, en gang med bare antatt horisontal resistivitet (vertikal resistivitet = 0), og en gang med antatt bare vertikal resistivitet (horisontal resistivitet = 0).

6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor den elektromagnetiske kilde er en horisontal elektrisk dipol, og modellen antar bare vertikal resistivitet kjøres ved bruk av på-linje Ez data og modellen som antar bare horisontal resistivitet kjøres ved bruk av av-linje Hz data.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor den elektromagnetiske kilde er en horisontal magnetisk dipol, og modellen som antar bare vertikal resistivitet kjøres ved bruk av av-linje Ez data og modellen som antar bare horisontal resistivitet kjøres ved bruk av på-linje Hz data.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 4, hvor modellen er anisotrop (resistiviteten avhenger av strømmens strømningsretning) og modellen kjøres en gang under hver gjentakelse.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor resistivitetsmodellen antas å være isotrop eller resistivitetsmodellen antas å være anisotrop.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den elektromagnetiske kilde er en horisontal elektrisk dipol og de elektromagnetiske feltdata omfatter på-linje Ez og av-linje Hz data.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den elektromagnetiske kilde er en horisontal magnetisk dipol og de elektromagnetiske data omfatter på-linje Hz data og av-linje Ez data.

12. Fremgangsmåte for å produsere hydrokarboner fra et reservoar i et undergrunnsområde, omfattende trinnene (a), (b) og (c) i fremgangsmåten ifølge foregående krav 1, og produksjon av hydrokarboner fra reservoaret ved bruk av resistivitetsforskjeller mellom undersøkelser for å utføre reservoarstyring og utviklingsavgj ørelser.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor fremgangsmåten er dataimplementert, og videre omfatter å beregne resistivitetsforskjeller eller forhold mellom resistivitetsresultater for to undersøkelser, posisjon for posisjon, og avgi forskjellene eller forholdene eller lagre dem i dataminne.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor fremgangsmåten er dataimplementert, og sammenligningstidene omfatter å avgi eller fremvise et to eller tredimensjonalt kart av resistivitetsverdier for hver undersøkelse, og deretter bestemme enhver økning eller minskning fra den innledende undersøkelse til en senere undersøkelse i størrelse av en del av reservoaret definert ved å ha en resistivitetsverdi større enn eller mindre enn en forhåndsvalgt verdi, eller fallende innen et forhåndsvalgt område av resistivitetsverdier.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 2, videre omfattende å bestemme bevegelse av hydrokarbonfluider som opptrer i undergrunnsområde mellom tiden av den innledende undersøkelse og tiden for minst en senere undersøkelse, idet nevnte bestemmelse er basert på de beregnede flytmetningsverdier fra de forskjellige undersøkelsene.