NO343455B1 - Integret fremgangsmåte for jordformasjonsevaluering ved bruk av data fra elektromagnetisk landmåling med styrt kilde og seismikkdata - Google Patents

Abstract

En fremgangsmåte for bestemmelse av den rommelige fordelingen for egenskaper i jordens underoverflate inkluderer oppnåelse av seismikkdata over et undersøkelsesområde i jordens underoverflate. Elektromagnetisk styrtkildeundersøkelsesdata blir oppnådd over i det vesentlige det samme undersøkelsesområdet. En initiell modell av jordens underoverflate for hver av seismikkdataene og de elektromagnetiske dataene blir generert. Ytterligere data kan inkludere gravitasjon, magnetikk, seismikk av en hvilken som helst type og borehullsdata. Hver modell blir optimalisert med hensyn til minst en modellparameter. Konsistens blir bestemt mellom modellene; og den minst ene modellparameteren blir justert og optimaliseringen og bestemmelseskonsistensen blir repetert inntil modellene er konsistente. Tvang/begrensninger blir suksessivt avledet fra datasettene og også krysskontrollert mot reservoardata der disse er tilgjengelig.

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt område for elektromagnetiske undersøkelser eller landmåling med styrt kilde. Mer spesifikt vedrører oppfinnelsen fremgangsmåte for tolking av transiente elektromagnetiske undersøkelser sammen med andre petrofysiske data slik at underoverflateegenskaper kan bli enklere identifisert.

Elektromagnetiske geofysiske undersøkelser inkluderer elektromagnetiske undersøkelser med ”styrt kilde”. Undersøkelser med elektromagnetisk styrt kilde inkluderer tildeling av en elektrisk strøm eller et magnetisk felt til jordens underoverflate, og måling av spenninger og/eller magnetfelter indusert i elektroder, antenner og/eller magnetometere anbragt på eller nær jordens overflate eller sjøbunnen. Spenningene og/eller magnetfeltene blir indusert som respons på den elektriske strømmen og/eller det magnetiske feltet tildelt jordens underoverflate ved hjelp av kilden.

Elektromagnetisk undersøkelse med styrt kilde som er kjent innen området inkluderer typisk tildeling av elektrisk vekselstrøm til sjøbunnen. Vekselstrømmen har én eller flere valgte frekvenser. Slike undersøkelser er kjent som frekvensdomenestyrt elektromagnetisk-kildeundersøkelse (frequency domain controlled source electromagnetic surveying; f-CSEM). f-CSEM-undersøkelsesteknikker er for eksempel beskrevet i Sinha, M.C. Patel, P.D., Unsworth, M.J., Owen, T.R.E., og MacCormack, M.G.R., 1990, An active source electromagnetic sounding system for marine use, Marine Geophysical Research, 12, 29-68. Andre publikasjoner som beskriver fysikken til, og fortolkningen av, den elektromagnetiske underoverflateundersøkelsen inkluderer: Edwards, R.N., Law, L.K., Wolfgram, P.A., Nobes, D.C., Bone, M.N., Trigg, D.F., og DeLaurier, J.M., 1985, First results of the MOSES experiment: Sea sediment conductivity and thickness determination, Bute Inlet, British Columbia, by magnetometric offshore electrical sounding: Geophysics 50, nr.1, 153-160; Edwards, R.N., 1997, On the resource evaluation of marine gas hydrate deposits using the seafloor transient electric dipole-dipole method: Geophysics, 62, nr.1, 63-74; Chave, A.D., Constable, S.C. og Edwards, R.N., 1991, Electrical exploration methods for the seafloor: Investigation in geophysics nr.3, Electromagnetic methods in applied geophysics, vol. 2, application, part B, 931-966; og Cheesman, S.J., Edwards, R.N., og Chave, A.D., 1987, On the theory of sea-floor conductivity mapping using transient electromagnetic systems: Geophysics, 52, No.2, 204-217.

Det følgende er beskrevet i flere patentpublikasjoner som beskriver ulike aspekter ved elektromagnetisk underoverflatejord-undersøkelser. US-patent nr.5,770,945 utstedt på Constable beskriver en (naturlig kilde) magnetotellurgisk (MT) system for sjøbunnspetroleumsleting. Det beskrevne systemet inkluderer et første vanntett trykkhus som inneholder en prosessor, vekselstrømskoblede magnetfeltetterforsterkere og elektriske feltforsterkere, et andre vanntett trykkhus som inneholder et akustisk navigasjon/utløsningssystem, fire sølv-sølvkloridelektroder montert på bommer og minst to magnetiske induksjonsspolesensorer. Disse elementene er montert sammen på en plast- og aluminiumsramme sammen med flotasjonsinnretninger og et anker for utplassering på sjøbunnen. Det akustiske navigasjons/utløsningssystemet tjener til å lokalisere målesystemet ved å respondere på akustiske ”ping” generert av en enhet om bord i skip, og mottar en utløsningskommando som initierer frakobling fra ankeret slik at oppdriftspakken flyter til overflaten for gjenvinning. Elektrodene benyttet for å detektere det elektriske feltet er konfigurert som jordede dipol-antenner. Bommer ved hjelp av hvilke elektrodene er montert til en ramme er posisjonert i en X-formet konfigurasjon for å skape to ortogonale dipoler. De to ortogonale dipolene blir benyttet for å måle det fullstendige elektriske vektorfeltet. Magnetfeltsensorene er multiviklings, Mu-metallkjernetrådspoler som detekterer magnetfelter innenfor det frekvensområdet som typisk benyttes for landbaserte MT-undersøkelser. Magnetfeltspolene er innkapslet i vanntette trykkhus og er koblet til loggerpakken ved hjelp av vanntette trykkabler. Loggerenheten inkluderer forsterkere for forsterkning av signalet mottatt fra de ulike sensorer, hvilke signaler så blir tilveiebragt til prosessoren som styrer timing, logging, lagring og strømbrytingsoperasjoner. Midlertidig lagring og masselagring er tilveiebragt inni og/eller periferisk i forhold til prosessoren.

US-patent nr.6,603,313 B1 utstedt på Srnka beskriver en fremgangsmåte for overflateestimering av reservoaregenskaper hos geologiske underoverflateformasjoner i hvilke lokalisering av og gjennomsnittlige jordresistiviteter over, under og horisontalt tilstøtende de valgte underoverflateformasjoner først blir bestemt ved bruk av geologiske og geofysiske data i nærheten av den geologiske underoverflateformasjonen. Så blir dimensjonene og probefrekvensen for en elektromagnetisk kilde bestemt for i det vesentlige å maksimalisere overførte vertikale og horisontale elektriske strømmer i den geologiske underoverflateformasjonen, ved bruk av plasseringen og de gjennomsnittlige jordresistiviteter. Så blir den elektromagnetiske kilden aktivert i eller nær overflaten, tilnærmelsesvis over den valgte geologiske underoverflateformasjonen, og et antall komponenter hos den elektromagnetiske responsen blir målt med en mottakeroppstilling (receiver array). Geometriske og elektriske parameterbegrensninger blir bestemt, ved bruk av de geologiske og fysiske data. Til slutt blir den elektromagnetiske responsen behandlet eller prosessert ved bruk av de geometriske og elektriske parameterbegrensninger for å produsere inverterte vertikale og horisontale resistivitetsdybdeavbildninger. Valgfritt kan de inverterte resistivitetsdybdeavbildninger bli kombinert med de geologiske og geofysiske data for å estimere reservoarfluid- og skifer-(shaliness)-egenskaper.

US-patent nr.6,628,110 B1 utstedt til Eidesmo et al. beskriver en fremgangsmåte for bestemming av karakteren til et underjordisk reservoar hvis tilnærmede geometri og plassering er kjent. Den beskrevne fremgangsmåte inkluderer: anvendelse av et tidsvarierende elektromagnetisk felt til det lag som inneholder reservoaret; detektere elektromagnetbølgefeltresponsen; og analysere effektene på egenskapene til det detekterte feltet som har blitt forårsaket av reservoaret, og dermed bestemme innholdet i reservoaret, basert på analysen.

US-patent nr.6,541,975 B1 utstedt til Strack beskriver et system for generering av en avbildning av en jordformasjon som omkranser et borehull som penetrerer formasjonen. Resistivitet hos formasjonen blir målt ved bruk av en likestrømsmåling, og konduktivitet og resistivitet for formasjonene blir målt med et tidsdomenesignal eller vekselstrømsmåling. Lydhastighet for formasjonen blir også målt. Likestrømsresistivitetsmålingen, konduktivitetsmålingen gjort med et tidsdomene-elektromagnetisk signal, resistivitetsmålingen gjort med et tidsdomene-elektromagnetisk signal og lydhastighetsmålingene blir kombinert for å generere en avbildning av jordformasjonen.

US-patent nr.6,975,942 B1 utstedt til Young beskriver et system og metode sørger for deteksjon av en eller flere underjordiske objekter. Radarbølger og seismiske bølger med omtrent samme bølgelengde genereres og kommuniseres til et undergrunnsflate. Radarog seismiske responssignaler som følge av kommunikasjon av radar og seismiske bølger i undergrunnen, mottas samtidig. Data knyttet til mottatte radar- og seismiske responssignaler lagres. En eller flere underjordiske objekter innenfor undergrunnen detekteres ved hjelp av lagrede data. De underjordiske objektene kan omfatte metalliske og ikke-metalliske objekter.

Internasjonal patentsøknadspublikasjon nr. WO 0157555 A1 beskriver et system for deteksjon av et underjordisk reservoar eller bestemmelse av egenskapen til et underjordisk reservoar hvis posisjon og geometri er kjent fra tidligere seismikkundersøkelser. Et elektromagnetisk felt blir påført ved hjelp av en transmitter på sjøbunnen og blir detektert ved hjelp av en antenne som også er på sjøbunnen. En brutt bølgekomponent blir søkt i bølgefeltresponsen, for å bestemme egenskapen til ethvert reservoar som er tilstede.

Internasjonal patentsøknadspublikasjon nr. WO 03048812 A1 beskriver en elektromagnetisk undersøkelsesmetode for undersøkelse av et område som tidligere er identifisert som muligens å kontakte et undervanns-hydrokarbonreservoar.

Fremgangsmåten inkluderer å oppnå første og andre undersøkelsesdatasett m ed en elektromagnetkilde innrettet i front (end-on) og bredsides (broadside) i forhold til den samme eller ulike mottagere. Oppfinnelsen vedrører også planlegging av en undersøkelse ved bruk av denne fremgangsmåten, og å analysere undersøkelsesdata tatt i kombinasjon tillater den galvaniske bidraget til signalene fanget inn av mottageren og blir kontrastet med de induktive effekter, og effektene av signalsvekking, som er svært avhengig av lokale egenskaper hos fjellformasjonen, overliggende vann og luft i undersøkelsesområdet. Dette sies å være svært viktig for suksessen ved bruk av elektromagnetisk undersøkelse for identifisering av hydrokarbonreserver og å skille dem fra andre strukturelle klasser.

US-patent nr.6,842,006 B1 utstedt til Conti et al beskriver en sjøbunnselektromagnetisk måleinnretning for oppnåelse av undervannsmagnetotellurgiske (MT) målinger av jordformasjoner. Innretningen inkluderer en sentral struktur med armer dreibart festet dertil. De dreibare armer muliggjør enkel utplassering og lagring av innretningen. Elektroder og magnetometere er festet til hver arm for måling av elektriske og magnetiske felter (respektivt), idet magnetometerne er i avstand fra den sentrale strukturen slik at magnetfelter tilstede deri ikke blir følt. En fremgangsmåte for gjennomføring av sjøbunnsmålinger inkluderer måling av elektriske felter i en avstand fra strukturen og måling av magnetiske felter på det samme stedet.

US-patent nr.5,467,018 utstedt til Rueter et al beskriver et grunnfjellsletesystem.

Systemet inkluderer transienter generert ved plutselig endringer i en transmisjonsstrøm, som blir transmittert til jordoverflaten ved hjelp av en sender. De induserte elektriske strømmer som således produseres blir målt av flere mottakerenheter. De målte verdier fra mottagerenhetene blir ført til en sentralenhet. De målte verdier oppnådd fra mottakerenhetene blir digitalisert og lagret ved målingspunktene, og sentralenheten er forbundet med målepunktene ved hjelp av en telemetriforbindelse. Ved hjelp av telemetriforbindelsen kan data fra datalagrene i mottakerenhetene bli ført på vellykket måte til sentralenheten.

US-patent nr.5,563,913 utstedt til Tasci et al beskriver en fremgangsmåte og anordning benyttet ved tilveiebringelse av resistivitetsmålingsdata av en sedimentær underoverflate. Dataene blir benyttet for utvikling og kartlegging av et forbedret normalt resistivitetsmønster. Det forbedrede underoverflateresistivitetsmønsteret er forbundet med, og er et hjelpemiddel for å finne olje og/eller gassfeller på ulike dybder ned til en basis for den sedimentære underoverflaten. Anordningen er anordnet på en grunnoverflate og inkluderer en elektrisk generator koblet til en sender med en ledningslengde med jordede elektroder. Ved stor amplitude, lang periode, blir kvadratbølger med strøm sendt fra et transmisjonssted gjennom senderen og ledningen, idet sekundærvirvelstrømmer blir indusert i underoverflaten. Virvelstrømmen induserer magnetiske feltendringer i underoverflaten som kan bli målt i overflaten av jorden med et magnetometer eller en induksjonsspole. Magnetendringene blir mottatt og registrert som tidsvarierende spenninger på hvert loddested (sounding site). Informasjon om resistivitetsvariasjonene til underoverflateformasjonene blir utledet fra amplituden og formen til de målte magnetfeltsignalene plottet som en funksjon av tid etter anvendelse av passende matematiske ligninger. Loddestedene er anordnet på et plott-lignende måte for å sikre at arealkonturkart og tverrsnitt av resistivitetsvariasjoner av underoverflateformasjonene kan bli fremstilt.

En begrensning i f-CSEM-teknikkene som er kjent fra tidligere er at de typisk er begrenset til relativt store vanndybder, i størrelsesorden 800-1000 meter, eller et forhold mellom havdybde og undervannsreservoardybde (reservoardybde målt fra sjøbunnen) på mer enn ca. 1,5 til 2,0.

En typisk f-CSEM-marin undersøkelse kan bli beskrevet som følger. Et registreringsfartøy inkluderer kabler som er koblet til elektroder anordnet nær sjøbunnen. En elektrisk strømkilde på fartøyet lader elektrodene slik at en valgt størrelsesorden med strøm strømmer gjennom sjøbunnen og inn i jordformasjonene under sjøbunnen. I en valgt avstand (”offset”) fra kildeelektrodene, er mottakerelektroder anordnet på sjøbunnen og er koblet til en spenningsmålingskrets, som kan rommes i mottakeren, eller være anordnet på et fartøy. Spenningene tildelt mottakerelektrodene blir så analysert for å dedusere strukturen og de elektriske egenskaper til jordformasjonene i underoverflaten.

En annen teknikk for elektromagnetisk undersøkelse av underoverfladiske jordformasjoner kjent innen området er transientstyrt kilde-elektromagnetisk undersøkelse (t-CSEM). I t-CSEM, blir elektrisk strøm tildelt jorden i jordoverflaten på en måte som ligner f-CSEM. Den elektriske strømmen kan være likestrøm (DC). På et valgt tidspunkt blir den elektriske strømmen slått av, og induserte spenninger og/eller magnetfelter blir målt, typisk med hensyn til tid over et valgt tidsintervall, i jordoverflaten. Strukturen til underoverflaten blir dedusert ved hjelp av tidsfordelingen til de induserte spenninger og/eller magnetfelter. t-CSEM-teknikker er for eksempel beskrevet i Strack K.-M., 1992, Exploration with deep transient electromagnetics, Elsevier, side 373 (trykket på nytt i 1999).

US-patentsøknadspublikasjon nr. 2004/232917 vedrører en fremgangsmåte for kartlegging av underoverflateresistivitetskontraster ved å foreta multi-kanal-transiente elektromagnetiske (MTEM) målinger på eller nær jordoverflaten ved bruk av minst en kilde, midler for måling av systemresponsen, og minst én mottager for måling av den resulterende jordresponsen. Alle signaler fra det minst ene kilde-mottagerparet blir prosessert for å gjenvinne de korresponderende elektromagnetiske impulsrespons for jorden og slike impulsresponser, eller enhver transformasjon av slike impulsresponser, blir vist frem for å skape en underoverflatefremstilling av resistivitetskontraster.

Systemet og fremgangsmåten gjør det mulig for underoverflate-fluidavsetninger å bli lokalisert og identifisert, og bevegelsen til slike fluider å bli overvåket. Alternativt kan kildestrømmen bli variert på en mer komplisert måte, for eksempel en pseudo-tilfeldig binær serie, så lenge strømmen forblir i det vesentlige konstant etter hver endring, lenge nok til at virvelstrømmer kan i det vesentlige brytes ned.

Elektromagnetiske undersøkelsesdata ville være svært nyttige hvis de ble kombinert med seismiske og andre petrofysiske undersøkelsesdata for å generere en integrert modell av jordens underoverflate. Spesielt responderer seismikkdata på forskjeller i elastisk hastighet og tetthet i jordens underoverflate. Seismikkdata er svært nyttige for å identifisere underoverflate-jordformasjoner som inneholder gass innenfor porerommene til formasjonene. Seismikkdata er mindre nyttige enn EM-data for å skille ut oljeførende formasjoner fordi hastigheten til den seismiske energien i oljeførende fjell er i det vesentlige lik den i vannførende fjell. Elektromagnetiske undersøkelsesdata er på den annen side svært nyttige for å skille oljeførende formasjoner fra vannførende formasjoner, på grunn av forskjellen i elektrisk konduktivitet mellom olje og vann. Imidlertid er elektromagnetiske undersøkelsesdata mindre nyttige for å skille oljeførende formasjoner fra gassførende formasjoner fra gassførende fordi olje og gass har lignende elektrisk konduktivitet. Følgelig er det et behov for spesielt å være i stand til å kombinere seismikkdata og elektromagnetiske undersøkelsesdata, for å være i stand til å dekomponere struktur og fluidinnhold i olje, gass- og vannførende underoverflatejordformasjoner.

Det finnes tidligere kjente fremgangsmåter innen område for kombinasjon av ulike typer undersøkelsesdata for å oppnå en ”samlet” eller ”kombinert” modell av jordens underoverflate. En slik felles fortolkningsteknikk er beskrevet i US-patent nr.5,870,690 utstedt til Frenkel et al. Teknikken beskrevet i ovennevnte patent inkluderer generering av en initiell modell av jordformasjoner over et intervall av interesse. Den initielle modellen inkluderer lag som hver har en spesifisert geometri, resistivitet, tetthet, og akustisk hastighet. Akustiske og elektromagnetiske data blir syntetisert, basert på den initielle modellen i henhold til en spesifikk undersøkelsesdesign. Forskjeller blir bestemt mellom de syntetiserte data og de målte data, tatt med den samme undersøkelsesdesign. Den initielle modellen blir justert, og trinnene med syntetisering av dataene og bestemmelse av forskjellene blir gjentatt inntil forskjellene er små nok, som dermed genererer en endelig modell av jordformasjonene. Justeringstrinnet inkluderer bestemmelse av et koblingsforhold mellom den akustiske hastigheten og resistiviteten for jordformasjonene og generering av en invers jacobisk matrise av sensitivitetsfunksjoner av resistiviteten og den akustiske hastigheten i forhold til geometrien og koblingsforholdet.

En begrensning ved anvendelse av teknikken beskrevet i US-patent nr. ’690 til felles fortolkning av seismikk – og elektromagnetisk undersøkelsesdata er at hvert datasett er et resultat av fullstendig forskjellige responsegenskaper hos underoverflateformasjonene. På grunn av de forskjellige responsegenskaper kan anvendelse av felles inversjon (joint inversion) for å oppnå en global minimum feilfunksjon og således en endelig modell tilveiebringer resultater som ikke er optimale, eller som kan representere fysisk umulige underoverflate- jordforhold. Følgelig finnes det et behov for å tilveiebringe en fortolkningsteknikk som kombinerer to eller flere undersøkelsestyper og som gir en endelig modell som er mer representativ for de faktiske tilstander i jordens underoverflate.

Et aspekt ved den foreliggende oppfinnelse er en fremgangsmåte for bestemmelse av den rommelige fordeling (spatial distribution) av egenskaper hos jordens underoverflate som inkluderer oppnåelse av seismikkdata over et undersøkelsesområde av jordens underoverflate. Elektromagnetiske undersøkelsesdata med styrt kilde blir oppnådd over i det vesentlige det samme undersøkelsesarealet. En initiell modell av jordens underoverflate for hvert av de seismiske data og de elektromagnetiske data blir generert. Hver modell blir optimalisert på minst én modellparameter. Konsistens blir bestemt mellom modellene; og den minst ene modellparameteren blir justert ved å begrense den minst ene parameteren med ulike vektinger, respektivt for seismikk- og elektromagnetiske styrt-kildeundersøkelsesdataene, med vektinger basert på oppløsning og optimaliserings- og bestemmelseskonsistensen blir gjentatt inntil modellene er konsistente.

Andre aspekter og fordeler med oppfinnelsen vil fremgå av den etterfølgende beskrivelse og de medfølgende krav.

Fig. 1A viser et marint transient elektromagnetisk undersøkelsessystem som benytter en horisontal elektrisk dipolstrømkilde og en seismikkilde.

Fig. 1B viser et marint transient elektromagnetisk undersøkelsessystem som benytter en vertikal elektrisk dipolstrømkilde.

Fig. 2A viser en oppstilling av t-CSEM-sensorer anordnet i et antall havbunnskabler for innsamling av en undersøkelse i henhold til oppfinnelsen.

Fig. 2B viser et seismikk innsamlingssystem som kan bli benyttet i noen utførelsesformer.

Fig. 3 viser en utførelsesform av en sjøbunn-t-CSEM-systemsensor.

Fig. 4 viser en alternativ måte å tilføre jorden energi ved bruk av magnetfelter.

Fig. 5 viser et flytskjema for en utførelsesform av en fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen.

Fig. 6 viser en utførelsesform av en integrert fortolkning av jordstrukturen ogsammensetningen ved bruk av en fremgangsmåte som beskrevet med hensvisning til fig. 5.

Fig. 1A viser en utførelsesform av et marint transient elektromagnetisk (t-CSEM) undersøkelsessystem med styrt kilde for bruk sammen med fremgangsmåter i henhold til ulike aspekter av oppfinnelsen. Systemet inkluderer et undersøkelsesskip 10 som beveger seg i et forhåndsbestemt mønster langs overflaten av et vannlegeme 11 slik som en innsjø eller havet. Fartøyet 10 inkluderer kildeaktuerings-, registrerings- og navigasjonsutstyr, generelt vist ved 12, og henvist til heri som ”registreringssystemet”. Registreringssystemet 12 inkluderer en styrt kilde med elektrisk strøm benyttet for å gi strøm til elektroder 16A,16B tauet i vannet 11 nær bunnen 13 derav for å tildele et elektrisk felt i underoverflateformasjonene 15,17 under bunnen 13 av vannet. Det inneholder også en seismikkilde 9. Registreringssystemet 12 inkluderer instrumentering for å bestemme den geodetiske posisjonen til fartøyet 10 på ethvert tidspunkt, slik som kan bli utført ved bruk av globale posisjoneringssystem-(GPS)-mottagere eller lignende. Registreringssystemet 12 inkluderer utstyr for å overføre signaler fra én eller flere registreringsbøyer 22. Registreringsbøyene 22 mottar og lagrer signaler fra hver av et antall t-CSEM-sensorer 20 posisjonert på vannbunnen 13. Sensorene kan være anordnet langs en kabel 18. Kabelen 18 kan være av en type benyttet i forbindelse med seismikksensorer utgruppert på vannbunnen, kjent innen område som ”sjøbunnkabler”. Sensorene 20 detekterer ulike elektriske og/eller magnetiske felter som resulterer fra elektriske felter indusert i jordens underoverflate ved hjelp av strøm som passerer gjennom elektrodene 16A,16B. Sensorene 20 vil bli forklart mer detaljert nedenfor med henvisning til fig.3. Registreringsbøyene 22 kan inkludere telemetriinnretninger (ikke vist separat) for å transmittere data fra de mottatte signaler og til fartøyet 10, og/eller kan lagre signaler lokalt for senere spørring ved hjelp av registreringssystemet 12 eller ved hjelp av en annen spørreinnretning.

Strømkilden (ikke vist separat) på fartøyet 10 er koblet til elektrodene 16A 16B ved hjelp av en kabel 14A. Kabelen 14A er konfigurert slik at elektrodene 16A,16B kan bli tauet i det vesentlige horisontalt nær vannbunnen 13, som vist i fig.1A. I den foreliggende utførelsesform kan elektrodene være adskilt med omtrent 50 m, og kan bli tilført energi slik at ca 1000 Amper med strøm strømmer gjennom elektrodene 16A,16B. Dette er en ekvivalent kildemoment til det som genererer i den typiske elektromagnetiske undersøkelsespraksis kjent innen området som benytter en 100 m lang transmitterdipol, og som benytter 500 Ampers strøm. I hvert tilfelle kan kildemomentet være omtrent 5 x 10<4>Ampermeter. Den elektriske strømmen benyttes for å strømsette transmitterelektrodene 16A,16B kan være likestrøm (DC) slått av på en tidsindeks som er lik null. Det skal imidlertid forstås at det å slå likestrømmen av bare er en implementering av elektrisk strømendring som er opererbar for å indusere transiente elektromagnetiske effekter. I andre utførelsesformer kan strømmen være slått på, kan bli slåttover fra en polaritet til en annen (bipolar svitsjing), eller kan bli svitsjet i en pseudotilfeldig binær sekvens (PRBS) eller et hvilket som helst hybrid derivat av slike svitsjingssekvenser. Se for eksempel Duncan, P.M., Hwang, A., Edwards, R.N., Bailey, R.C., og Garland, G.D., 1980, The development and applications of a wide band electromagnetic sounding system using pseudo-noise source. Geophysics, 45, 1276-1296 for en beskrivelse av PRBS svitsjing.

Den foregående beskrivelse er med hensyn til såkalt “transient” styrt kildeelektromagnetisk (t-CSEM) undersøkelse. t-CSEM-undersøkelser har flere fordeler i forhold til andre typer CSEM-undersøkelser, slik det vil forstås av fagmannen innen området. Andre utførelsesformer kan benytte ulike former for CSEM undersøkelser, slik som frekvensdomene undersøkelser (f-CSEM).

I den foreliggende utførelsesform blir, når strømmen gjennom transmitterelektrodene 16A,16B blir svitsjet, en tids-indeksert registrering av elektriske og/eller magnetiske felter detektert ved hjelp av ulike sensorer 20 registrert, enten i registreringsbøyene 22 og/eller i registreringssystemet 12, avhengig av den bestemte konfigurasjonen av registrerings- og/eller telemetriutstyret i registreringsbøyene 22 og i registreringssystemet 12.

Systemet vist i fig.1A kan inkludere komponenter for innsamling av seismikkdata i det vesentlige samtidig med innsamling av elektromagnetiske undersøkelsesdata. I fig.1A kan undersøkelsesfartøyet 10 taue en seismikkenergikilde 9 slik som en luftkanon eller en oppstilling/gruppe av luftkanoner i henhold til strukturer som er velkjent innen området. Kabelen 18 kan også inkludere seismikksensorer 21, slik som firekomponenttyper som innen område er kjent for å inkludere tre geofoner eller lignende bevegelsessensorer som hver har sin sensitive akse orientert langs en forskjellig retning, og en hydrofon eller lignende sensor som responderer på endringer i vanntrykket eller selv trykket. Under operasjon av fartøyet 10 får registreringssystemet 12 seismikkenergikilden 9 til å aktiveres ved valgte tidspunkter, og seismikksignaler detektert av sensorene 21 blir ledet til registreringsbøyen 22 for lokal registrering og/eller overføring til registreringssystemet 12.

Fig. 1B viser en alternativ implementering av signalgenererings- og registrering, i hvilken transmitterelektroden 16A,16B er anordnet slik at de er orientert i det vesentlige vertikal langs en kabel 14B konfigurert for å få elektrodene 16A,16B til å bli orientert i det vesentlige vertikalt, som vist i fig. 1B. Strømtilførsel til elektrodene 16A,16B, som detekterer og registrerer signalene, blir utført i det vesentlige som forklart ovenfor med henvisning til fig.1A.

Fig. 2A viser et typisk arrangement av sjøbunnkabler 18 med sensorer 20 i adskilte posisjoner derpå for innsamling av en t-CSEM-undersøkelse i henhold til oppfinnelsen. Hver kabel 18 kan være posisjonert i det vesentlige langs en linje i en valgt retning over en del av jordens underoverflate som skal undersøkes. Den langsgående avstanden mellom sensorene 20 på hver kabel er representert ved x i fig.2A, og i den foreliggende utførelsesform kan denne være i størrelsesorden 100 til 200 meter. Hver kabel 18 er vist ved å ende i en korresponderende registreringsbøye 22, som forklart ovenfor med henvisning til fig.1A. Kablene 18 er fortrinnsvis posisjonert i det vesentlige parallelt med hverandre, og er adskilt med en sideavstand vist med y. I den foreliggende utførelsesform er y fortrinnsvis i det vesentlige lik x, og er i størrelsesorden 100 til 200 meter. Ved utførelse av en undersøkelse beveger fartøyet 10 seg langs overflaten av vannet 11, og periodisk strømsetter registreringssystemet 12 transmitterelektrodene 16A,16B som forklart ovenfor. I noen utførelsesformer blir transmitterelektrodene 16A,16B tilført strøm slik at fartøyet 10 beveger seg ca 100 meter mellom suksessive overføringer. Signaler detektert av de ulike sensorer 20 blir registrert med en tidsindeks relatert til tiden for aktivering av elektrodene 16A,16B slik at interferenser vedrørende strukturen og sammensetningen av jordens underoverflate kan bli gjort. I den foreliggende utførelsesform er fartøyet 10 vist ved å bevege seg i det vesentlige parallelt med kablene 18. I en utførelsesform kan, etter at fartøyet beveger seg i en retning parallelt med kabelene 18, i det vesentlige over posisjonen til hver kabel 18 på vannbunnen 13, så fartøyet 10 beveges på tvers av kablene 18, langs seillinjer i det vesentlige over posisjonen til korresponderende sensorer 20 på hver kabel 18 på vannbunnen 13. Årsaken til den parallelle og transversale bevegelse av fartøyet 10 vil bli ytterligere forklart nedenfor. I en annen utførelsesform er mottagerne autonome noder (eller sammenkoblede sjøbunnkabler). I sjøbunnhydrofonkabel-(ocean bottom streamer)-utførelsesformen kan dataene bli transmittert til registreringsenheten 12 eller registreringsbøyen 22 via en form for telemetri. Slike noder kan inkludere andre geofysiske sensorer slik som seismiske sensorer og gravimetriske sensorer.

I den foreliggende utførelsesform blir derfor et antall målinger gjort ved hver sensor 20, hvor hver representerer en unik geometri for transmitterelektrodene 16A,16B med hensyn til hver sensor 20. Antallet målinger, hver med et unikt arrangement for transmitter-til-sensor-geometri, kan bli benyttet i noen utførelsesformer for å produsere ulike former for kombinerte eller ”stablede” målinger, for å forbedre kvaliteten til avbildningene generert ved bruk av t-CSEM-målingene.

Seismikkdata som kan bli benyttet i ulike utførelsesformer av oppfinnelsen kan også bli samlet inn i ved bruk av overflateinnsamlingsutstyr, som vist i fig. 2B.

Innsamlingssystemet vist i fig.2B inkluderer undersøkelsesfartøyet 10 og registreringssystemet 12 derpå. Fartøyet 10 kan taue en eller flere seismikkenergikilder 9 eller oppstillinger av slike kilder i vannet. Fartøyet 10 tauer et antall seismikkhydrofonkabler 23 som hver har et antall seismikksensorer 21A derpå.

Hydrofonkablene 23 blir bibeholdt i sideposisjoner i forhold til hverandre ved hjelp av taueutstyr som inkluderer innføringskabler 25 koblet til fartøyet 10. Innføringskablene 25 er sideveis adskilt ved hjelp av virkningen av paravaner i vannet. Paravanene 27A blir holdt i en valgt sideavstand ved hjelp av en sprederkabel 27. Hydrofonkablene 23 er festet til sprederkabelen 27. Seismikksensoren 21A kan være hydrofoner eller andre trykk- eller trykkgradientsensorer, eller kan være trykkresponderende sensorer. Se for eksempel US-patentsøknadspublikasjonen nr. 2004/0042341 innlevert av Tenghamn et al. for en beskrivelse av en ”dobbelsensor”- kabel og dens anvendelse. Andre utførelsesformer kan inkludere flere eller færre slike kabler 23. Følgelig er konfigurasjonen av seismikkdatainnsamlingssystemet beskrevet ovenfor ikke en begrensning for omfanget av oppfinnelsen.

Fig. 3 viser en utførelsesform av en sensor 20 mer detaljert. Sensoren 20 kan være innkapslet i et hus 23 laget av et tett, elektrisk ikke-ledende, ikke-magnetisk materiale slik som høytetthets plast slik at sensoren 20 vil synke i vannet på vannbunnen (13 i fig.

1A). Elektroder 26A,26B,28A,28B er posisjonert på bunnen av huset 23 slik at de kontakter vannbunnen (13 i fig.1A). Elektrodene er anordnet i dipolpar. Et par 26A,26B kan være orientert langs lengden av kabelen (18 i fig.2A), og måler spenninger langs retningen av kabelen. Det andre elektrodeparet 28A, 28B kan være orientert på tvers av kabelen (18 i fig.2A) og måler spenninger indusert på tvers av kabelen (18 i fig.2A). Elektrodeparene kan spenne over en avstand på ca 1 til 10 meter. Elektrodeparene 26A, 26B og 28A, 28B kan være koblet til en kombinert forsterker/digital signalprosessor 24 for konvertering av de detekterte spenninger til de digitale ord som korresponderer med spenningsamplituden på valgte tidspunkter. Den foreliggende utførelsesform av sensoren 20 kan inkludere én eller flere magnetometere 30,32,34 orientert langs gjensidige ortogonale retninger. I den foreliggende utførelsesformen kan to av magnetometerne 30,32 være orientert slik at deres sensitive akser er orientert langs den samme retning som dipolmomentet til et korresponderende elektrodepar 26A,26B og 28A og 28B. Signalutgangen fra hvert magnetometer 30,32,34 kan være koblet til den digitale signalprosessor 24. Den digitaliserte signalutgangen til signalprosessoren 24 kan være koblet til registreringsbøyen (22 i fig.2A) for overføring til registreringssystemet (12 i fig.1A) eller senere spørring ved hjelp av registreringssystemet (12 i fig.1A).

Utførelsesformen i fig.1A og fig. 1B benytter elektrisk strøm påført elektroder for å tildele et elektrisk felt til jordens underoverflate. Et alternativ til elektriske felter er å benytte magnetiske felter og slike vil bli forklart med henvisning til fig.4. I fig.4 tauer fartøyet 10 en kabel 14C som er koblet til to sløyfetransmittere 17A og 17B. Den første sløyfetransmitteren (loop transmitter) 17A omgir et areal som er vinkelrett på vannbunnen 13. Periodisk får registreringssystemet 12 elektrisk strøm til å strømme gjennom den første sløyfetransmitteren 17A. Strømmen kan være i en hvilken som helst av de samme former som beskrevet med henvisning til fig.1A, inkludert svitsjet likestrøm, PRBS, og likestrøm med vekslende polaritet. Når strømmen endres blir et transientmagnetfelt med dipolmoment langs retning MAtildelt jorden. På samme eller ulike tidspunkter blir strøm påført den andre sløyfetransmitteren 17B. Den andre sløyfetransmitteren kan være i form av en solenoidspole, med et magnetisk moment langs retning MB. Undersøkelser som benytter magnetfelt-sløyfetransmittere 17A,17B kan bli utført i henhold til undersøkelsesmønstre forklart ovenfor med henvisning til fig.

2A.

Systemet vist i fig.2A kan også inkludere mulighet for innsamling av seismiske data, inkludert seismikkenergikilden 9 tauet av undersøkelsesfartøyet 10, og seismikksensorer 21 anordnet på adskilte steder langs kablene 18.

De foregående utførelsesformer er blitt forklart i forbindelse med marine elektromagnetiske undersøkelser. Det skal klart forstås at de foregående utførelsesformer er like anvendbare for undersøkelser utført på land i jordoverflaten. Ved utførelse på land ved jordoverflaten kan sensorene bli utplassert i det vesentlige i like mønstre som det som er vist i fig.1. Undersøkelsesstrømkilden kan bli benyttet i form av elektrisk strøm, som vist i fig.1A, ved jordoverflaten, eller i form av magnetiske felter, som vist i, og beskrevet med henvisning til fig.4. For det formål å definere omfanget av oppfinnelsen kan de ulike undersøkelsesinnretninger sies å være anordnet på toppen av et område av jordens underoverflate som skal undersøkes.

Toppen av jordens underoverflate vil være i bunnen av vannet i en marin undersøkelse, og ved jordoverflaten i en landbasert undersøkelse, eller oppå eller på toppen av et lag med flytende is når slike undersøkelser skal utføres.

Som en del av den foreliggende oppfinnelse kan seismikkdata bli samlet inn for å undersøke tilnærmelsesvis det samme underoverflatevolum som de ulike former for t-CSEM-data. Det finnes mange måter, som er velkjent for fagmannen innen seismikkområde, som alle kan bli avpasset for bruk i den foreliggende oppfinnelse, inkludert, men ikke begrenset til, utførelseseksempler vist i fig.2A. Detaljene ved seismikkundersøkelsesoppsamlingsgeometrien kan være de samme som, eller forskjellig fra, de i t-CSEM-undersøkelsesinnsamlingsgeometrien. Seismikkmottagerne kan være fysisk koblet i den samme kabelen eller i de samme hus som t-CSEM-sensorene, men behøver ikke dette. I marine implementeringer kan seismikkmottagerne være nær vannbunnen, som vist i fig.2A, eller nær vannoverflaten i kabler, slik det er velkjent innen området.

En utførelsesform av en integrert fortolkningsfremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen er vist i et flytskjema i fig.5. Typisk vil seismikkdata og elektromagnetiske undersøkelsesdata bli samlet inn, som vist ved 30A og 30B respektivt, over et område beregnet for å undersøke en lignende eller i det vesentlige det samme volumet til jordens underoverflate. Et slikt område kan bli betegnet som undersøkelsesområdet. Seismikkdata kan bli samlet inn ved bruk av velkjente tredimensjonale seismikkinnsamlingsteknikker, inkludert det som er forklart ovenfor med henvisning til fig. 2A. De elektromagnetiske undersøkelsesdata kan være t-CSEM-data, innsamlet som forklart ovenfor med henvisning til fig. 1 til 4. For hver type undersøkelsesdata, både seismiske og CSEM, kan en initiell modell av jordens underoverflate bli laget, med 32A og 32B, respektivt, ved bruk av egnede inversjonsteknikker som kan benyttes for hver av de seismiske data og t-CSEM-undersøkelsesdata. En typisk modell av jordens underoverflate vil inkludere den underoverfladiske rommelige fordeling av jordformasjoner med ulike fysiske egenskaper. Karakteristika for rommelig fordeling inkluderer for eksempel dybden i jorden for de ulike formasjonslag, og det resulterende lagstykkelser, tettheter og akustiske hastigheter (for seismikkdatamodellen) og elektriske ledningsender (for t-CSEM-datamodellen) i de ulike formasjonslag.

Sekundære karakteristika slik som fraksjonsvolum av porerom (porøsitet) og fraksjonsvolum av slikt porerom fylt med vann (vannmetning), steinmineralsammensetning (litologi) og andre kan bli modellert også fra den foregående tetthet, akustiske hastighet og de elektriske ledningsender.

Ved 34A og 34B blir, for henholdsvis seismikk- og t-CSEM-dataene, en bestemt korresponderende første parameter i hver modell valgt, og begge modellene blir så optimalisert med hensyn til den første bestemte parameteren. Optimalisering kan inkludere for eksempel minimalisering av en differanse mellom forventede seismikkresponser beregnet fra den optimaliserte modellen og de faktiske seismikkdata. Korresponderende optimalisering kan bli utført for t-CSEM-dataene. Alternativt kan parameteren være en fysisk parameter indirekte koblet til de direkte parameterne (for eksempel tetthet, akustisk hastighet, ledningsevne) for originalmodellene. Slike indirekte koblede parametere kan, som eksempler, inkludere porøsitet (fraksjonsvolum med porerom) i fjellformasjonen, vannmetning (fraksjonsvolum for porøsitet fylt med vann) etc. disse ”indirekte koblede parameterne” kan være relatert til de direkte seismikkparametere, de direkte t-CSEM-parametere, eller begge, gjennom hjelperelasjoner. Slik relasjoner eller forhold kan være deterministiske, empirisk bestemt eller bestemt på annen måte. Etter at hver modell er optimalisert, i 34A og 34B, respektivt, blir modellene sammenlignet i 36, Hvis modellene optimalisert på den første valgte parameter er konsistent med hverandre fortsetter prosessen med optimalisering av modellene med hensyn til en andre valgt parameter, vist respektivt ved 40A og 40B. Hvis modellene ikke er konsistente blir verdien til den første parameteren justert, og optimalisering av modellene og bestemmelse av konsistens mellom modellene blir gjentatt inntil modellene er i det vesentlige konsistent med hverandre. Ved felles konsistentbestemmelse kan seismikk- og t-CSEM-datasettene bli behandlet forskjellig, for eksempel ved å gi større vekting på datasettet med den høyere oppløsning, ved 38A, 38B.

Konsistens kan bli bestemt når en forskjell eller differanse mellom den rommelige fordelingen til laggrensene, og korresponderende formasjonsegenskaper er minimalisert mellom modellene. Korresponderende formasjonsegenskaper er de som kan påvirke responsen til både seismikk- og t-CSEM-målingene, for eksempel porøsitet og lagtykkelse. Etteroptimalisering av den første valgte parameter, kan prosessen bli fortsatt med en andre valgt parameter.

Etter optimalisering av den andre valgte parameter, ved 40A,40B, blir de resulterende modeller sammenlignet, ved 42, for å bestemme konsistens mellom dem. Hvis modellene ikke er konsistente blir den andre parameteren begrenset med ulik vekting i 41A og 41B, respektivt for seismikk- og t-CSEM-dataene, for eksempel, med vektinger basert på oppløsning. Prosessen blir gjentatt inntil modellene er konsistente med hensyn til den andre parameter. Deretter gjentas prosessen inntil den siste valgte parameter blir benyttet for å optimalisere modellen, ved 44A,44B, respektivt, for seismikk- og t-CSEM-dataene. Ved 46 blir modellene sjekket for konsistens, og hvis de ikke er konsistente blir den siste parameteren begrenset, ved 48A,48B, ved hjelp av ulik vekting for de to datasettene. Prosessen blir gjentatt inntil modellene er i det vesentlige konsistente, hvoretter modellene, optimalisert på et antall parametere, er i det vesentlige konsistente med hverandre, i 50. Om ønskelig kan hele inversjonsprosessen, starte i 34A, 34B bli interert med tvang og resultater fra 40A,40B eller 44A,44B.

En mulig fordel med slik integrert fortolkning i motsetning til global felles inversjon, er at modellene respekterer alle data i begge datasett og således kan, på sikrere måte, representere den faktiske rommelige fordeling av formasjonsegenskapene i jordens underoverflate.

Den integrerte fortolkningsfremgangsmåte 31 forklart med henvisning til fig.5, kan anvendes på hvilke som helst to eller flere sett med ulike typer av geofysiske data samlet inn fra et tilsvarende volum av jordens underoverflate. I en implementering blir integrerte fortolkninger av multiple sett med ulike typer geofysiske data utført slik at strukturelle og/eller komposisjonelle modeller av jordens underoverflate kan bli benyttet for å tvinge etterfølgende eller sammenfallende fortolkninger av andre modeller. Fig.6 viser en anvendelse av den integrerte fortolkningsfremgangsmåte i fig.5 som inkluderer andre typer undersøkelsesdata for å tvinge modeller av strukturen og sammensetningen av jordformasjoner. Ved å begynne med 33A,33B og 33C, bli geofysiske data innsamlet for å bestemme den rommelige fordeling av grunnfjellet i jordens underoverflate.

Grunnfjell er typisk vulkansk (størknet magma) eller metamorft (vulkansk fjell eller sedimentært fjell som har gjennomgått kjemisk endring grunnet langtids eksponering mot varme og trykk) og er således typisk ikke av interesse ved leting etter underoverflate-hydrokarbonreservoarer. Typiske geofysiske undersøkelser benyttet for å bestemme den rommelige fordeling av grunnfjellet inkluderer magnetotelluriske undersøkelser 33A. Magnetotelluriske undersøkelser inkluderer målinger av elektriske og magnetiske felter indusert i jorden ved hjelp av solens virkning. Magnetotelluriske undersøkelser kan bli benyttet kan bli benyttet for å bestemme den rommelige fordeling av en grense mellom elektrisk ledende jordformasjoner, slik som vannmettet sedimentærfjell, og grunnfjell, som typisk ikke er svært elektrisk ledende.

Gravimetriske undersøkelser 33B kan benyttes for å bestemme den gjennomsnittlige tetthetsfordeling i jordformasjonene. Gravimetriske undersøkelser kan således bli benyttet for å estimere tykkelsen til sedimentene i jordens underoverflate, og således tilveiebringe komplementære data til en grunnfjellmodell (basement modell) generert fra en magnetotellurisk undersøkelse.

Avslutningsvis kan en undersøkelse av jordens naturlige magnetfelt 33C bli benyttet for å komplementere de to forannevnte undersøkelser 33A,33B. De tre undersøkelser kan bli benyttet for å utføre en integrert fortolkning i 31A, i det vesentlige som forklart med henvisning til fig.5. et resultat av den integrerte fortolkningen av grunnfjellsundersøkelsene 33A,33B og 33C er en modell av den rommelige fordelingen av jordens grunnfjellformasjoner i undersøkelsesområdet.

I 30A og 30B, blir seismikk- og t-CSEM-data, respektivt, innsamlet over i det vesentlige det samme undersøkelsesområde. I 31B blir en integrert fortolkning utført i det vesentlige som forklart med henvisning til fig.5, med den forskjell at modellen av jordens underoverflate nå blir begrenset/tvunget av modellen for rommelig fordeling av grunnfjellet. Et aspekt ved tvinging av modellen ved hjelp av grunnfjellfordelingen er at for formål for fortolkning av ledningsevnefordelingen fra t-CSEM-dataene, kan den elektriske ledningsevnen bli satt lik null ved og under den øvre overflaten av grunnfjellet. Et resultat av den integrerte fortolkningen 31B er en modell 54 av den rommelige fordelingen til jordens formasjoner over grunnfjellet. Modellen av den rommelige fordelingen kan inkludere rommelig fordeling av visse egenskaper ved sedimentære jordformasjoner, inkludert fraksjonsvolum med porerom i det totale fjellvolumet, og fraksjonsvolumet med porerom som er mettet med fossilt grunnvann, blant andre egenskaper.

I den foreliggende utførelsesform kan den grunnfjellstvungede formasjonsfordelingsmodellen 54 bli ytterligere tvunget og forfinet ved å inkludere data innsamlet fra eventuelle brønnhull boret gjennom jordformasjonene i undersøkelsesområdet. Slik data kan for eksempel inkludere brønnloggingsdata 35A. Brønnloggingsdata 35A kan inkludere et register, med hensyn til dybden i jorden, av akustisk hastighet, formasjonstetthet, elektrisk ledningsevne og nøytronporøsitet, og leiremineralinnhold, blant andre data. Brønnloggedataene 35A er generelt av ganske høy oppløsning med hensyn til dybden i jorden, sammenlignet med overflatemålte data beskrevet ovenfor; imidlertid er brønnloggingsdata relativt begrenset i det rommelige volum (omkransende brønnhullet) som de vedrører. Brønnloggingsdata 35A kan således bli benyttet for ytterligere å tvinge den grunnfjelltvungne modellen 54 innenfor de aksielle oppløsningsgrenser for brønnloggingsdataene 35A. Sidevariasjon i sammensetning og struktur for den grunnfjelltvungne modellen 54 kan for eksempel bli estimert ved å korrelere brønnloggingsdataene 35A til attributter av seismikkdataene og t-CSEM-dataene. Se for eksempel US-patent nr.6,957,146 utstedt til Taner et al. for en beskrivelse av fremgangsmåter for korrelering av brønnloggingsdata til seismikkatributter. Andre brønnrelaterte data kan inkludere analyse av kjerneprøver (kjernedata 35B) av jordformasjonene tatt fra brønnhullet. Brønnhullsdata kan også inkludere borelitologidata 35C, slik som korrelasjoner mellom sammensetningen i formasjonen og boreraten i brønnhullet. Brønnhullsdataene kan også inkludere målinger av fluidtrykk i jordformasjonene (trykkdata 35D). Noen eller alle av de foregående kan bli benyttet som begrensninger/tvang for en annen integrert fortolkning 31C. Et resultat av den ytterligere tvungne integrerte fortolkning er en endelig jordmodell 56 som inkluderer rommelig fordeling av ulike jordformasjonsegenskaper slik som litologi, porøsitet, fluidmetning (og dens motsatte hydrokarbonmetning), permeabilitet og andre egenskaper. Slik rommelig fordeling av egenskaper hos jordens underoverflate kan bli benyttet for mer nøyaktig å lokalisere underoverflate-hydrokarbonreservoarer i deler av et undersøkelsesområde ved bruk av bare data innsamlet fra jordens overflate og/eller sjøbunnen.

I en bestemt implementering av en integrert fortolkningsfremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen kan t-CSEM-og/eller seismikkmålinger bli repetert over det samme geografiske området på valgte tidspunkter for å overvåke bevegelse av en hydrokarbon/vannkontaktoverflate eller en gass/olje-kontaktoverflate i et underoverflatereservoar. Ved slik implementering blir geofysiske målinger utført i det vesentlige som forklart ovenfor med henvisning til fig. 1 til 4. En rommelig fordeling av en fluidkontakt, slik som en hydrokarbon/vannkontakt eller en gass/oljekontakt blir bestemt ved bruk av en kombinert fortolkningsteknikk, i det vesentlige som forklart med henvisning til fig.5 og 6. På valgte tidspunkter etter at hydrokarbonproduksjonen er startet opp fra underoverflatereservoaret blir i det minste én av t-CSEM-og seismikkmålingene repetert, og den rommelige fordelingen for kontakten blir igjen bestemt, slik som ved kombinert fortolkning i henhold til fig.5 og 6. I noen utførelsesformer kan gravitasjonsmålinger bli repetert på valgte tidspunkter for å hjelpe til i å bestemme endringer i den rommelige fordelingen spesielt i et gassførende underoverflatereservoar. Hvis egnede brønnhull er tilgjengelig som penetrerer reservoaret, kan målinger av formasjonsegenskaper bli gjort fra slike brønnhull, slik at oppløsningen til den beregnede rommelige fordeling kan bli forbedret. Egnede brønnhull kan inkludere fluidproduksjonens-eller-injeksjonsbrønnhull, for hvilke fluidproduksjon eller- injeksjon blir midlertidig stoppet opp slik at målinger kan bli gjort fra slike brønnhull. Andre utførelsesformer kan tilveiebringe permanente ”overvåknings”-brønnhull innenfor underoverflatereservoaret. Se for eksempel US patent nr.6,739,165, utstedt til Strack, med tittel, Combined surface and wellbore electromagnetic measurement system and method for determining formation fluid properties, og overdratt til søkeren av den foreliggende oppfinnelse for en beskrivelse av typene brønnhullsmålinger som kan benyttes for fluidkontaktovervåkning. Slike målinger inkluderer, men er ikke begrenset til, intervallakustikkhastighet, formasjonselektrisk resistivitet; tetthet (enten rett gamma-gamma eller differensialgravitasjon) og termisk nøytronfangingstverrsnitt.

I noen utførelsesformer kan den integrerte fortolkningen i 31C bli tilpasset (matched) til eller tvunget av produksjonshistorikkinformasjon fra det modellerte underoverflatereservoaret. Produksjonshistorikktilpasning inkluderer bestemmelse av fluidvolumer fjernet fra eller injisert inn i reservoaret ved reservoartrykk- og temperaturbetingelser, slik at endringer i den rommelige fordeling av fluidkontakten beregnet ved repetisjonen av prosessen vist i fig.6 ved bruk av senere innsamlet data kan bli tvunget eller tilpasset estimater av hvordan slik fluidkontaktfordeling ville endres med hensyn til de beregnede fluidvolumer ekstrahert fra reservoaret.

I noen implementeringer kan den modellerte rommelige fordeling av fluidkontakten bestemt fra repetert utførelse av den integrerte fortolkningen vist i fig.6 bli sammenlignet med modellert endring i rommelig fordeling av fluidkontakt bestemt fra en reservoarsimulerings-datamaskinprogram. Slike datamaskinprogrammer aksepteres som inngangsdata slik som seismikkdata, brønnloggingsdata, kjerneanalysedata, trykkmålinger, fluidtrykk/volum/temperatur-(PVT)-data og andre målinger relatert til de fysiske egenskaper hos og den rommelige fordeling av fluider i underoverflatereservoaret, så vel som produksjons- og injeksjonshistorikk for de ulike brønnhull. Reservoarsimuleringsprogrammet kan bli benyttet for å predikere produksjonsrater, med hensyn til tid, av fluider fra underoverflatereservoaret med hensyn til simulerte eller faktiske brønnhull som krysser reservoaret. Simulatorresultatene kan bli sammenlignet med den modellerte rommelige fordeling av fluidkontakten på ulike tidspunkter for å tvinge eller justere resultatene til den integrerte fortolkningen. Reservoarsimuleringsdatamaskinprogrammer er kommersielt tilgjengelig, slik som de som selges under varemerkene VIP Landmark Graphics Corp., Houston, TX, eller solgt under varemerket ECLIPSE av Schlumberger Technology Corp., Sugar Land, TX.

Fremgangsmåter i henhold til de ulike aspekter av oppfinnelsen kan tilveiebringe forbedret fortolkning av underoverflatestrukturen og- sammensetningen til jordens underoverflate, og kan forbedre sjansene for å bore et brønnhull inn i et produktivt hydrokarbonreservoar.

Claims (14)

Patentkrav

1. Fremgangsmåte for bestemmelse av rommelig fordeling av egenskaper hos jordens underoverflate innbefattende:

generere initielle modeller av jordens underoverflate for hver av seismikkdata og elektromagnetiske styrt-kildeundersøkelsesdata som hver er målt over i det vesentlige det samme undersøkelsesområdet av jordens underoverflate;

optimalisere hver initielle modell på minst én modellparameter;

bestemme konsistens mellom modellene; og

justere den minst ene modellparameteren ved å begrense den minst ene parameteren med ulike vektinger, respektivt for seismikk- og elektromagnetiske styrt-kildeundersøkelsesdataene, med vektinger basert på oppløsning og repetere optimaliseringen og bestemmelsen av konsistensen inntil modellene er i det vesentlige konsistente.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den minst ene modellparameteren innbefatter fraksjonsvolum med porerom.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den minst ene modellparameteren innbefatter fraksjonsvolum med porerom mettet med vann.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre innbefattende:

måling av minst én av magnetotellurisk egenskaper, gravitasjon, og jordens magnetfelt over i det vesentlige det samme undersøkelsesområdet; generere en modell av fordelingen av grunnfjell; og begrense/tvinge de initielle modellene av jordens underoverflate for den modellerte fordelingen av grunnfjell.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, hvori genereringen av modellen av fordelingen av grunnfjell innbefatter:

generering av en initiell modell av grunnfjellet for hver av de magnetotelluriske egenskaper, gravitasjonen og magnetfeltet; optimalisere hver intielle modell av grunnfjellet for hver av de magnetotelluriske egenskapene, gravitasjon og magnetfeltet på minst en modellparameter; bestemme konsistens mellom de optimaliserte modeller av grunnfjellet for hver av de magnetotelluriske egenskaper, gravitasjonen og magnetfeltet; og justere den minst ene parameteren til modellene for hver av de magnetotelluriske egenskaper, gravitasjon og magnetfeltet; og repetere optimaliseringen og bestemmelsen av konsistensen av modellene for hver av de magnetotelluriske egenskaper, gravitasjon og magnetfeltet inntil modellene av grunnfjellet for hver av de magnetometalluriske egenskaper, gravitasjonen og magnetfeltet er i det vesentlig konsistente.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, videre innbefattende tvinging/begrensning av hver av modellene ved hjelp av målinger gjort innenfor et brønnhull boret nær undersøkelsesområdet.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvori målingene innbefatter minst en av elektrisk resistivitet, tetthet og lydhastighet.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre innbefattende tvinging/begrensning av hver av modellene relatert til seismikkdataene og de elektromagnetiske dataene og de elektromagnetiske data ved hjelp av målinger gjort inni et brønnhull boret nær undersøkelsesområdet.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, hvori målingene innbefatter minst en av elektrisk resistivitet, tetthet og lydhastighet.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori de elektromagnetiske undersøkelsesdata innbefatter transiente elektromagnetisk styrt-kildeundersøkelsesdata.

11. Fremgangsmåte i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, videre innbefattende:

oppnå seismikkdataene over et undersøkelsesområde i jordens underoverflate; og oppnå de elektromagnetiske styrt-kildeundersøkelsesdata over i det vesentlige det samme undersøkelsesområdet.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, videre innbefattende:

repetere minst en av de oppnådde seismikkdata over et undersøkelsesområde i jordens underoverflate og de oppnådde elektromagnetiske styrt-kildeundersøkelsesdata over undersøkelsesområdet; repetere generering av en initiell modell av jordens underoverflate for hver av seismikkdataene og de elektromagnetiske styrtkildeundersøkelsesdata; repetere optimalisering av hver modell på minst en modellparameter; repetere bestemmelse av konsistens mellom modellene; justere den minst ene modellparameteren ved å begrense den minst ene parameteren med ulike vektinger, respektivt for seismikk- og elektromagnetiske styrt-kildeundersøkelsesdataene, med vektinger basert på oppløsning og repetere optimaliseringen og bestemmelsen av konsistensen inntil modellene er i det vesentlige konsistente; og bestemme endring i rommelig fordeling for en fluidkontakt i et underoverflatejordreservoar mellom et tidspunkt for oppnåelse av seismikkdataene og de repetert oppnådde.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, videre innbefattende:

bestemme et fluidvolum fjernet fra eller injisert inn i underoverflatereservoaret utfra endringen i rommelig fordeling;

sammenligne det bestemte fluidvolumet med fluidvolumet produsert fra eller injisert inn i reservoaret; og justere den rommelige fordelingen slik at det bestemte volumet i det vesentlige overensstemmer med det fluid volumet produsert fra eller injisert inn i reservoaret.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 12, videre innbefattende:

sammenligne den bestemte rommelige fordelingen med en modellert rommelig fordeling fra et reservoarsimuleringsprogram; og korrigere den bestemte rommelige fordeling til i det vesentlige å overensstemme med den simulatormodellerte rommelige fordeling.