RU2335788C2 - Система и способ контроля месторождения углеводородов с использованием электромагнитных полей регулируемого источника - Google Patents

Система и способ контроля месторождения углеводородов с использованием электромагнитных полей регулируемого источника Download PDF

Info

Publication number
RU2335788C2
RU2335788C2 RU2005121573/28A RU2005121573A RU2335788C2 RU 2335788 C2 RU2335788 C2 RU 2335788C2 RU 2005121573/28 A RU2005121573/28 A RU 2005121573/28A RU 2005121573 A RU2005121573 A RU 2005121573A RU 2335788 C2 RU2335788 C2 RU 2335788C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
field
transmitter
antenna
electromagnetic
antennas
Prior art date
Application number
RU2005121573/28A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2005121573A (ru
Inventor
Стивен К. КОНСТЭБЛ (US)
Стивен К. КОНСТЭБЛ
Original Assignee
Дзе Риджентс Оф Дзе Юниверсити Оф Калифорния
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Дзе Риджентс Оф Дзе Юниверсити Оф Калифорния filed Critical Дзе Риджентс Оф Дзе Юниверсити Оф Калифорния
Publication of RU2005121573A publication Critical patent/RU2005121573A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2335788C2 publication Critical patent/RU2335788C2/ru

Links

Images

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/12Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation operating with electromagnetic waves
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/08Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation operating with magnetic or electric fields produced or modified by objects or geological structures or by detecting devices
    • G01V3/083Controlled source electromagnetic [CSEM] surveying
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02ATECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A90/00Technologies having an indirect contribution to adaptation to climate change
    • Y02A90/30Assessment of water resources

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)

Abstract

Предложенное изобретение относится к измерению электропроводности морского дна при электромагнитной разведке, в частности к системе и способу контроля углеводородного месторождения под морским дном во время добычи нефти. Данное изобретение решает такую задачу как обеспечение непрерывного и повторяющегося картирования структуры месторождения на большой площади, без использования дорогостоящих скважин. Система для контролирования в реальном масштабе времени изменений по толщине и по протяженности простирания в углеводородном месторождении под морским дном в процессе добычи углеводородов содержит электромагнитный передатчик, множество донных антенн с группой приемных электродов, распределенных на морском дне по площади, соответствующей протяженности простирания месторождения; и по меньшей мере, один процессор обработки каротажных данных для приема в каждом случае сигнала от каждой из антенн; при этом упомянутый сигнал характеризует сопротивление месторождения; и для запоминания в каждом случае, по меньшей мере, одного параметра, относящегося к сигналам, принимаемым от антенн; и для анализа принятых данных в режиме реального времени для определения изменений сопротивления углеводородного месторождения в режиме реального времени в зависимости от протяженности простирания и толщины замещаемого водой углеводородного слоя, характеризующих текущий темп добычи углеводородов. 2 н. и 27 з.п. ф-лы, 7 ил.

Description

Перекрестная ссылка на родственные заявки
По данной заявке испрашивается приоритет по предварительной заявке США №60/432467 от 10 декабря 2002 г., содержание которой полностью входит в данное описание в качестве ссылки.
Область техники
Настоящее изобретение относится к измерению удельной электропроводности морского дна при электромагнитной разведке, использующей регулируемый источник для контроля углеводородного месторождения под морским дном, и, в частности, к системе и способу контроля углеводородного месторождения под морским дном во время добычи.
Уровень техники
Измерениям электрического удельного сопротивления под морским дном придается большое значение в области разведки, оценки и разработки углеводородных месторождений, например месторождений нефти и природного газа. Для этих целей обычно до сих пор традиционно используются сейсмические способы, результаты которых могут оказываться неоднозначными. Для картирования изменений электрического удельного сопротивления под морским дном разработано несколько электромагнитных способов. См., например,
патент США №5770945, Constable (магнитотеллурические способы);
патент США №6522146, Srnka (регулируемый электромагнитный источник);
международная публикация №WO 03/048812, MacGregor, Sinha (регулируемый электромагнитный источник);
международная публикация №WO 01/57555, Rees (регулируемый электромагнитный источник).
Содержание каждого из упоминаемых выше патентных документов включено в данное описание в качестве ссылки. Способы с применением регулируемого электромагнитного источника (РЭМИ) хорошо известны в этой области техники и стали почти повседневными для картирования удельной электропроводности морского дна на глубинах от очень мелких до больших океанских, обеспечивая глубину проникновения до 30 км при 5-километровой глубине воды. Эти способы обеспечили значительную экономию в отношении устранения затрат на бурение разведочных скважин в подводных структурах, не содержащих экономически оправданных залежей углеводородов. Однако в настоящее время применение этих способов для углеводородных месторождений ограничено идентификацией и картированием углеводородных пластов.
После определения местоположения и вскрытия месторождения важно контролировать изменения в нем во время добычи газа/нефти для оптимизирования добычи. Один из применяемых способов предусматривает бурение отдельных контрольных скважин, которые - помимо того, что для них требуется много затрат и времени - не в состоянии обеспечивать всестороннее отображение геометрии месторождения ввиду небольшого числа мест отбора образцов. Еще один метод предусматривает размещение датчиков в эксплуатационной скважине или «каротаж» и согласно этому способу буровую колонну поднимают, вводят устройства для измерения и затем их поднимают и буровую колонну заменяют. Прочие имеющиеся способы включают в себя повторяющиеся или периодические сейсморазведочные работы, которые также известны как 4-мерное сейсмическое моделирование. Сейсморазведочные работы предполагают использование групп пневматических источников сейсмических сигналов для формирования громких сейсмических импульсов на поверхности, которые отражаются границами между пластами породы и углеводородными месторождениями. Сейсмический способ предусматривает измерение акустических свойств подводной структуры, которые хуже коррелируются с фактическим содержанием углеводородов, чем электрическое удельное сопротивление. Помимо этого, из-за рисков для операторов пневматических источников или для людей, работающих вблизи них, и по причине нанесения вреда или нарушения морской фауны в широкой зоне вокруг импульсов непрерывные или повторяющиеся сейсморазведочные операции нежелательны и непрактичны для контролирования в более крупных масштабах. Помимо этого, при проведении сейсморазведки в стволе скважины возникает необходимость остановки и дорогостоящего простоя скважины.
Соответственно, продолжает существовать необходимость обеспечения системы и способа экономичного контролирования месторождения в течение времени для повышения добычи углеводородов из месторождения, с минимальным ущербом для окружающей среды, наносимым способами контролирования.
Сущность изобретения
В соответствии с одним из аспектов настоящего изобретения обеспечивается способ для непрерывного и повторяющегося картирования структуры месторождения на большой площади, без использования дорогостоящих скважин.
В соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения обеспечивается способ формирования комплексного изображения геометрии месторождения.
В соответствии с аспектом настоящего изобретения обеспечивается усовершенствованный регулируемый электромагнитный передатчик для использования его при измерении и контролировании углеводородных месторождений под морским дном.
Согласно настоящему изобретению изменения во времени электрического удельного сопротивления месторождений под морским дном контролируют с помощью электромагнитных способов, предусматривающих использование регулируемого электромагнитного источника. Изменения оценочного электрического удельного сопротивления происходят, когда нефть и газ вытесняются водой. С помощью этого способа можно контролировать и толщину, и простирание на ширину данного месторождения. Это контролирование позволяет оптимизировать местоположения скважин и темпы добычи в отношении совокупной добычи в течение срока службы месторождения.
В первом приводимом в качестве примера варианте осуществления изобретения: множество токопроводящих кабелей, каждый из которых соединен со множеством приемных электродов, распределено по морскому дну вокруг эксплуатационной платформы добычи углеводородов таким образом, что они проходят по всей площади углеводородного месторождения. Электромагнитный передатчик расположен на платформе и подключен, по отдельной группе кабелей, с одной или несколькими передающими электродными парами, находящимися на морском дне или вблизи него. Если предусмотрены несколько электродных пар, то электрический ток можно направлять либо одновременно, либо последовательно между парами передающих электродов, установленных таким образом, что они генерируют вертикальные, радиальные и/или азимутальные электрические поля. От глубины месторождения также зависят расстояния между передающими и приемными электродами; причем общее правило заключается в том, что расстояние должно, по меньшей мере, в три раза превышать глубину месторождения. Частоты передачи определяются по глубине месторождения и по удельной электропроводности верхних осадочных отложений и обычно составляют 0,25 Гц для месторождения глубиной в 1 км. Передающие электроды могут располагаться горизонтально на морском дне или свешиваться вертикально с платформы. Электрические поля приемных электродов, возникающие при электромагнитных передачах, контролируются на эксплуатационной платформе. Усиление сигналов от приемных электродов можно выполнять с помощью подводных усилителей или усилителей, размещенных на платформе.
Размер и положение электрических полей на передающих частотах определяют простирание и толщину месторождения. По отношению к поперечным размерам месторождения наиболее чувствительным является тип радиального электрического поля. Если передающие и приемные электроды установлены постоянно на морском дне, то изменения амплитуды принимаемых электромагнитных сигналов будут зависеть только от изменений в месторождении, а не от относительной близости другой геологической формации, что может иметь место в случае перемещения электродов.
Согласно второму приводимому в качестве примера варианту осуществления изобретения: повторные исследования можно осуществлять с помощью буксируемого судном электромагнитного передатчика, имеющего регулируемый источник; при этом передатчик перемещается в пределах группы расположенных на морском дне приемных антенн. Эту группу можно установить на площади, охватывающей данное месторождение, как в первом варианте осуществления, либо в местоположениях над месторождением можно распределить множество донных каротажных устройств сбора данных, таких как каротажное устройство-регистратор данных согласно патенту №5770945 или согласно находящейся на совместном рассмотрении международной заявке PCT US 03/18522, которые включены в данное описание в качестве ссылки. Каротажные устройства регистрации данных можно установить на том же судне, которое используется для буксирования передатчика, или их можно предварительно расположить отдельно на одном или нескольких судах, или с помощью крана или другой конструкции, установленной на фиксированной платформе. Глубина месторождения определяет расстояния между передатчиком и приемником. В этом случае расстояния между буксируемым передатчиком и приемниками предпочтительно в два раза превышают глубину месторождения.
Согласно первому аспекту настоящего изобретения предусмотрена система для контролирования в реальном времени углеводородного месторождения в течение некоторого интервала времени, на протяжении которого, возможно, будет происходить добыча углеводородов. Система содержит имеющий регулируемый источник электромагнитный передатчик, содержащий, по меньшей мере, одну передающую антенну для передачи электромагнитной энергии во множестве случаев в течение данного интервала времени; множество донных антенн, распределенных по дну по площади, соответствующей месторождению; при этом каждая донная антенна имеет группу приемных электродов, каждый из которых подает сигнал, реагируя на энергию от передатчика в каждом случае; по меньшей мере, один процесс каротажа данных для приема, в каждом случае, сигнала от каждой из антенн; причем сигнал характеризует, отчасти, полное сопротивление месторождения, и для запоминания, в каждом случае, по меньшей мере, одного параметра, относящегося к принимаемым от антенны сигналам; синхронизирующее устройство для соотнесения времени, по меньшей мере, с одним запомненным параметром; и процесс сравнения для идентификации происходящих со временем изменений, по меньшей мере, одного параметра. Каждая донная антенна содержит множество электродов, расположенных на заданных расстояниях вдоль токопроводного кабеля. Узел электромагнитного источника содержит, по меньшей мере, один передатчик вертикального поля для формирования вертикальных электрических полей, которые измеряются на всех приемных электродах. Дополнительные передатчики могут быть предусмотрены для формирования радиальных полей и/или азимутальных полей, которые измеряются всеми или выборочными приемными электродами.
Передатчик является передатчиком, имеющим регулируемый источник и выполненным с возможностью формирования наиболее сильного возможного тока в воде у дна по передающему кабелю. Поскольку сигнал в воде быстро претерпевает ослабление, поэтому группу передающих электродов необходимо расположить в непосредственной близости ко дну. В тех случаях, когда источник буксируется судном, важно, чтобы буксируемая группа кабелей была выполнена таким образом, чтобы она не всплывала. Также предпочтительно, чтобы кабель не был настолько тяжелым, что будет волочиться непосредственно по дну и тогда возникнет опасность повреждения кабеля и/или электродов; и таковое волочение необходимо исключить для сведения к минимуму отрицательного воздействия на окружающую среду, т.е. повреждения коралловых структур или донных конструкций, связанных с добычей углеводородов. Для достижения указанного равновесия желательно, чтобы конструкция кабеля глубокого буксирования была нейтрально плавучей. Согласно известному уровню техники медные проводники заключены в наполненном нефтью рукаве; причем плотность нефти подобрана сообразно обеспечению нейтральной плавучести. Эти кабели тяжелые и с ними трудно обращаться, и они подвержены разрывам, из-за чего нефть может попасть в воду и/или вода может попасть в кабель.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения усовершенствованный кабель для глубокого буксирования содержит многожильный скрученный алюминиевый силовой провод, нейтрально плавучий в морской воде за счет того, что он заключен в термоэластопласте, плотность которого меньше 1000 кг/куб.м.
Изобретение также обеспечивает способ контролирования углеводородных месторождений под морским дном в течение некоторого интервала времени, на протяжении которого может происходить добыча углеводородов. Этот способ предусматривает распределение множества приемных антенн на дне по площади, соответствующей месторождению; причем каждая антенна содержит группу приемных электродов; размещение, по меньшей мере, одного передатчика электромагнитного поля на дне или вблизи него, над месторождением; получение во множестве случаев в течение упомянутого интервала от каждой приемной антенны сигнала, реагирующего на энергию передатчика; при этом каждый сигнал характеризует отчасти полное сопротивление месторождения; запоминание в каждом случае, по меньшей мере, одного параметра, относящегося к принимаемым от антенн сигналам; и идентификация происходящих с течением времени изменений, по меньшей мере, одного параметра. Чувствительность измерений по отношению к добыче углеводородов можно регулировать подбором частоты и расстоянием между передатчиком и приемником для формирования десятикратного изменения напряженности поля во время добычи. Можно использовать несколько процессоров и данные можно объединять для измерения крупных площадей. Синхронизирующее устройство также используется для синхронизации нескольких процессоров и для времени суммирования. Способ контроля углеводородного месторождения можно применять в процессе добычи для оценки скорости добычи.
Краткое описание чертежей
Настоящее изобретение поясняется приводимым ниже подробным описанием его предпочтительного варианта осуществления в совокупности с прилагаемыми чертежами, на которых аналогичные ссылочные обозначения относятся к аналогичным компонентам, на которых:
Фиг.1 - схематическое изображение боковой проекции фиксированно установленной системы в соответствии с настоящим изобретением;
Фиг.2 - вид сверху фиксированно установленной системы согласно настоящему изобретению;
Фиг.3 - схематическое изображение вида сверху, приводимого в качестве примера подвижных каротажных блоков, установленных в местоположениях на морском дне согласно второму варианту осуществления настоящего изобретения;
Фиг.4 - схематическое изображение буксируемого узла электромагнитного передатчика;
Фиг.5 - поперечное сечение кабеля для передатчика глубокого буксирования;
Фиг.6а - одномерная модель для измерения структуры с несколькими пластами; Фиг.6b - график чувствительности в зависимости от расстояния между источником и приемником, и частотой передачи; и
Фиг.7 - график изменения электрического поля/момента диполя в зависимости от толщины месторождения.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществлений
Согласно настоящему изобретению изменения во времени электрического удельного сопротивления углеводородных месторождений под морским дном контролируют для определения времени вытеснения водой нефти или газа в месторождении. Используются электромагнитные способы, предусматривающие применение регулируемого электромагнитного источника. С помощью этого способа можно контролировать и толщину, и простирание на ширину месторождения по измерениям, выполняемым непрерывно или через интервалы времени, для определения скорости добычи. Этот способ обеспечивает возможность оптимизирования расположения скважин и темпов добычи по отношению к совокупной добыче в течение срока службы месторождения.
Согласно известному уровню техники углеводородные месторождения могут находиться под озерами, реками и также в море. Соответственно, в контексте данного описания, термин «морское дно» используется для общего обозначения дна водной массы, на котором достаточный уровень электропроводности может присутствовать для измерений; и этот термин не ограничивается морским дном.
Размер и положение электрических полей на передающих частотах используются для определения простирания и толщины месторождения. При стационарном размещении передающих и приемных электродов на дне изменения амплитуды принимаемых электромагнитных сигналов будут зависеть только от изменений в месторождении, а не от относительной близости другой геологической формации, что может иметь место в случае перемещения электродов. Фиг.1 и 2 иллюстрируют первое приводимое в качестве примера осуществление системы согласно настоящему изобретению, установленной в фиксированной взаимосвязи по отношению к платформе 2, такой как буровая установка, выполненная для добычи углеводородов из месторождения 4 под морским дном посредством бура 6.
Передатчик 10 электромагнитного поля находится на платформе 2 и электрически соединен с одной или несколькими передающими антеннами 12. Передатчик 10 содержит имеющий регулируемый источник передатчик, выполненный с возможностью выработки максимально возможного тока в воде на дне по передающему кабелю. Поскольку сигнал в воде быстро ослабевает, группа передающих электродов предпочтительно расположена близко ко дну, согласно ограничениям по расстоянию между передатчиком и приемником. Если предусматривается множество пар электродов, то электроток можно прилагать либо одновременно, либо последовательно между парами передающих электродов, которые установлены с возможностью генерирования вертикальных, радиальных и/или азимутальных электрических полей. Частоты, при которых осуществляется передача, определяются глубиной месторождения и удельной электропроводностью верхних осадочных отложений, и обычно составляют 0,25 Гц для месторождений глубиной в 1 км. Передающие электроды можно расположить горизонтально на дне либо они могут свешиваться вертикально с платформы.
В примере согласно Фиг.1: антенна 12а сформирована из комбинации кабеля 14а и передающих электродов 16А и 16В. В предпочтительном варианте осуществления электродами являются серебряные электроды, электродами из хлорида серебра согласно патенту №5770945, но также можно использовать и другие типы электродов, известных из уровня техники. Антенна 12а, свешиваемая с платформы 2, формирует вертикальное электрическое поле - показано линиями 48 поля. Антенна 12b, сформированная из комбинации кабеля 14b и передающих электродов 16С и 16D, расположена на дне 8 и формирует радиальное электрическое поле, указанное линиями 50 поля на чертеже Фиг.2. В качестве альтернативы платформе над поверхностью воды: компоненты можно расположить в соответствующем герметизированном корпусе на дне или вблизи дна. При постоянной установке передающих и принимающих электродов на дне изменения амплитуды принимаемых электромагнитных сигналов будут зависеть только от изменений в месторождении, а не от относительной близости другой геологической формации, что могло бы произойти при перемещении электродов.
Группа принимающих антенн 26 распределена по дну 8 над площадью месторождения 4. Группа приемников соединена с многоканальным усилителем 62, который принимает и усиливает сигналы антенн для передачи в процессор 70 каротажа данных, который запоминает данные, собираемые антеннами с течением времени. (В целях данного изобретения, если контекст не подразумевает другого смысла, термин «время» относится, по меньшей мере, к дате или ко времени суток). Синхронизирующее устройство, которое может находиться в корпусе процессора и, поэтому - отдельно на чертеже не показано - обеспечивает синхронизирующий сигнал процессору для синхронизации в целях суммирования сигнала и определения фазы. Синхронизирующим устройством может быть любое устройство, выполненное с возможностью формирования точного синхронизирующего сигнала, может включать, например, кварцевый генератор, устройство на интегральной схеме, приемник глобальной спутниковой системы радиоопределения или их комбинацию. Выбор соответствующего синхронизирующего устройства будет очевидным для специалистов в данной области техники.
Значения времени суммирования записываются процессором в качестве эталонов для запомненных сигналов данных. Усилитель 62 и процессор 70 каротажа данных могут находиться на платформе 2 или под водой в водонепроницаемом корпусе. Обращаясь к приводимому в качестве примера варианту осуществления согласно Фиг.1: антенна 26а содержит кабель 40 и приемные электроды 30а-30d. Каждая пара приемных электродов, например, электроды 30а-30b и электроды 30с-30d, содержит один электрод из хлорида серебра и один металлический электрод. Антенна 26а является только одной из многих приемных антенн, которые согласно Фиг.2 проходят в радиальном направлении, как спицы, от платформы 2 и охватывают месторождение 4 (указано пунктирными линиями) по существу в разных направлениях для обеспечения соответствующего представления простирания месторождения. В поясняемом примере: приемная группа 26 имеет восемь спиц, в частности - антенны 26а-26h. Антенна 26b содержит кабель 41 и приемные электроды 31а-31d; антенна 26 с содержит кабель 42 и приемные электроды 32а-d; антенна 26d содержит кабель 43 и приемные электроды 33а-d. Антенна 26е содержит кабель 44 и приемные электроды 34а-d; антенна 26f содержит кабель 45 и приемные электроды 35а-d. Антенна 26g состоит из кабеля 46 и приемных электродов 36а-d; и антенна 26h содержит кабель 47 и электроды 37а-d. Как правило, порядок распределения приемных антенн будет зависеть от формы месторождения и местонахождения платформы. Поясняемый порядок распределения приводится только в качестве примера.
Хотя передатчик обычно будет контролироваться многими приемниками, но в приводимом в качестве примера варианте осуществления для каждой радиальной приемной антенны имеется соответствующая передающая антенна для формирования радиального электромагнитного поля, обнаруживаемого приемной антенной. Эти передающие антенны можно активировать либо одновременно, либо последовательно. Показания снимаются с приемных антенн для измерения радиального простирания месторождения в направлении, соответствующем радиальной ориентации приемной антенны. Согласно Фиг.2: если передающая антенна 12f, включающая в себя электроды 22А и 22В, запитывается, то показания снимаются, по меньшей мере, с приемной антенны 26а (электроды 30а-d) для обеспечения измерения радиального поля, соответствующего радиальному направлению антенны. Электрическое поле, формируемое передающей антенной, также будет измеряться на другой приемной антенне и, возможно, всеми другими приемниками в данной группе, если на электродах присутствует достаточный уровень сигнала. Поэтому, например, электрическое поле, формируемое передающей антенной 12f, будет измеряться на приемных антеннах 26а, 26b, 26c, 26g и 26h. При активировании передающей антенны 12е (электроды 21А и 21В), по меньшей мере, приемная антенна 26b обнаружит радиальное поле. Аналогично, комбинации передающей антенны 12d и приемной антенны 26с, передающей антенны 12с и приемной антенны 26d, передающей антенны 12b и приемной антенны 26е, передающей антенны 12i и приемной антенны 26f, передающей антенны 12h и приемной антенны 26g, и передающей антенны 12g и приемной антенны 26h можно использовать для измерения радиальных полей в их соответствующих направлениях по месторождению 4.
Хотя оно, как правило, не реагирует на изменения электрического удельного сопротивления, азимутальное поле можно использовать в качестве управляющего сигнала для обеспечения измерения фонового электрического удельного сопротивления. Фоновое электрическое удельное сопротивление затем можно будет вычесть из измерений, сделанных с помощью вертикального и/или радиального полей, для обеспечения измерения электрического удельного сопротивления с поправкой на фон. Для измерения азимутального поля дополнительные передатчики или приемники не требуются. Вместо этого можно подобрать разные комбинации передающих электродов и приемных электродов, используемых для радиального измерения, для формирования и измерения азимутального поля. Например, обращаясь к Фиг.2: азимутальное поле можно формировать на передающих электродах 20В и 21В, как указанно линиями 52 поля, и обнаружить с помощью приемных электродов 31b и 32b, по сути создавая воображаемую линию или дугу, которая соединяет точки на двух разных радиальных спицах. Как и в случае измерения радиального поля, комбинации электродов можно либо одновременно, либо последовательно активировать для измерения азимутального поля по всем участкам месторождения. Например, поле, формируемое передающими электродами 19В и 20В, можно измерить с помощью приемных электродов 32b и 33b, затем поле, формируемое передающими электродами 18В и 19В, будет измерено с помощью приемных электродов 31b и 32b, и т.д. Таким образом, с помощью одних и тех же групп передающих и приемных антенн можно произвести оценку простирания месторождения и поперечной единообразности с устранением фонового электрического удельного сопротивления.
Для определения коррекций данных РЭМИ может быть желательным выполнение магнитотеллурического (МТ) зондирования. МТ-данные могут обеспечить базисное измерение для проводимости поверхностных отложений или для устранения шума в данных РЭМИ. Способы РЭМИ очень эффективны для определения характеристик сопротивления структуры под морским дном, но МТ-способы лучше определяют характеристики проводимости. МТ-способ использует измерение естественно возникающих электромагнитных полей для определения электрического удельного сопротивления, или проводимости, подземных пород. Комбинирование двух методов для достижения повышенной точности и разрешающей способности имеет преимущества, особенно в областях, имеющих высокое сопротивление пород небольшой глубины, как базальт.
В одном комбинированном применении МТ-способ можно использовать как эталон для аннулирования шума из данных РЭМИ. В частности, самый крупный источник шума в данных РЭМИ ниже 0,3 Гц (точная частота зависит от глубины воды) - это МТ-сигналы. Поскольку МТ-сигналы пространственно единообразные, возможно выполнить серийные по времени измерения магнитных и/или электрических полей вне контролирующей группы и затем использовать эти измерения, чтобы вычесть МТ-шум из контролирующих измерений. Применения этого способа в другой обстановке (обнаружение подводных лодок) сообщают значение снижения шума до 40 дБ.
В другом применении МТ можно использовать для улучшения истолкования данных РЭМИ. МТ-способ особо чувствителен к проводящим частям структуры под морским дном, которая в этом случае является осадочной породой над и под месторождением. Поскольку МТ-способ почти полностью нечувствителен к тонким имеющим сопротивление пластам, если при этом месторождение не имеет значительной толщины и не залегает относительно неглубоко, в МТ-данных реагирование не отражается. За счет этого обеспечивается механизм, который гарантирует, что изменения в данных контролирования РЭМИ являются результатом истощения месторождения, а не вызваны изменениями проводимости осадочных отложений. Повторяющиеся измерения МТ-реагирования по площади месторождения можно использовать для контролирования проводимости осадочных отложений независимо от группы контролирования РЭМИ. Каротажные устройства согласно патенту 5770945, имеющие датчики, которые работают на принципе индукции магнитного поля и используются для МТ-съемки, можно применять и для электромагнитных, и для МТ-измерений. Либо можно использовать отдельные детектирующие системы.
Измерение вертикального поля 48, обеспечивающее оценку поперечных изменений электрического удельного сопротивления, т.е. показывающее фронты, выполняется всеми приемными электродами в группе антенн. Например, электроды 30а-30d приемной антенны 26а можно использовать для оценки толщины месторождения в местоположении, соответствующем площади под группой антенн. Например, электроды 30а-30d приемной антенны 26а можно использовать для оценки толщины месторождения в местоположении, соответствующем площади под антенной 26а. Аналогично, сигналы от приемных антенн 26b-26g можно считывать последовательно, или в одной или нескольких комбинациях, для оценки толщины месторождения в местоположении в месторождении, соответствующем местоположению антенны, на которой обнаружен сигнал.
Для работы с различными комбинациями приемных кабелей и электродов в каждом узле кабеля можно предусмотреть предварительный усилитель, запитываемый по кабелю. Усиленные сигналы затем передаются в процессор 70 каротажа на платформе. Канал переменного тока предусматривается для каждой кабельной пары, чтобы ее можно было контролировать одновременно. Затем для генерирования разных электрических полей можно включить только передатчик.
Согласно второму варианту осуществления повторные съемки можно осуществлять с помощью буксируемого судном электромагнитного передатчика, имеющего регулируемый источник и перемещаемого в пределах группы приемных антенн, расположенных на дне. Эту группу можно установить с охватом всей площади месторождения, как и в первом варианте осуществления, либо множество донных каротажных устройств-регистраторов данных, таких как каротажное устройство согласно патенту №5770945 или согласно находящейся на совместном рассмотрении международной заявке PCT US 03/18522, содержание которой включено в данное описание в качестве ссылки, можно распределить в местоположениях над месторождением. Каротажные устройства-регистраторы данных могут быть установлены на том же судне, которое буксирует передатчик, либо их можно установить отдельно заранее на одном или несколько судах, или с помощью крана или другой конструкции, расположенной на неподвижной платформе.
Фиг.3 показывает приводимое в качестве примера расположение каротажных устройств 100 в местоположениях на дне над углеводородным месторождением 4. В то время как изображено 12 устройств, можно использовать большее или меньшее число устройств, при условии, что они дадут достаточный охват соответствующей месторождению площади для обеспечения достоверной оценки его простирания на ширину. Расположение каротажных устройств 100 не является критичным при условии обеспечения соответствующей выборки площади месторождения, поскольку учет измерения радиального поля позволяет именно схема хода буксирования. Каждое показываемое схематически каротажное устройство 100 имеет, по меньшей мере, две приемные симметричные вибраторные антенны 102, 104, расположенные под прямым углом друг к другу; усилитель сигнала 106 для приема и усиления сигналов от электродов антенн и процессор 108 каротажа данных, в котором сигналы оцифровываются и запоминаются в запоминающем устройстве вместе с синхронизирующим сигналом. Либо соответствующие схемы можно поместить в водонепроницаемый корпус, находящийся вблизи приемных электродов, для усиления и преобразования в цифровую форму сигналов электрического поля в местах расположения симметричных вибраторных антенн, с последующей передачей цифрового сигнала в центральное каротажное устройство. Прочие детали каротажного устройства раскрыты в упоминаемом выше патенте и в международной заявке и здесь не повторяются. (Дополнительные детали каротажного устройства также см. в статье Constable and Cox ("Marine controlled source electromagnetic sounding 2. The PEGASUS experiment", J. Geophys. Res., 101, pp.5519-5530, 1996», которая включена в данный документ в качестве ссылки). Следует отметить, что вертикальное поле можно измерять дополнительной вертикальной симметричной вибраторной антенной согласно описанию в международной заявке PCT US 03/18522.
Повторную съемку можно выполнять с помощью судового электромагнитного передатчика 202, имеющего регулируемый источник, буксируемого судном 200 или другим судном, согласно Фиг.4. Для обеспечения измерения радиального поля передатчик буксируют по радиальной схеме по площади месторождения. Расстояние между передатчиком 202 и приемниками должно в два или более раза превышать глубину месторождения. Таким образом, для глубины месторождения в 1 км приемники должны отстоять от передатчика, по меньшей мере, на 2 км. В приводимом в качестве примера варианте осуществления передатчик 202 запитывается от бортового устройства согласования электропитания, которое преобразует бортовое трехфазное электропитание в электропитание регулируемой амплитуды и соответствующей частоты для передачи в передатчик глубокого буксирования (от 60 до 400 Гц; при этом более высокие частоты позволяют использовать более эффективные и компактные трансформаторы). Либо бортовым электропитанием может быть источник постоянного тока с преобразованием сигнала в сигнал высокой частоты в буксируемом узле вблизи морского дна. Регулирование частоты должно быть точным и стабильным, предпочтительно с использованием синхронизации глобальной системы спутникового радиоопределения. Устройством согласования электропитания может быть система электропитания DMAC II производства компании Elgar Electronics Corporation (Сан-Диего, Калифорния) или аналогичная система. Повышающий трансформатор используется для повышения напряжения от устройства согласования электропитания до максимума, который может выдержать кабель глубокого буксирования (обычно 2000 В переменного напряжения). Для передачи высоковольтной мощности в буксирующий кабель 210 используется узел, состоящий из лебедки и токособирательного кольца.
Передающий блок 202 согласно Фиг.4 включает в себя раму 204 механического буксирования, в которой находятся передающие электронные схемы 206 и передающая антенна 208. Если передающий блок расположен на платформе, то буксируемые рама и кабель не требуются. В буксируемом передатчике передающие электронные схемы 206 находятся в водонепроницаемом корпусе, выдерживающем повышенное давление. Передающая антенна 208 с антенным кабелем 207 и электродами 209А и В соединена с корпусом с электронными схемами и буксируется позади рамы 204.
Передающие электронные схемы 206 содержат понижающий трансформатор для преобразования электропитания высокого напряжения от кабеля 210 глубокого буксирования в низковольтное с большой силой тока электропитание для передатчика 202. Выходной сигнал силового трансформатора подвергается двухполупериодному выпрямлению и коммутируется в более низкую передающую частоту (с 10 Гц до 0,01 Гц) с помощью кремниевой регулируемой мостовой выпрямительной схемы и управляющей схемы согласно статье Constable and Cox ("Marine controlled source electromagnetic sounding 2. The PEGASUS experiment", J. Geophys. Res., 101, pp.5519-5530, 1996), либо преобразованием в постоянный ток с помощью двухполупериодной мостовой схемы силовых диодов, либо путем коммутации получаемого при этом постоянного тока с помощью интегральных вентильных биполярных транзисторов.
Электромеханический кабель 210 передает электропитание от повышающего трансформатора в передатчик 202 глубокого буксирования. Поскольку сигнал быстро ослабляется в воде, передающая антенна 208 должна быть расположена близко к морскому дну; и поэтому важно, чтобы конструкция группы буксируемого кабеля не была всплывающей. Также предпочтительно, чтобы кабель не был слишком тяжелым и по этой причине волочился бы непосредственно по дну во избежание повреждения кабеля и/или электродов, и также чтобы свести к минимуму ущерб окружающей среде, например, повреждение коралловых структур или искусственных конструкций, относящихся к добыче углеводородов. Для достижения указанного баланса желательная конструкция кабеля 210 глубокого буксирования должна иметь нейтральную плавучесть. Согласно известному уровню техники медные проводники заключены в наполненный маслом рукав; при этом плотность масла подбирают для обеспечения нейтральной плавучести (см. патент США №4634804). С такими кабелями трудно работать и они подвержены разрывам, в результате которых масло может попасть в воду или вода может попасть в кабель. В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения усовершенствованный кабель для глубокого буксирования содержит металлический силовой проводник, нейтральная плавучесть в морской воде которого обеспечивается тем, что он заключен внутри термоэластопласта, плотность которого менее 1000 кг/куб.м. В предпочтительном варианте осуществления многожильный скрученный алюминиевый проводник выбран за его легкость, но можно использовать и другие металлы, включая медь. Приводимое в качестве примера сечение кабеля 210 показано на чертеже Фиг.5: многожильный скрученный алюминиевый проводник 212 заключен внутри термоэластопласта 214.
В третьем варианте осуществления конфигурации приемника постоянные якоря можно установить в местоположениях на дне по площади месторождения; например, в конфигурации, аналогичной Фиг.3. Эти постоянные якоря удерживают на месте множество съемных приемных антенн. Приемные антенны можно повторно установить на якорных площадках с помощью дистанционно управляемых транспортных средств, хорошо известных из уровня техники, непосредственно перед тем, как буксируемый передатчик будет помещен в воду. Согласно этому варианту осуществления какое-либо электронное оборудование не нужно оставлять на площадке между операциями измерения.
Выбор оптимальной частоты передачи доводит до максимума возможность детектирования изменений толщины углеводородного месторождения с помощью данных электрического удельного сопротивления, полученных от электрических полей, удаленных от передатчика. Эта оптимальная частота определяется глубиной воды, глубиной месторождения, электрическим удельным сопротивлением осадочных отложений над месторождением и минимальным уровнем шума измерительной системы. Эту частоту можно определить посредством компьютерного моделирования морского дна, имеющего структуру нескольких пластов, согласно Фиг.6а, на которой изображена одномерная базовая модель месторождения глубиной 1 км на морской глубине в 1 км, с сопротивлением осадочных отложений, равным 1 Ом/м. (Объемное моделирование показывает, что этот метод дает правильный ответ, если и передатчик, и приемник находятся над месторождением). Имеет место компромисс между временной разрешающей способностью и слабейшим сигналом, который можно измерить. При этом применяются хорошо известные принципы спектрального анализа и отношения сигнал-шум.
Одним фиксированным параметром является обусловленный напряжением минимальный уровень шума системы усилителя и электродов VNf. Мощность обусловленного напряжением минимального уровня шума составляет около 10-18 В2/Гц в пределах 0,1-10 Гц. Это близко к пределу теплового шума электродной системы, и хотя этот уровень можно в некоторой степени улучшить, он вряд ли изменится при этом значительно. Амплитуду минимального уровня шума (Nf) электромагнитной системы с регулируемым источником, т.е. наиболее слабый сигнал, можно измерить по отношению сигнал-шум, равному 1:
Figure 00000002
где Bw - ширина полосы измерения (время суммирования или измерения); Dm - дипольный момент (ампер/метр) передатчика и LRA - длина приемной антенны.
Типичные значения для Dm - 104 (100-амперная передача на 100-метровую антенну. Следует отметить, что сила тока может иметь значения в пределах 10-1000 А). Типичным значением для LRA будет 100 метров для фиксированной системы и 10 метров для установленного для работы приемника. Минимальный уровень шума можно улучшить за счет удлинения и передающей, и приемных антенн, но пространственно разрешение будет снижено.
Для фиксированной установки согласно первому варианту осуществления передача может быть непрерывной, с компромиссом между временным разрешением и минимальным уровнем шума. Путем суммирования измерений в течение одного дня можно получить минимальный уровень шума 3×10-18 В/м (A). Это значение можно понизить до 1×10-18 В/м (А) при недельном измерении. Путем суммирования измерений, взятых в течение года, можно приблизиться к минимальному уровню шума, равному 10-19 В/м (А). Это, вероятно, является наименьшим практическим выполнимым измерением.
Для повторной съемки с использованием приемников и буксируемым судном передатчика, как во втором варианте осуществления, значения ширины полосы в несколько минут возможны до того, как местоположение передатчика значительно изменится. При этих 2 минутах и упоминаемых выше типичных параметрах минимальный уровень шума составит 10-15 В/м (А).
Фиг.6b показывает пиксельный график серой шкалы, иллюстрирующий чувствительность с использованием отношения горизонтального и радиального электрических полей с месторождением в модели согласно Фиг.6а, с одной стороны, и электрических полей для полностью истощенного месторождения и базовой модели, с другой. Указание серой шкалы вправо на графике показывает амплитуду минимального уровня шума Nf.
Контурные линии на чертеже Фиг.6b показывают величину электрического поля, когда месторождение присутствует, в виде экспоненты. То есть, -20 это 10-20 В/м из расчета на один дипольный момент. Сначала выбирается расстояние от источника до приемника. Оно должно быть максимально большим, но ограничиваться размером месторождения и нужной разрешающей способностью. В данном случае выбрано расстояние в 5 км (показано стрелкой «А»). Для этого расстояния максимальный эффект имеет место при 10 Гц, когда идущие в месторождение сигналы в 10000 раз сильнее, чем когда такового нет (на графике указано белым ромбом). Однако величина сигнала составляет 10-19 В/м (А), если месторождение присутствует, и 10-23 В/м (А) без такового, что, вероятно, представляет собой слишком небольшую меру. Но если минимальный уровень шума системы составляет от 10-16 В/м (А) до 10-19 В/м (А), то тогда частота 3 Гц будет оптимальной, обеспечивая тысячекратное изменение сигнала при истощении месторождения (указано стрелкой «В»). Если минимальный уровень шума системы составляет 10-15 В/м (А) до 10-16 В/м (А), то тогда частота 1 Гц даст 10-кратное изменение напряженности поля (указано стрелкой «С»). Пунктирные линии на Фиг.6b включают в себя 10-кратные и более значительные изменения на графике, что представляет собой охват от 0,1 Гц до 20 Гц для модели Фиг.6а. Как правило, с учетом величины сигнала и с учетом минимального уровня шума, предпочтительным частотным диапазоном будет 0,1-1,0 Гц для типичных значений проводимости осадочных отложений и глубины месторождения. (Более подробное описание чувствительности см. в статье Flosadóttir and Constable ("Marine controlled source electromagnetic sounding 1. Modeling and experimental design", J.Geophys. Res., 101, p.5507-5517, 1996), содержание которой включено в данный документ в качестве ссылки).
Любое сочетание расстояния и частоты, дающее коэффициент 10 или больший, изменения электрического поля, будет для предлагаемого способа целесообразным. Меньшие изменения могут также быть целесообразными, если изменения электрического удельного сопротивление окружающей среды не будут давать затруднения.
Влияние истощения месторождения на измеряемые электрические поля можно прогнозировать/моделировать. Обращаясь к примеру согласно Фиг.7: для расстояния 4,6 км и при частоте передачи 1 Гц: радиально-горизонтальное электрическое поле вычерчено относительно толщины месторождения. Согласно этому графику электрическое поле изменяется почти линейно в зависимости от толщины месторождения. Согласно этому примеру электрическое поле изменяется почти линейно в зависимости от объема месторождения, и поэтому 1%-разрешающая способность соответствует 1%-разрешающей способности толщины месторождения.
Изменение удельного электрического сопротивления осадочных отложений также обусловит изменение радиального электрического поля. Но удельное электрическое сопротивление осадочных отложений вряд ли изменится в достаточной степени, чтобы вызвать изменение величины электрического поля. Причем изменение избыточного удельного сопротивления также обусловит изменение азимутального горизонтального электрического поля, которое на Фиг.7 показано пунктирной линией. На графике наглядно представлено, что азимутальное электрическое поле гораздо менее чувствительное, чем объем месторождения.
Способ контролирования углеводородного месторождения под морским дном предусматривает этап расположения группы приемных антенн на дне с охватом площади, соответствующей местоположению и размерам углеводородного месторождения под морским дном. Приемную группу можно зафиксировать постоянно или установить с возможностью съема с помощью множества каротажных устройств или с помощью приемных антенн, прикрепленных к постоянным якорям. Передатчик электромагнитного поля расположен на морском дне, или вблизи дна, над месторождением, либо фиксировано на платформе, либо на судне, которое буксирует передатчик. Платформа может быть расположена над водой или на морском дне. Передатчик активируется для формирования электромагнитного поля, которое детектируется с помощью одной или нескольких антенн в данной приемной группе. Все месторождение можно обследовать последовательным включением множественных передатчиков, которые можно использовать для формирования вертикальных полей, радиальных полей или азимутальных полей. Детектированные сигналы соответствуют первому электромагнитному полю, на которое воздействует электрическое удельное сопротивление месторождения в положении, соответствующем местоположению приемной антенны. Сигнал, формируемый приемной антенной, усиливается, и данные, соответствующие сигналу, регистрируются как каротажная диаграмма с помощью процессора каротажа данных. Процессор каротажных данных синхронизирован для суммирования сигнала и измерения фазы. Каротажные данные обрабатываются для контролирования в реальном масштабе времени электромагнитных параметров на дне; причем электромагнитные параметры соответствуют изменениям электрического удельного сопротивления месторождения для определения одного или нескольких показателей из числа следующих: простирание на ширину, единообразность и глубина месторождения. Можно использовать несколько процессоров и данные можно скомбинировать для выполнения измерений по крупным площадям. Способ контролирования углеводородного месторождения можно использовать во время добычи, чтобы определять скорость выработки (добычи).
Другие осуществления и варианты настоящего изобретения будут очевидными для специалистов в данной области техники из излагаемого выше описания. Поэтому настоящее изобретение ограничивается только приводимой ниже формулой изобретения, которая включает в себя все прочие осуществления и варианты, следующие из приводимого ниже описания и из прилагаемых чертежей.
Источники информации
1. Chave, A.D., S.C.Constable, and R.N.Edwards, 1991: Electrical exploration methods for the seafloor, in Electromagnetic Method in Applied Geophysics, Volume 2, M. Nabighian (ed), Soc. Explor. Geophys., Tulsa., pp.931-966.
2. MacGregor, L., M.Sinha, and S.Constable, 2001: Electrical resistivity structure of the Valu Fa Ridge, Lau Basin, from marine controlled-source electromagnetic sounding, Geophys. J. Int., 146, pp.217-236.
3. Eidsmo, T., S.Ellingsrud, L.M.MacGregor, S.Constable, M.C.Sinha, S.Johansen, F.N.Kong, and Westerdahl, 2002: Sea bed logging (SBL), a new method for remote and direct identification of hydrocarbon filled layers in deepwater areas, First Break, 20, 144-152.
4. Ellingsrud, S., T.Eidsmo, S.Johansen, M.C.Sinha, L.M.MacGregor, and S.Constable, 2002: Remote sensing of hydrocarbon layers by seabed logging (SBL): Results from a cruise offshore Angola, The Leading Edge, 21, 972-982.
5. Cox, C.S., S.C.Constable, A.D.Chave and S.C.Webb, 1986: Controlled-source electromagnetic sounding of the oceanic lithosphere, Nature, 320:6057, 52-54.
6. Sinha, M.C., P.D.Patel, M.J.Unsworth, T.R.E.Owen and M.R.G.MacCormack, 1990: An Active Source Electromagnetic Sounding System for Marine Use, Marine Geophys. Res., 12, 59-68.

Claims (29)

1. Система для контролирования в реальном масштабе времени изменений по толщине и по протяженности простирания в углеводородном месторождении под морским дном, осуществляемого в интервале времени, в процессе добычи углеводородов, когда углеводороды замещаются водой; содержащая
имеющий регулируемый источник электромагнитный передатчик, содержащий, по меньшей мере, одну передающую антенну для передачи электромагнитной энергии в неоднократных случаях в течение упомянутого интервала времени;
множество донных антенн, распределенных на морском дне по площади, соответствующей протяженности простирания месторождения,
при этом каждая донная антенна содержит группу приемных электродов, каждый из которых обеспечивает сигнал, реагирующий на энергию, поступающую от передатчика, в каждом из упомянутых случаев;
по меньшей мере, один процессор обработки каротажных данных для приема в каждом случае сигнала от каждой из антенн; при этом упомянутый сигнал характеризует сопротивление месторождения; и для запоминания в каждом случае, по меньшей мере, одного параметра, относящегося к сигналам, принимаемым от антенн; и для анализа принятых данных в режиме реального времени для определения изменений сопротивления углеводородного месторождения в режиме реального времени в зависимости от протяженности простирания и толщины замещаемого водой углеводородного слоя, характеризующих текущий темп добычи углеводородов.
2. Система по п.1, в которой, по меньшей мере, одна передающая антенна передает электромагнитную энергию на частоте, выбранной для формирования десяти- или более кратного изменения напряженности поля по мере истощения месторождения.
3. Система по п.2, в которой частота снижается в диапазоне от 0,1 до 1,0 Гц.
4. Система по п.2, в которой расстояние между, по меньшей мере, одной передающей антенной и одной антенной из числа множества донных антенн выбирают в комбинации с частотой.
5. Система по п.1, в которой каждая донная антенна имеет множество электродов, расположенных на предварительно заданных расстояниях вдоль электропроводного кабеля.
6. Система по п.1, в которой множество донных антенн установлено в виде фиксированной группы на морском дне.
7. Система по п.1, в которой множество донных антенн имеет множество приемников, съемным образом установленных на дне.
8. Система по п.1, в которой электромагнитный передатчик установлен фиксировано относительно месторождения и множества донных антенн.
9. Система по п.8, дополнительно содержащая средство для установки электромагнитного передатчика на платформе, выполненной с возможностью добычи углеводородов из месторождения.
10. Система по п.9, в которой платформа расположена над водой.
11. Система по п.9, в которой платформа расположена на морском дне и в которой электромагнитный передатчик заключен в водонепроницаемом и выдерживающем повышенное давление корпусе.
12. Система по п.1, в которой электромагнитный передатчик буксируется судном в пределах площади, соответствующей месторождению.
13. Система по п.12, в которой электромагнитный передатчик буксируется обладающим нейтральной плавучестью кабелем, имеющим проводник, заключенный внутри термоэластопласта, плотность которого менее 1000 кг/м3.
14. Система по п.1, в которой электромагнитная энергия, включает в себя вертикальное поле, и каждая антенна из числа указанного множества донных антенн обеспечивает сигнал, реагирующий на вертикальное поле.
15. Система по п.1, в которой электромагнитная энергия включает в себя радиальное поле; и группа приемных электродов включает в себя пары приемных электродов, расположенные в радиальной ориентации по месторождению и измеряющие радиальное поле, и обеспечивающие сигнал в ответ на радиальное поле.
16. Система по п.1, в которой электромагнитная энергия включает в себя азимутальное поле, и группа приемных электродов включает в себя пару приемных электродов, соответствующую линии или дуге между парой радиусов, которая детектирует азимутальное поле и обеспечивает сигнал, реагирующий на азимутальное поле.
17. Система по п.1, которая также содержит индуктивные датчики магнитного поля для осуществления магнитотеллурической съемки для формирования сигнала для коррекции данных, получаемых от множества донных антенн.
18. Способ контролирования в реальном масштабе времени изменений по толщине и протяженности простирания в углеводородном месторождении под морским дном, осуществляемого в интервале времени во время добычи углеводородов, когда углеводороды замещаются водой, согласно которому
(а) распределяют множество приемных антенн на дне по площади, соответствующей протяженности простирания месторождения, причем каждая антенна содержит группу приемных электродов;
(б) устанавливают, по меньшей мере, один передатчик электромагнитного поля на дне или в близи него над месторождением;
(в) получают во множестве случаев в течение упомянутого интервала от каждой приемной антенны сигнал, реагирующий на энергию передатчика; при этом каждый сигнал характеризует отчасти полное сопротивление месторождения;
(г) запоминают в каждом случае, по меньшей мере, один параметр, относящийся к принимаемым от антенн сигналам; и
(д) анализируют принятые данные в режиме реального времени для определения изменений сопротивления углеводородного месторождения в режиме реального времени в зависимости от протяженности простирания и толщины замещаемого водой углеводородного слоя, характеризующих текущий темп добычи углеводородов.
19. Способ по п.18, в котором передатчик излучает энергию на частоте, выбранной таким образом, чтобы формировать десятикратное или большее изменение напряженности поля получаемого сигнала по мере истощения месторождения.
20. Способ по п.19, в котором частота снижается в пределах 0,1-1,0 Гц.
21. Способ по п.19, в котором расстояние между, по меньшей мере, одним передатчиком и одной антенной из числа множества приемных антенн выбирают в комбинации с частотой.
22. Способ по п.18, в котором каждая приемная антенна имеет множество электродов, расположенных на предварительно заданных расстояниях вдоль электропроводного кабеля.
23. Способ по п.18, в котором множество приемных антенн установлено в виде фиксированной группы на дне.
24. Способ по п.18, в котором множество приемных антенн имеет множество приемников, съемным образом установленных на дне.
25. Способ по п.18, в котором передатчик электромагнитного поля установлен фиксировано относительно месторождения и множества приемных антенн.
26. Способ по п.25, который также включает в себя этап установки передатчика электромагнитного поля на платформе, сооруженной для добычи углеводородов из месторождения.
27. Способ по п.18, который также включает в себя этап установки и буксирования судном передатчика электромагнитного поля по площади, соответствующей месторождению.
28. Способ по п.27, в котором электромагнитный передатчик буксируется обладающим нейтральной плавучестью кабелем, имеющим проводник, заключенный внутри термоэластопласта, плотность которого менее 1000 кг/м3.
29. Способ по п.18, который также включает в себя этапы, согласно которым
осуществляют магнитотеллурическую съемку;
применяют измерения магнитотеллурической съемки для коррекции, по меньшей мере, одного запомненного параметра.
RU2005121573/28A 2002-12-10 2003-12-10 Система и способ контроля месторождения углеводородов с использованием электромагнитных полей регулируемого источника RU2335788C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US43246702P 2002-12-10 2002-12-10
US60/432,467 2002-12-10

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2005121573A RU2005121573A (ru) 2006-01-20
RU2335788C2 true RU2335788C2 (ru) 2008-10-10

Family

ID=32507935

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2005121573/28A RU2335788C2 (ru) 2002-12-10 2003-12-10 Система и способ контроля месторождения углеводородов с использованием электромагнитных полей регулируемого источника

Country Status (9)

Country Link
US (1) US7109717B2 (ru)
EP (1) EP1579248A4 (ru)
CN (1) CN100339724C (ru)
AU (1) AU2003297846B2 (ru)
BR (1) BR0316781A (ru)
MX (1) MXPA05006215A (ru)
NO (1) NO20052985L (ru)
RU (1) RU2335788C2 (ru)
WO (1) WO2004053528A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2547538C1 (ru) * 2014-02-03 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Тантал" (ОАО "Тантал") Способ дистанционного бесконтактного зондирования, каротажа пород и позиционирования снаряда в буровой скважине
RU220427U1 (ru) * 2022-06-15 2023-09-13 ООО "Подводная робототехника" Устройство для оценки и измерения биологического обрастания

Families Citing this family (93)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6842006B2 (en) 2002-06-27 2005-01-11 Schlumberger Technology Corporation Marine electromagnetic measurement system
GB2410090B (en) * 2002-12-10 2006-03-08 Schlumberger Holdings Subsurface imaging
US7023213B2 (en) 2002-12-10 2006-04-04 Schlumberger Technology Corporation Subsurface conductivity imaging systems and methods
GB2415785B (en) * 2004-07-02 2006-11-22 Ohm Ltd Electromagnetic surveying
WO2006026361A1 (en) * 2004-08-25 2006-03-09 The Regents Of The University Of California Three-axis marine electric field sensor for seafloor electrical resistivity measurement
US7317990B2 (en) 2004-10-25 2008-01-08 Schlumberger Technology Corporation Distributed processing system for subsurface operations
GB2420855B (en) * 2004-12-02 2009-08-26 Electromagnetic Geoservices As Source for electromagnetic surveying
GB2422673B (en) * 2005-02-01 2010-03-24 Electromagnetic Geoservices As Optimum signal for sea bed logging
GB2423370B (en) * 2005-02-22 2007-05-02 Ohm Ltd Electromagnetic surveying for resistive or conductive bodies
AU2006258149B2 (en) 2005-06-10 2011-07-14 Exxonmobil Upstream Research Company Method for controlled source electromagnetic reconnaissance surveying
RU2005118534A (ru) * 2005-06-16 2006-12-27 Евгений Дмитриевич Лисицын (RU) Способ морской электроразведки нефтегазовых месторождений и аппаратурный комплекс для его осуществления "vesotem"
EA012769B1 (ru) 2005-09-19 2009-12-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ осуществления электромагнитной разведки с управляемым источником с использованием множественных передатчиков
BRPI0618149A2 (pt) * 2005-11-01 2011-08-16 Exxonmobil Upstream Res Co métodos para estimar erro em dados medidos provenientes de uma prospecção eletromagnética de fonte controlada de uma região de sub-superfìcie e para produzir hidrocarbonetos a partir de uma região de sub-superfìcie
NO323889B3 (no) * 2005-11-03 2007-07-16 Advanced Hydrocarbon Mapping As Framgangsmåte for kartlegging av hydrokarbonreservoarer samt apparat for anvendelse ved gjennomføring av framgangsmåten
CN100454040C (zh) * 2005-11-14 2009-01-21 吉林大学 浅海底瞬变电磁探测发射装置
RU2375728C2 (ru) * 2005-12-15 2009-12-10 Закрытое акционерное общество "ЕММЕТ" Способ и устройство для морской электроразведки нефтегазовых месторождений
GB2435693A (en) * 2006-02-09 2007-09-05 Electromagnetic Geoservices As Seabed electromagnetic surveying
US8274290B2 (en) 2006-02-14 2012-09-25 Exxonmobil Upstream Research Company Source monitoring for electromagnetic surveying
EP1991886A4 (en) * 2006-02-21 2012-07-04 Exxonmobil Upstream Res Co METHOD FOR SUPPRESSING ELECTROMAGNETIC RADIO WAVES BY ACTIVE DISCONNECTION AND SHIELDING
US20070216416A1 (en) * 2006-03-15 2007-09-20 Baker Hughes Incorporated Electromagnetic and Magnetostatic Shield To Perform Measurements Ahead of the Drill Bit
MX2008013955A (es) * 2006-05-04 2008-11-12 Exxonmobil Upstream Res Co Analisis de lapso de tiempo con datos electromagneticos.
GB2439378B (en) * 2006-06-09 2011-03-16 Electromagnetic Geoservices As Instrument for measuring electromagnetic signals
GB2454604B (en) * 2006-07-13 2011-02-02 Exxonmobil Upstream Res Co Method to maintain towed dipole source orientation
US7657391B2 (en) * 2006-07-14 2010-02-02 Westerngeco L.L.C. Electromagnetically detecting thin resistive bodies in shallow water and terrestrial environments
US7860655B2 (en) * 2006-07-14 2010-12-28 Westerngeco L.L.C. Electromagnetically detecting thin resistive bodies in shallow water and terrestrial environments
US20080048881A1 (en) * 2006-08-24 2008-02-28 Schlumberger Technology Corporation Technique and Apparatus to Track and Position Electromagnetic Receivers
WO2008028083A2 (en) * 2006-08-30 2008-03-06 The Regents Of University Of California Method and system for detecting and mapping hydrocarbon reservoirs using electromagnetic fields
CA2663662C (en) 2006-09-13 2016-07-05 Exxonmobil Upstream Research Company Rapid inversion of electromagnetic reconnaissance survey data
US8055446B2 (en) * 2006-10-11 2011-11-08 Byerly Kent A Methods of processing magnetotelluric signals
GB2442749B (en) 2006-10-12 2010-05-19 Electromagnetic Geoservices As Positioning system
US7504829B2 (en) * 2006-10-24 2009-03-17 Westerngeco L.L.C. Methods and apparatus for subsurface geophysical exploration using joint inversion of steady-state and transient data
NO326978B1 (no) * 2006-11-27 2009-03-30 Advanced Hydrocarbon Mapping As Framgangsmate for kartlegging av hydrokarbonreservoarer pa grunt vann samt apparat for anvendelse ved gjennomforing av framgangsmaten
GB2445582A (en) * 2007-01-09 2008-07-16 Statoil Asa Method for analysing data from an electromagnetic survey
CA2681237C (en) 2007-04-26 2018-04-24 Exxonmobil Upstream Research Company Controlled-source electromagnetic survey method
WO2008134599A1 (en) * 2007-04-30 2008-11-06 Kjt Enterprises, Inc. Multi-component marine electromagnetic signal acquisition cable, system and method
US7746077B2 (en) * 2007-04-30 2010-06-29 Kjt Enterprises, Inc. Method for measuring the magnetotelluric response to the earth's subsurface
US8026723B2 (en) * 2007-04-30 2011-09-27 Kjt Enterprises, Inc. Multi-component marine electromagnetic signal acquisition method
US7872477B2 (en) 2007-04-30 2011-01-18 Kjt Enterprises, Inc. Multi-component marine electromagnetic signal acquisition cable and system
NZ581872A (en) 2007-05-14 2012-07-27 Ocean Floor Geophysics Inc Underwater electric field electromagnetic prospecting system
WO2008150748A1 (en) * 2007-05-31 2008-12-11 Zupt, Llc Method for determining the absolute orientation of subsea electromagnetic sensor arrays
GB2450158B (en) 2007-06-15 2009-06-03 Ohm Ltd Electromagnetic detector for marine surveying
CN101796431B (zh) * 2007-08-01 2014-09-10 哈里伯顿能源服务公司 钻井工具传感器数据的远程处理和数据获取系统上的传感器数据校正
US8612194B2 (en) * 2007-08-08 2013-12-17 Westerngeco L.L.C. Updating a subterranean model using at least electromagnetic data
GB2468446B (en) * 2007-12-12 2011-09-21 Exxonmobil Upstream Res Co Method and apparatus for evaluating submarine formations
NO328811B1 (no) * 2007-12-21 2010-05-18 Advanced Hydrocarbon Mapping A Framgangsmate og apparat for hurtig kartlegging av submarine hydrokarbonreservoarer
GB2458280B (en) * 2008-03-11 2011-02-23 Ohm Ltd Hydrocarbon reservoir surveying
WO2009131485A1 (ru) * 2008-04-22 2009-10-29 Закрытое Акционерное Общество "Еmmet" Генераторное устройство для морских геофизических исследований
US8063642B2 (en) * 2008-06-11 2011-11-22 Mtem Ltd Method for subsurface electromagnetic surveying using two or more simultaneously actuated electromagnetic sources
CA2725922C (en) 2008-06-24 2016-08-30 Exxonmobil Upstream Research Company Method for electromagnetic prospecting waveform design
NO329371B1 (no) * 2008-10-10 2010-10-04 Advanced Hydrocarbon Mapping A Anordning ved mottaker for vertikal elektromagnetisk feltkomponent
US20100179762A1 (en) * 2009-01-12 2010-07-15 Baker Hughes Incorporated Method of Correcting Imaging Data For Standoff and Borehole Rugosity
EP2380043A1 (en) * 2009-01-20 2011-10-26 Statoil ASA Improved csem survey method
US8258791B2 (en) 2009-01-27 2012-09-04 Mtem Ltd. Method for subsurface electromagnetic surveying using two or more simultaneously actuated electromagnetic sources to impart electromagnetic signals into a subsurface formation and thereby determining a formation response to each signal
WO2010104401A1 (en) * 2009-03-12 2010-09-16 Advanced Hydrocarbon Mapping As Method and apparatus for offshore hydrocarbon electromagnetic prospecting based on circulation of magnetic field derivative measurements
NO330702B1 (no) * 2009-03-20 2011-06-14 Advanced Hydrocarbon Mapping As Framgangsmate og apparat for elektromagnetisk kartlegging av undersjoiske hydrokarbonforekomster basert pa totalmagnetfeltmalinger
US8554482B2 (en) * 2009-05-05 2013-10-08 Baker Hughes Incorporated Monitoring reservoirs using array based controlled source electromagnetic methods
IN2012DN05167A (ru) 2010-02-12 2015-10-23 Exxonmobil Upstream Res Co
CA2786584C (en) 2010-03-12 2017-07-18 Exxonmobil Upstream Research Company Dynamic grouping of domain objects via smart groups
US9588250B2 (en) 2010-04-14 2017-03-07 Baker Hughes Incorporated Three-coil system with short nonconductive inserts for transient MWD resistivity measurements
WO2012015542A1 (en) 2010-07-27 2012-02-02 Exxonmobil Upstream Research Company Inverting geophysical data for geological parameters or lithology
CN102073046A (zh) * 2010-08-02 2011-05-25 电子科技大学 水下主动电场成像装置
US9195783B2 (en) 2010-08-16 2015-11-24 Exxonmobil Upstream Research Company Reducing the dimensionality of the joint inversion problem
DE102010035261A1 (de) * 2010-08-24 2012-03-01 Arnim Kaus Verfahren und Messvorrichtung zur Erkundung von Kohlenwasserstoff-Reservoirs im Untergrund
CN102466822B (zh) * 2010-11-04 2013-09-04 中国石油天然气集团公司 一种海洋电磁勘探四极互组合布极方法
EP2668641B1 (en) 2011-01-26 2020-04-15 Exxonmobil Upstream Research Company Method of reservoir compartment analysis using topological structure in 3d earth model
US8797038B2 (en) * 2011-03-01 2014-08-05 Pgs Geophysical As High voltage DC power for electromagnetic survey source
US8816689B2 (en) * 2011-05-17 2014-08-26 Saudi Arabian Oil Company Apparatus and method for multi-component wellbore electric field Measurements using capacitive sensors
US9207355B2 (en) * 2011-05-26 2015-12-08 Baker Hughes Incorporated Method for physical modeling of reservoirs
US9453929B2 (en) 2011-06-02 2016-09-27 Exxonmobil Upstream Research Company Joint inversion with unknown lithology
US9702995B2 (en) 2011-06-17 2017-07-11 Exxonmobil Upstream Research Company Domain freezing in joint inversion
EP2734866B1 (en) 2011-07-21 2020-04-08 Exxonmobil Upstream Research Company Adaptive weighting of geophysical data types in joint inversion
US10139505B2 (en) 2011-08-09 2018-11-27 Pgs Geophysical As Digital sensor streamers and applications thereof
US8650963B2 (en) 2011-08-15 2014-02-18 Pgs Geophysical As Electrostatically coupled pressure sensor
US9239401B2 (en) * 2012-03-01 2016-01-19 Pgs Geophysical As Stationary source for marine electromagnetic surveying
US10591638B2 (en) 2013-03-06 2020-03-17 Exxonmobil Upstream Research Company Inversion of geophysical data on computer system having parallel processors
US9632197B2 (en) 2013-03-06 2017-04-25 Pgs Geophysical As Silicon controlled rectifier control of sub-sea towed electromagnetic source
US9846255B2 (en) 2013-04-22 2017-12-19 Exxonmobil Upstream Research Company Reverse semi-airborne electromagnetic prospecting
EP3008281A2 (en) 2013-06-10 2016-04-20 Exxonmobil Upstream Research Company Interactively planning a well site
US9864098B2 (en) 2013-09-30 2018-01-09 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of interactive drill center and well planning evaluation and optimization
CN103590825A (zh) * 2013-10-26 2014-02-19 中国石油化工集团公司 一种瞬变电磁测井探头检测系统
WO2015088563A1 (en) 2013-12-13 2015-06-18 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems of electromagnetic interferometry for downhole environments
CA2939361A1 (en) 2014-02-28 2015-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Optical electric field sensors having passivated electrodes
US9739905B2 (en) 2014-07-03 2017-08-22 Saudi Arabian Oil Company Electromagnetic time-lapse remote sensing of reservoir conditions
WO2016085511A1 (en) 2014-11-26 2016-06-02 Halliburton Energy Services, Inc. Onshore electromagnetic reservoir monitoring
CA3004898C (en) * 2015-11-13 2020-07-14 Schlumberger Canada Limited Method for placement of surface electrodes for electromagnetic telemetry
CN106597551B (zh) * 2016-12-02 2018-09-11 中国海洋大学 海底天然气水合物开采甲烷泄漏原位电学监测方法与装置
US10795043B2 (en) * 2017-02-28 2020-10-06 Pgs Geophysical As Towable electromagnetic source equipment
CN107677772A (zh) * 2017-09-19 2018-02-09 广州海洋地质调查局 海洋或者湖泊底部沉积物中的甲烷梯度测量系统
CA3076596C (en) * 2017-11-08 2022-04-12 Halliburton Energy Services, Inc. Offshore downhole telemetry using sea floor cable
WO2020122892A1 (en) * 2018-12-12 2020-06-18 Halliburton Energy Services, Inc. Borehole gravity analysis for reservoir management
US20210389391A1 (en) 2020-06-11 2021-12-16 Technoimaging, Llc System and Method for Reservoir Monitoring Using SQUID Magnetic Sensors
NO346411B1 (en) * 2021-03-03 2022-07-11 Captrol As Method and apparatus for performing a marine CSEM survey
CN113377117A (zh) * 2021-07-12 2021-09-10 昆明理工大学 一种水下机器人的声磁光探测器综合搭载装置及搭载方法

Family Cites Families (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2293024A (en) * 1940-02-05 1942-08-11 Esme E Rosaire Method of electrical prospecting
US2531088A (en) * 1947-10-16 1950-11-21 Standard Oil Dev Co Electrical prospecting method
US2872638A (en) * 1955-03-31 1959-02-03 California Research Corp Ocean bottom stratigraphy surveying
US2839721A (en) * 1955-10-21 1958-06-17 Continental Oil Co Apparatus for logging the ocean floor
US3052836A (en) * 1957-12-24 1962-09-04 Shell Oil Co Method for marine electrical prospecting
US3182259A (en) * 1961-01-06 1965-05-04 Floyd P Holder Submodulation systems for carrier recreation and doppler correction in single-sideband zero-carrier communications
FR2288988A1 (fr) * 1974-07-30 1976-05-21 Duroux Jean Procede et appareil de prospection en mer par mesure de champs electromagnetiques
GB1588495A (en) * 1978-05-19 1981-04-23 Shell Int Research Method and means for waterbottom logging
US4617518A (en) * 1983-11-21 1986-10-14 Exxon Production Research Co. Method and apparatus for offshore electromagnetic sounding utilizing wavelength effects to determine optimum source and detector positions
CN1004585B (zh) * 1985-04-01 1989-06-21 科纳科公司 用地震及热流数据作碳氢化物的指标图
US4634804A (en) * 1985-05-17 1987-01-06 Geco Geophysical Company Incorporated Streamer cable with protective sheaths for conductor bundle
US5770945A (en) * 1996-06-26 1998-06-23 The Regents Of The University Of California Seafloor magnetotelluric system and method for oil exploration
US5777478A (en) * 1996-08-27 1998-07-07 John R. Jackson Passive geophysical prospecting apparatus and method based upon detection of discontinuities associated with extremely low frequency electromagnetic fields
NO315725B1 (no) * 1998-06-18 2003-10-13 Norges Geotekniske Inst Anordning for måling og overvåking av resistivitet utenfor et brönnrör i etpetroleumsreservoar
GB9818875D0 (en) * 1998-08-28 1998-10-21 Norske Stats Oljeselskap Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs
WO2000054075A1 (en) * 1999-03-12 2000-09-14 Profile Technologies, Inc. Dynamic electromagnetic methods for direct prospecting for oil
MY131017A (en) * 1999-09-15 2007-07-31 Exxonmobil Upstream Res Co Remote reservoir resistivity mapping
GB0002422D0 (en) 2000-02-02 2000-03-22 Norske Stats Oljeselskap Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs
ES2218438T3 (es) * 2000-08-14 2004-11-16 Statoil Asa Metodo y aparato para determinar la naturaleza de depositos subterraneos.
GB2383133A (en) * 2001-08-07 2003-06-18 Statoil Asa Investigation of subterranean reservoirs
GB2378511B (en) * 2001-08-07 2005-12-28 Statoil Asa Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs
GB2382875B (en) * 2001-12-07 2004-03-03 Univ Southampton Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs
AP1809A (en) * 2002-06-11 2007-12-18 Univ California Method and system for seafloor geological survey using vertical electric field measurement

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2547538C1 (ru) * 2014-02-03 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Тантал" (ОАО "Тантал") Способ дистанционного бесконтактного зондирования, каротажа пород и позиционирования снаряда в буровой скважине
RU220427U1 (ru) * 2022-06-15 2023-09-13 ООО "Подводная робототехника" Устройство для оценки и измерения биологического обрастания

Also Published As

Publication number Publication date
AU2003297846A1 (en) 2004-06-30
CN1723399A (zh) 2006-01-18
CN100339724C (zh) 2007-09-26
AU2003297846B2 (en) 2008-12-04
NO20052985D0 (no) 2005-06-17
US7109717B2 (en) 2006-09-19
NO20052985L (no) 2005-09-07
WO2004053528A1 (en) 2004-06-24
RU2005121573A (ru) 2006-01-20
BR0316781A (pt) 2005-11-01
EP1579248A4 (en) 2010-03-17
US20060038570A1 (en) 2006-02-23
EP1579248A1 (en) 2005-09-28
MXPA05006215A (es) 2005-09-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2335788C2 (ru) Система и способ контроля месторождения углеводородов с использованием электромагнитных полей регулируемого источника
RU2323456C2 (ru) Способ и система для геологических исследований дна моря с использованием измерения вертикального электрического поля
AU2006309416B2 (en) A method for hydrocarbon reservoir mapping and apparatus for use when performing the method
US7705599B2 (en) Buoy-based marine electromagnetic signal acquisition system
US7800374B2 (en) Multi-component marine electromagnetic signal acquisition cable and system
US8154295B2 (en) Method for determining electric field response to an electromagnetic field induced in the Earth's subsurface
US8026723B2 (en) Multi-component marine electromagnetic signal acquisition method
EP2115496B1 (en) Method for combined transient and frequency domain electromagnetic measurements
Holten et al. Vertical source, vertical receiver, electromagnetic technique for offshore hydrocarbon exploration
NO844614L (no) Fremgangsmaate og apparat for elektromagnetisk kartlegging av undersjoeiske formasjoner
JP2009523233A (ja) 地球の自然変動する電磁場の主に垂直磁気成分を用いて外洋地震構造の抵抗率を決定する方法と装置
EP2149058B1 (en) Multi-component marine electromagnetic signal acquisition cable, system and method
Constable Natural Resource Exploration Using Marine Controlled-Source Electromagnetic Sounding
Whan Real Time Sea Bed Shallow Sounding for Resistive or Conductive Target Layer
MX2008005594A (en) A method for hydrocarbon reservoir mapping and apparatus for use when performing the method

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20141211