RU2394256C2 - Электромагнитная разведка углеводородов в мелком море - Google Patents
Электромагнитная разведка углеводородов в мелком море Download PDFInfo
- Publication number
- RU2394256C2 RU2394256C2 RU2007130549/28A RU2007130549A RU2394256C2 RU 2394256 C2 RU2394256 C2 RU 2394256C2 RU 2007130549/28 A RU2007130549/28 A RU 2007130549/28A RU 2007130549 A RU2007130549 A RU 2007130549A RU 2394256 C2 RU2394256 C2 RU 2394256C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sea
- signals
- receivers
- oil
- radiating antenna
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 32
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 claims abstract description 7
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 17
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 33
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 11
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 8
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 3
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 2
- 230000005670 electromagnetic radiation Effects 0.000 description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N furosemide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC(C(O)=O)=C1NCC1=CC=CO1 ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000005404 magnetometry Methods 0.000 description 1
- 238000010606 normalization Methods 0.000 description 1
- 230000001151 other effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/08—Electric 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
- G01V3/083—Controlled source electromagnetic [CSEM] surveying
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/12—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation operating with electromagnetic waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/15—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for use during transport, e.g. by a person, vehicle or boat
- G01V3/17—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for use during transport, e.g. by a person, vehicle or boat operating with electromagnetic waves
-
- Y—GENERAL 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
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A90/00—Technologies having an indirect contribution to adaptation to climate change
- Y02A90/30—Assessment of water resources
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (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)
Abstract
Изобретение относится к морской геофизике. Сущность: раскрыт способ определения нефтеносности подводного пласта (1) под перекрывающими геологическими слоями (2) толщиной (s) ниже морского дна (3) моря (4). Способ предполагает размещение одной или нескольких излучающих антенн (9) и одного или нескольких приемников (8) электромагнитного поля в море (4). Море имеет небольшую глубину (d) 50-350 м. Используют излучающую антенну (9) для излучения сигналов (10) из одного или нескольких прямоугольных импульсов (11), имеющих частоту, принадлежащую к очень низкой частоте от 0,01 Гц до 0,10 Гц. Используют приемные антенны (8), удаленные от излучателя (9) для приема распространяющихся электромагнитных сигналов (12). Анализируют одну или несколько компонент принятых сигналов (12) с приемников (8), имеющих удаления от около 1 км до около 12 км. При этом определяют, отличаются ли существенно сигналы (12), служащие признаком насыщенного нефтяным флюидом пласта (1) от соответствующего сигнала, который будет наблюдаться от водоносного пласта. Технический результат: возможность определения нефтеносности пласта в мелком море в условиях наличия воздушной волны. 11 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к морской геофизике с использованием электромагнитного обнаружения заглубленных геологических пластов. Изобретение является особенно полезным для определения того, будет ли нефтеносным разведанный нефтяной коллектор, выявленный при сейсмических исследованиях, и, кроме того, является пригодным для определения горизонтальной протяженности нефтяного коллектора и ряда некоторых электрических свойств нефтяного коллектора. Глубина, протяженность и, особенно, электрические свойства могут дать важную информацию, позволяющую отличить объем нефти в коллекторе от повсеместно распространенной поровой воды, которая обычно присутствует в большей части пористых подземных пород.
Более конкретно, изобретение относится к способу возбуждения под водой очень длинноволновых электромагнитных сигналов и обнаружения электромагнитных волн под водой, при этом, как показано на фиг.1а, некоторые волны распространяются вниз, вдоль и вверх через геологические слои под водой. Такие очень длинноволновые электромагнитные волны, предназначенные для использования в настоящем изобретении, аналогичны радиоволнам, но имеют намного большую длину волны. Электромагнитные волны очень сильно затухают в море и грунте из-за электрического удельного сопротивления пород или существующей в той или иной степени солености воды. Это затухание является наиболее сильным на высоких частотах. Но при наличии мощного электромагнитного источника и очень чувствительного приемника и при использовании низкой частоты сигнал, прошедший через морскую воду и грунт, может быть обнаружен на приемнике. Обычно осадочные слои могут образовывать покрывающие породы поверх глубоко заглубленного пористого геологического слоя, являющегося предполагаемым углеводородным коллектором. Некоторые электромагнитные волны отражаются предполагаемым углеводородным коллектором, а некоторые волны могут преломляться вдоль предполагаемого углеводородного коллектора. Небольшая часть энергии отраженных или преломленных электромагнитных волн возвращается обратно к морскому дну в виде электромагнитных волн и может быть измерена с помощью антенн электромагнитных волн.
Уровень техники изобретения
Некоторые геофизические и непосредственные способы могут быть использованы для обнаружения присутствия нефтяного коллектора. В зависимости от количества данных, зарегистрированных на предшествующих этапах разведки, применяемые способы могут быть использованы в различной последовательности. Магнитометрия может быть использована для определения и картирования глубин залегания коренной породы под осадочным бассейном и быстрого и легкого измерения. При гравитационных измерениях можно выявить вулканические штоки и силлы, которым присуща положительная гравитационная аномалия, а характеристики соляного купола будут отображаться в виде отрицательной аномалии на гравитационных профилях и картах. У нефтяного коллектора можно обнаружить отрицательную гравитационную аномалию вследствие того, что нефтяные флюиды являются менее плотными по сравнению с водой, которая их вытесняет, но такие характеристики обычно не выражаются значительной величиной, чтобы они могли быть непосредственно обнаружены, и могут иметь значительные, поддающиеся измерению различия во время добычи из месторождения. Кроме того, гравитационные измерения осуществляются достаточно быстро, но требуют несколько большего времени по сравнению с магнитометрическими измерениями.
При электромагнитной разведке используют электромагнитные сигналы с длиной волны, достаточной для проникновения в геологические слои ниже моря. Обнаружение электромагнитных волн может происходить на морском дне или в морской воде. Такая электромагнитная разведка может быть использована для выявления некоторых геологических слоев с более высоким или более низким удельным сопротивлением по сравнению с окружающими геологическими формациями. Для излучения электромагнитных волн, которые распространяются сквозь море и геологические формации, используют излучающую антенну в море. Небольшая часть энергии отраженных и преломленных волн приходит обратно к морскому дну и может быть обнаружена. Обнаруженные сигналы анализируют для выявления нефтеносных пластов. Такая электромагнитная разведка показана на фиг.1а.
При сейсмической разведке используют низкочастотные акустические волны от сейсмического источника, при этом волны распространяются сквозь море и грунт к сейсмическому приемнику. Скорость сейсмических волн зависит от плотности и других механических свойств пород, сквозь которые они проходят, и моды волны, волны сжатия или P-волны, в которой движение частиц происходит вдоль линии распространения сейсмической энергии, или поперечной, сдвиговой или S-волны, в которой движение частиц происходит по нормали к линии распространения сейсмической энергии. Для морской сейсмической разведки необходим специализированный сейсмический источник и высокочувствительная группа сейсмических приемников, обычно в виде одной или нескольких буксируемых сейсмических кос с гидрофонами или морских донных кабелей с гидрофонами и геофонами, и она представляет собой процесс, отнимающий намного больше времени и являющийся более дорогим, чем гравитационные измерения. Морская сейсмическая разведка позволяет получать высокоразрешающие сейсмические профили при отражении, которые могут быть обработаны для выявления участков геологических структур, обозначающих потенциально нефтеносные ловушки нефти, подобные пористому песчаному пласту в антиформе и покрытые непроницаемым осадочным слоем или пористому песчаному пласту, вертикально смещенному разрывом. Однако такие выявленные потенциальные нефтеносные пласты нечасто можно различить на основании скоростей распространения сейсмических волн в них, поскольку плотность и поэтому скорость распространения сейсмических волн в нефтеносном пласте только несколько ниже, чем скорость распространения сейсмических волн в аналогичном пласте, заполненном водой. Однако, как будет описано ниже, обнаружив потенциальный нефтеносный пласт на сейсмических профилях, электромагнитную разведку можно использовать для определения некоторых электрических свойств пласта, указывающих на наличие воды или нефти.
Бурение является последним и наиболее дорогим способом получения геологической информации о перспективном коллекторе. Основываясь на результатах гравитационной, электромагнитной и сейсмической разведок и общей геологической информации, осуществляют оценку потенциального месторождения. Местоположения первых поисковых или разведочных скважин определяют и пробуривают их, когда всеми упомянутыми выше менее дорогими способами, подобными гравитационному и сейсмическому способам, показано наличие нефтяного коллектора. В таком случае, если результаты являются положительными, пробуривают эксплуатационную скважину. Для нахождения правдоподобных данных относительно горизонтальной протяженности коллектора могут быть пробурены так называемые оценочные или оконтуривающие скважины.
Постановка задачи и известный уровень техники
Основная практическая проблема при морских геофизических исследованиях заключается в том, что море является проводящим, имея удельное сопротивление около 0,3 Ом·м вследствие его солености. Наличие удельного сопротивления влечет за собой значительное затухание сигнала, когда электромагнитные волны распространяются сквозь проводящую соленую воду. Кроме того, основная часть пород книзу от морского дна на протяжении всех перекрывающих пород является более или менее проводящей, имеющей удельное сопротивление, которое может изменяться от 0,3 при обычно смачиваемых морской водой неконсолидированных пористых донных отложениях до 10 Ом·м в случае более консолидированных осадков, содержащих меньше соли и обладающих меньшей подвижностью ионов. Однако электрические свойства нефтеносной породы существенно отличаются от породы, насыщенной соленой водой. Нефтеносный песчаник может иметь удельное сопротивление около 20-300 Ом·м. Согласно патенту США №6717411 автор Ellingsrud и соавторы использовали излучатель в виде буксируемой пары расположенных в горизонтальной плоскости дипольных электродов, разнесенных на 100-1000 м, и использовали переменный ток 1 Гц. Показано, что длина l волны излучения должна быть в пределах
0,1s≤l≤5s, а более предпочтительно, в пределах
0,5s≤l≤2s,
где l - длина волны излучения, проходящего через покрывающие породы толщиной s. В этом примере толщина s составляет 800 м, свидетельствуя о том, что
80 м≤l≤4000 м, а более предпочтительно,
400 м≤l≤1600 м.
Значение глубины моря, использованное в примерах Ellingsrud, составляет 1000 м, а удельное сопротивление покрывающих пород составляет 0,7 Ом·м. Для длин волн, проходящих через перекрывающие породы, предпочтительно, чтобы соблюдалось
80 м≤l≤4000 м, а более предпочтительно,
400 м≤l≤1400 м, это указывает на частотный диапазон
1100 Гц≤f≤0,44 Гц, а более предпочтительно,
44 Гц≤f≤2,7 Гц.
Предпочтительные длины волн, которые указал Ellingsrud, не согласуются с упомянутым диапазоном частот излучения:
1 кГц≤f≤0,01 Гц, а более предпочтительно,
20 Гц≤f≤0,1 Гц, например 1 Гц.
Фактически используемая частота в примере Ellingsrud составляет 1 Гц, что дает фактическую длину волны 421 м при условии, что удельное сопротивление перекрывающих пород составляет 0,7 Ом·м.
При буксировке излучающей антенны вблизи морского дна на глубине моря 1000 м, как в примере Ellingsrud, из-за проводимости морской воды воздушная волна не представляет собой значительной проблемы. Глубины моря, соответствующие условиям настоящего изобретения, могут быть от около 50 до около 350 м, то есть меньшими, чем в упомянутом выше патенте США. Глубина может быть еще меньше, как, например, 20 м, или даже 10 м. Считается, что воздушная волна создает значительную проблему при использовании частоты около 0,5 Гц, пожалуйста, обратите внимание на фиг.4f, где имеется незначительное отклонение нормированной кривой для нефтеносного коллектора, когда измерение осуществлялось при глубине моря 128 м. Согласно настоящему изобретению толщина перекрывающих пород может быть от 500 до 3000 м. Кроме того, можно рассматривать вопрос об использовании предложенного способа для уточнения наличия мелкозалегающего газа, как, например, метана, или так называемых газовых гидратов, обнаруживаемых сейсмической разведкой на малых глубинах, то есть на глубинах меньше 500 м. Такие газовые гидраты могут быть выявлены сейсмической разведкой на малых глубинах, но поскольку их контур отражения сейсмических волн более или менее повторяет контур морского дна, можно осуществлять уточнение, используя электромагнитные способы для выявления более высокого удельного сопротивления.
Один недостаток известного уровня техники заключается в использовании синусоидальных волновых импульсов, в которых волна является незатухающей волной, трудно поддерживаемой при возбуждении с помощью морских электрических генераторов, которые на практике находятся более или менее в режиме короткого замыкания через излучающие антенны в море. Для настоящего изобретения необходим простой источник сигналов.
Краткая сущность изобретения
Одно решение для некоторых из упомянутых выше проблем заключается в создании способа определения электрических свойств подводного, насыщенного нефтяным флюидом пласта под перекрывающими геологическими слоями толщиной s ниже морского дна моря, при этом способ содержит следующие этапы, при выполнении которых:
- размещают одну или несколько излучающих антенн в море и размещают один или несколько приемников электромагнитного поля в море, при этом море имеет небольшую глубину (d) моря от около 50 м до около 350 м;
- используют излучающую антенну, излучающую электромагнитные сигналы из одного или нескольких импульсов, имеющих частоту, принадлежащую к очень низкой частоте от около 0,01 Гц до около 0,10 Гц;
- используют упомянутые приемные антенны, имеющие удаления от упомянутого излучателя, для приема распространяющихся электромагнитных сигналов, обусловленных упомянутыми излученными электромагнитными сигналами;
- анализируют одну или несколько компонент упомянутых принятых сигналов с приемников, имеющих удаления от около 1 км до около 12 км, отличаются ли существенно упомянутые сигналы, служащие признаком насыщенного нефтяным флюидом пласта, от соответствующего сигнала, который будет наблюдаться от водоносного пласта.
Согласно предпочтительному варианту осуществления изобретения излучают сигнал в виде прямоугольного импульса частотой f от 0,01 до 1,10 Гц, предпочтительно, около 0,02 Гц, при этом упомянутый сигнал в виде прямоугольного импульса имеет по меньшей мере гармоническую составляющую 3×f, обнаруживаемую при упомянутом удалении.
Предпочтительные варианты осуществления дополнительно определены в зависимых пунктах формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Изобретение поясняется приложенными чертежами, которые предназначены только для иллюстративных целей. Чертежи не должны толковаться как ограничивающие объем изобретения, который должен ограничиваться только прилагаемой формулой изобретения.
На фиг.1а показан воображаемый геологический разрез осадочного пласта, образующего нефтяной коллектор и имеющего покрывающие породы от около 500 м до около 3000 м, при этом глубина моря от около 50 м до около 350 м. Глубина может быть даже меньше, например 20 или 10 м. Судно буксирует морской электромагнитный источник сигналов, расположенный в горизонтальной плоскости. Входящий галс называют участком «прямой буксировки», при этом излучатель приближается к приемнику, а исходящий галс называют «обратной буксировкой». Между излучателем и приемником показаны пути отраженного и преломленного электромагнитных сигналов. Кроме того, на фиг.1а в логарифмическом масштабе показана горизонтальная компонента принятого поля. В ближнем поле напряжение может быть очень большим, так что рекомендуется буксировать излучатель на вертикальном расстоянии от приемников на морском дне, составляющем от около 50 м до около 70 м, в противном случае приемники могут быть повреждены сильным электромагнитным полем, когда излучатель проводят по морю над приемниками.
На фиг.1b представлена простая иллюстрация электромагнитного поля, измеренного посредством одного отдельного приемника в соответствии с полевой компоновкой из фиг.1а. На чертеже показан при нулевом удалении один отдельный приемник из антенн.
На фиг.2 показана горизонтальная компонента амплитуды сигнала, принятого в одном пункте на морском дне от буксируемого электромагнитного излучателя, посылавшего в море переменный ток. Излученная частота составляла 0,25 Гц. Сигнал нормирован относительно силы тока источника излучения: (В/м)/(А·м)=В/А·м2, при этом нормированную относительно источника амплитуду часто называют «магнитудой».
На фиг.3 показаны нормированные кривые, при этом кривая амплитуды сигнала от аномального пласта с высоким удельным сопротивлением, например вследствие насыщения нефтью, для случая перекрывающих пород с обычным сопротивлением, как на фиг.1а, разделена на соответствующую кривую амплитуды сигнала для случая, как если бы нефть этого же пласта была заменена водой, приводящей в результате к обычному удельному сопротивлению. Удаление вдоль оси абсцисс дано в километрах. Нормированная «водная кривая», указывающая на воду, представляет собой опорную кривую, основанную на нефтеносных коллекторных пластах, и наделена значением 1.
На фиг.4а представлена такая нормированная кривая результатов измерений горизонтального поля вдоль линии приема для излученной частоты 0,025 Гц, то есть для периода 40 с, и глубины моря 128 м. Толщина модели перекрывающих пород с удельным сопротивлением 1 Ом·м составляет около 1600 м, а толщина модели коллектора - около 100 м при удельном сопротивлении около 80 Ом·м. В представленном случае отклик вдоль линии приема считается более важным для обнаружения углеводорода в более или менее горизонтальных нефтеносных пластах, чем отклик поперек линии приема. В районах с литологическими сложностями, наподобие месторождений соли, отклик поперек линии приема может быть более важным.
На фиг.4b представлена соответствующая нормированная кривая для излученной частоты 0,05 Гц, то есть для периода 20 с.
На фиг.4 с представлена соответствующая нормированная кривая для излученной частоты 0,10 Гц, то есть для периода 10 с.
На фиг.4d представлена соответствующая нормированная кривая для излученной частоты 0,20 Гц, дающей период 5 с.
На фиг.4е представлена соответствующая кривая для 0,25 Гц, то есть для периода 4 с.
На фиг.4f представлена кривая для 0,5 Гц, то есть для периода 2 с.
На фиг.4g представлена нормированная кривая для 0,25 Гц и глубокой воды, в данном случае 1024 м. На этот же лист встроена копия фиг.4е, иллюстрирующей соответствующую кривую для 0,25 Гц и условий мелкой воды, в данном случае 128 м. Одно основное различие между двумя случаями заключается в том, что часть излученного в мелкой воде сигнала будет утекать в воздух, и будут преобладать сигналы, зарегистрированные при более значительных удалениях.
На фиг.5а представлена карта месторождения Grane в Северном море. Коллекторный участок коллекторного пласта очерчен ориентировочно. На карте показан съемочный маршрут электромагнитного исследования 2003 г., проходящий по направлению север-юг.
На фиг.5b представлен график нормированной магнитуды электрического сигнала, принятого на один отдельный приемник, Rx12, для излученной частоты 0,25 Гц.
На фиг.5c показан сводный график нормированной магнитуды электрического сигнала для всех приемников. По оси абсцисс отложены метры. Приемники, пронумерованные от 1 до 16, показаны вдоль оси абсцисс и соответствуют маршруту профилирования, показанному на фиг.5а. На этом графике нормированная магнитуда электрического сигнала для одного конкретного удаления источник-приемник выбрана из каждой регистрации из пунктов с Rx1 по Rx16. Удаление для выбранного нормированного значения поля составляет 5 км. Предполагается, что регистрация при удалении 5 км указывает на значение электрического свойства потенциального нефтеносного пласта на половине интервала удаления, то есть на 2,5 км. На этом чертеже направление буксировки представлено от начала профиля к северу.
На фиг.6а представлена соответствующая схема расположения профилей для двух маршрутов электрического каротажа морского дна, проведенного на месторождении Grane в 2004 г.
Фиг.6b аналогична фиг.5с, но исследования выполнялись в 2004 г. по маршруту 2 буксировки, показанному на фиг.6а.
На фиг.6с представлен график магнитуды электрического сигнала, принятого на одном отдельном приемнике, Rx10, по маршруту 2 исследования Grane в 2004 г. Излученный сигнал представлял собой прямоугольный импульс, имевший основную частоту f=0,02 Гц и, следовательно, частоты 3×f, 5×f, 7×f и т.д. гармонических составляющих. Кривые «О: над нефтеносным пластом» можно сравнить с сигналами, зарегистрированными на опорном пункте за пределами пласта, «W: выше водоносного пласта». Показанный диапазон измерений представлен в метрах в виде удаления от 3000 м до 12000 м для пункта R×10 и от около 3000 м до 8000 м для опорного пункта. По оси ординат отложена в логарифмическом масштабе амплитуда принятого сигнала, нормированного относительно источника, в пределах от 10-13,5 В/А·м2 до 10-11 В/А·м2.
Описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения
Изобретение относится к способу определения электрических свойств подводного, насыщенного нефтяным флюидом пласта 1, имеющего перекрывающие породы 2 из геологических слоев 2 толщиной s и имеющего морское дно 3, покрытое морем 4 на участке, представляющем интерес. Способ содержит следующие этапы, при выполнении которых:
один или несколько приемников 8 электромагнитного поля располагают в упомянутом море 4. Приемники 8 электромагнитного поля могут быть парами электродов, поддерживаемых штангами 82 нужной длины, и имеющими при себе некоторое устройство 81 для запоминания сигналов, помещенное в приемный отсек 80, предназначенный для поддержания упомянутых антенных штанг 82. Такие антенные штанги обычно компонуют в ортогональную пару и сигнал вдоль линии приема вычисляют по компонентам ортогональной пары вдоль линии приема. Упомянутое устройство 81 для запоминания сигналов должно быть снабжено часами для записи фактического времени при регистрации принимаемых сигналов 12, поясняемых ниже.
Одна или несколько излучающих антенн 9 должны быть расположены в море 4.
Затем упомянутую излучающую антенну 9 используют для излучения электромагнитных сигналов 10 из одного или нескольких импульсов 11, имеющих частоты от 0,01 до 0,10 Гц. Согласно настоящему варианту осуществления изобретения используют частоту 0,02 Гц. В качестве альтернативы может быть использована длина l волны, превышающая более чем в 5 раз толщину s упомянутых слоев 2 перекрывающих пород. Раньше импульсы, распространяющиеся по воздуху от упомянутого излучателя 9 к упомянутым антеннам 8, считались подавляющими нужную информацию о геологическом нефтеносном коллекторе 1, но выполненное недавно моделирование для небольшой глубины моря ясно показало, что при средних удалениях происходит значительное повышение или снижение уровня обнаруживаемого сигнала даже в случае очень мелкой воды.
Фактическая глубина d упомянутого моря 4 согласно настоящему изобретению должна быть выдержана от 10 или 20 до 400 м, более предпочтительно, чтобы она была 50-350 м, и наиболее предпочтительно, чтобы она была от около 80 м до около 300 м. Это соответствует фактическим глубинам Северного моря. Другие глубины могут быть подходящими для других морских районов мира.
Значительная часть энергии излученных импульсов 11 сигнала ослабляется вследствие наличия удельного сопротивления морской воды, перекрывающих пород, но небольшая часть энергии, в конечном счете, принимается. Электромагнитные сигналы 12, обусловленные упомянутыми излученными электромагнитными сигналами 10, распространяются как часть излученной энергии, чтобы быть достоверно обнаруженными на упомянутых приемниках 8, имеющих удаления относительно упомянутого излучателя 9, при условии, что, как описано ниже, упомянутый излучатель имеет достаточную мощность для излучения электромагнитных сигналов.
Одну или несколько компонент упомянутых обнаруженных сигналов 12 анализируют для интервалов удаления между излучателем 9 и приемниками 8 от около 3 км до около 10 км. Можно ожидать, что при таких удалениях упомянутые обнаруженные сигналы 12 будут существенно отличаться от соответствующего сигнала 12', который будет обнаруживаться от аналогичного, но водоносного пласта 1, при этом упомянутый отличающийся сигнал будет служить признаком того, что упомянутый пласт 1 насыщен нефтяным флюидом.
Способ буксировки
Согласно способу изобретения упомянутый один или несколько приемников 8 располагают на упомянутом морском дне 3, и предпочтительно, чтобы один упомянутый излучатель 9 буксировался в упомянутом море 4 посредством морского судна 5 в виде надводного корабля или подводной лодки. Упомянутый излучатель 9 может буксироваться по упомянутому морскому дну 3, но, чтобы не наводился деструктивный электрический ток на приемник 8 при перемещении вблизи заведомо очень чувствительного электрического приемника 8, излучатель 9 может буксироваться на расстоянии от 30 до 70 м выше упомянутого приемника 8, если трасса проходит более или менее непосредственно над приемником. В качестве альтернативы согласно способу изобретения упомянутые приемники 8 могут буксироваться в упомянутом море 4, при этом упомянутые приемники компонуют как один отдельный буксируемый приемник 8 или как несколько приемников 8, размещенных на кабеле, буксируемом позади морского судна 5.
Согласно альтернативному варианту осуществления изобретения упомянутые приемники 8 могут буксироваться по упомянутому морскому дну 3.
Анализ
Анализ может проводиться относительно амплитуды упомянутых обнаруженных сигналов 12 путем использования так называемого одномерного моделирования, результаты которого показаны на фиг.2 и, в частности, в виде нормированных кривых на фиг.3 и 4. Одномерная модель может быть основана на одной скважинной каротажной диаграмме измеренных удельных сопротивлений слоев геологических формаций, окружающих ствол скважины. При одномерном моделировании не может быть изменений по глубине границ раздела между слоями. При двумерном моделировании, например с использованием данных измерений удельных сопротивлений из двух пробуренных скважин, варьирование слоев по глубине может быть привнесено в модель для лучшего согласования с фактической геологической структурой вдоль исследуемого профиля.
На фиг.4f представлена кривая для 0,5 Гц, то есть для периода 2 с, на глубине моря 128 м. Перекрывающие породы в модели имеют толщину около 1600 м и удельное сопротивление 1 Ом·м, а коллектор в модели имеет толщину 100 м и удельное сопротивление 80 Ом·м. Кривой иллюстрируется одна основная проблема, вытекающая из использования таких высоких частот в относительно мелкой воде по сравнению с толщиной перекрывающих пород: отклик на графике нормированной относительно источника амплитуды является еле заметным. Представленные данные являются модельными, а фактические данные должны иметь обычные изменения удельного сопротивления с глубиной, которые, вероятно, могут скрывать такие небольшие аномалии сигнала под уровнем шума.
На фиг.4е выше фигуры 4f представлена соответствующая кривая для 0,25 Гц, то есть для периода 4 с, на той же самой глубине моря. Значительную так называемую аномалию в нормированной относительно источника амплитуде можно видеть как небольшое приращение на кривой нормированной амплитуды между 2 и 3,5 км и сильный спад нормированной амплитуды, начиная с 3,5 км, и достижение широкого минимума на уровне 0,80 около 4,8 км, и медленное возвращение к единичной кривой около 8 км. Кривая может быть описана как искаженный импульс, имеющий небольшой узкий положительный участок, за которым следует более значительный и более широкий отрицательный участок. Соответствующий импульс из фиг.4f является инверсным и весьма незначительным.
На фиг.4d представлена соответствующая нормированная кривая для излученной частоты 0,20 Гц, дающей период 5 с. Глубина такая же, как в других моделях на фиг.4: 128 м. Теперь отрицательная аномалия сместилась и начинается на 4 км, минимум амплитуды является более выраженным, имеет значение около 0,75 и смещен к большему удалению 5,5 км, а подъем продолжается до 10 км. Возрастание удаления, связанного со вступлением, максимумом, пересечением единичного значения и минимумом при снижении частоты, показано на фиг.4d, 4c и 4b горизонтальными стрелками.
Изменения кривых также проявляются при снижении частот. На фиг.4с представлена соответствующая нормированная кривая для излученной частоты 0,10 Гц, то есть для периода 10 с. Теперь кривая нормированной относительно источника амплитуды имеет положительный участок, на котором импульс существенно расширяется и возрастает, начинающийся на 2 км, при этом нормированная относительно источника амплитуда возрастает до около 1,28 при удалении около 5,2 км и спадает ниже единичной линии при около 6,5 км до минимума, который является более отрицательным, чем 0,75.
Эффекты, показанные на фиг.4d и 4с, также видны на фиг.4b, на которой представлена соответствующая нормированная кривая для излученной частоты 0,05 Гц, то есть для периода 20 с, для случая той же самой глубины. Вступление на 0,10 Гц наблюдается при удалении около 2 км, но амплитуда намного больше для 0,05 Гц, и она возрастает до более чем 1,52 при удалении около 6,9 км и переходит через единичную линию на 9,9 км. Отрицательный участок кривой находится за пределами удаления 10 км, на таком удалении, для которого вычисления не производились.
Первый, наиболее сильный максимум нормированной кривой результатов измерений горизонтального поля вдоль линии приема представлен на фиг.4а для излученной частоты 0,025 Гц, то есть для периода 40 с, и глубины моря 128 м. Теперь вступление имеется около 2,2 км, а положительный участок является очень широким со значением до 1,62 на нормированной кривой, и максимум наблюдается при удалении около 9,2 км, при этом отрицательный участок, если он существует, должен наблюдаться далеко смещенным от 10 км.
Из вычисленных кривых, нормированных относительно источника амплитуд, можно видеть, что, используя очень низкие частоты в диапазоне от около 0,025 Гц до около 0,25 Гц, в случае небольшой глубины моря можно обнаруживать значительно больше существенных аномалий при использовании модели пласта с высоким удельным сопротивлением под перекрывающими породами с обычным удельным сопротивлением. Используя способ согласно изобретению, можно получать ответ на конкретный вопрос, зная глубину залегания и толщину потенциально нефтеносного пласта, на основании сейсмического анализа, но без удельного сопротивления.
На фиг.4g представлена нормированная кривая для 0,25 Гц и глубокой воды, в данном случае 1024 м. На этом же листе представлена копия фиг.4е, на которой показана соответствующая кривая для 0,25 Гц и условий мелкой воды, в данном случае 128 м. Ясно видно, что в случае глубокой воды наблюдается очень четкий и значительный нормированный сигнал над нефтеносным пластом в глубокой воде по сравнению с нормированной кривой для мелкой воды. Одно важнейшее различие между двумя случаями заключается в том, что в условиях мелкой воды более значительная часть излучаемого сигнала может проходить по воздуху и оказывать значительное влияние на регистрируемый сигнал. Однако попытки разделить восходящие и нисходящие поля, а также вычесть воздушную волну до настоящего времени были безуспешными попытками. Весьма желательно иметь электромагнитный способ, который к тому же обеспечивает выявление более существенных электромагнитных аномалий над нефтеносными пластами в случае небольших глубин.
Излучение сигнала
Согласно предпочтительному варианту осуществления изобретения упомянутые излучаемые импульсы 11 сигнала обычно представляют собой прямоугольные импульсы, содержащие первые гармонические косинусоидальные волны, обнаруживаемые на большом расстоянии. Одно преимущество использования низких частот согласно изобретению заключается в том, что третьи гармонические волны и пятые гармонические волны также могут быть обнаружены на упомянутых средних расстояниях. Это делает возможным проведение независимых анализов на различных частотах. Используя основную частоту 0,02 Гц для излучаемого прямоугольного импульса, принимают удаленный сигнал, образованный из
- косинусоидальной волны 0,02 Гц,
- третьей гармонической косинусоидальной волны 0,02×3 Гц=0,06 Гц, имеющей одну третью часть энергии,
- пятой гармонической косинусоидальной волны 0,02×5 Гц=0,10 Гц, имеющей одну пятую часть энергии,
- седьмой гармонической косинусоидальной волны 0,02×7 Гц=0,14 Гц т.д., каждую из которых можно независимо фильтровать и анализировать, расширяя базис анализа. Различные гармонические волны будут иметь разные скорости распространения.
Ниже приведен перечень скоростей распространения и длин волн электромагнитного излучения для некоторых значений удельного сопротивления перекрывающих пород и излучаемых низких частот.
| R (Ом·м) | f (Гц) | Скорость (м/с) | Длина волны, λ (м) |
| 1 | 0,02 Гц | 447 м/с | 22400 м |
| 2 | 0,02 Гц | 632 м/с | 31600 м |
| 3 | 0,02 Гц | 775 м/с | 38700 м |
| 1 | 0,06 Гц | 775 м/с | 12900 м |
| 2 | 0,06 Гц | 1095 м/с | 18300 м |
| 3 | 0,06 Гц | 1342 м/с | 22400 м |
| 1 | 0,10 Гц | 1000 м/с | 10000 м |
| 2 | 0,10 Гц | 1414 м/с | 14000 м |
| 3 | 0,10 Гц | 1732 м/с | 17300 м |
| 1 | 0,20 Гц | 1414 м/с | 7070 м |
| 2 | 0,20 Гц | 2000 м/с | 10000 м |
| 3 | 0,20 Гц | 2449 м/с | 12200 м |
Можно видеть, что использование для излучения очень низкой частоты 0,02 Гц в случае перекрывающих пород с удельным сопротивлением 1, 2 или 3 Ом·м приводит к волнам очень большой длины в пределах от 22400 м до 38700 м.
Излучающая антенна
Согласно изобретению предпочтительно, чтобы упомянутая излучающая антенна 9 имела эквивалентное произведение тока I и компоненты длины L в горизонтальном направлении от около 10000 А·м до около 300000 А·м или больше, в общем случае, как поясняется ниже, в горизонтальной плоскости. Предпочтительно, чтобы излучающая антенна 9 была выполнена с возможностью поддержания электрического тока от около 80 А до около 2000 А и имела длину от 50 до 500 м. В таком случае излучение сигнала может представлять собой просто выработку постоянного тока, например, от около 80 А до около 2000 А, предпочтительно в диапазоне от 100 А до 1000 А, и пропускание постоянного тока между двумя излучающими электродами 9А, 9 В, расположенными примерно на 5-70 м выше морского дна и разнесенными на горизонтальное расстояние от около 50 м до около 500 м, предпочтительно, чтобы они были разнесены на расстояние от около 100 до около 300 м, обеспечивающими эквивалентное произведение от около 400 А·м до около 1000000 А·м, предпочтительно от 10000 до 300000 А·м. Используя для излучаемого прямоугольного импульса основную частоту 0,02 Гц, использованную в представленном примере, то есть, имея период 50 с, можно каждые 25 с просто изменять полярность электрического тока, чтобы получать электрический прямоугольный импульс необходимой длительности 50 с.
Результаты
На фиг.2 показана горизонтальная компонента амплитуды сигнала, принятого в одном пункте на морском дне от буксируемого электромагнитного излучателя, направляющего переменный ток в море. Сигнал включает в себя принятые отраженные сигналы и преломленные сигналы, прямые сигналы, прошедшие через морскую воду, и частично сигналы волны, распространившейся по воздуху. Одна пара кривых вычислена в соответствии с моделью для случая мелкой воды, 128 м, а другая пара кривых вычислена в соответствии с моделью для глубокой воды, 4000 м. Излученная частота составляла 0,25 Гц. По оси ординат отложена напряженность (В/м) электрического поля, нормированная относительно силы (А·м) тока источника излучения, (В/м)/(А·м)=(В/А·м2), при этом нормированная относительно источника амплитуда называется магнитудой. Обычно считают, что минимальный уровень шума должен быть от 10-15 В/А·м2 до 10-13 В/А·м2. По оси абсцисс отложено удаление в километрах. Нижняя пара кривых отражает амплитуду горизонтальной компоненты электрического поля, измеренную в глубокой воде, в данном случае на 4000 м. При удалениях, больших, чем около 2000 м, кривая, вычисленная для нефтеносного пласта, находится выше кривой, указывающей на водоносный пласт, и различие является достаточно заметным. Однако верхняя пара кривых вычислена для мелкой воды, в данном случае 128 м. На этом виде заметно снижение амплитуды между 4500 и 8000 м, но различие намного слабее и может быть легко замаскировано другими эффектами, подобными шуму.
На фиг.3 показаны нормированные кривые, при этом кривая амплитуды сигнала от аномального пласта с высоким удельным сопротивлением, обусловленным, например, насыщением нефтью, в присутствии перекрывающих пород с обычным удельным сопротивлением, как на фиг.1, разделена на соответствующую кривую амплитуды сигнала, как если бы нефть в этом же пласте была заменена на воду, с получением в результате обычного удельного сопротивления. Удаление по оси абсцисс отложено в километрах. Показана пунктирная линия, отражающая кривую амплитуды, обусловленную аномальным нефтеносным пластом, для частоты 0,25 Гц излученной волны. Нормированная «водная кривая», указывающая на воду, представляет собой опорную кривую, основанную на водоносных коллекторных пластах, и дается значением 1. Это можно сделать, используя данные из профиля зарегистрированных данных, пересекающего участок пласта, который известен как водоносный. Между 3,5 и 8 км удельное сопротивление водоносного пласта ниже, чем в случае, как если бы этот же пласт был нефтеносным. Показана линия, отражающая кривую амплитуды, обусловленную аномальным нефтеносным пластом, для волны частотой 0,25 Гц, вычисленная для глубины 128 м мелкой воды. На этом виде более отчетливо видно, что имеется небольшое, но значимое различие при 0,25 Гц, но это различие является восприимчивым к шуму.
На фиг.5а представлена карта, полученная в 2003 г. при выполнении программы электромагнитного каротажа морского дна на нефтяном месторождении Grane в Северном море. Коллекторный участок пласта очерчен ориентировочно. Показана проходящая по направлению север-юг от края до края карты линия электромагнитного зондирования. Приемные пункты 12, 13, 14, 15 и 16 размещены на участке профиля поперек северных границ нефтеносного пласта на этом профиле. Приемные пункты 1-11 размещены на участках профиля поперек южных границ нефтеносного пласта на этом профиле. Над центральными участками профиля выше нефтеносного пласта месторождения Grane приемники не размещены.
На фиг.5b представлен график нормированных магнитуд электрических сигналов, принятых на одном приемнике Rx12 при излученной частоте 0,25 Гц. В этих фактических данных видно небольшое, но заметное различие между «водной» кривой и «углеводородной» кривой на удалениях от около 4 до около 7 км.
На фиг.5с показан суммарный график нормированной магнитуды электрического сигнала по всем приемникам. По оси абсцисс отложены значения в метрах. Приемники 1-16 показаны вдоль оси абсцисс и соответствуют линии профиля, показанной на фиг.5а. На этом графике значение нормированной магнитуды электрического сигнала для одного конкретного расстояния между источником и приемником выбрано из каждой регистрации из пунктов Rx1-Rx16. Удаление для выбранного нормированного значения поля составляло 5 км. Предполагалось, что регистрация при удалении 5 км отражает значение электрического свойства потенциального нефтеносного пласта на расстоянии половины удаления, то есть на 2,5 км. На этом чертеже направление буксировки исходит от начала профиля к северу, то есть вправо от приемного пункта 16 на фиг.5с и влево на фиг.5с. Поэтому при «прямой буксировке» выбранное значение при 5 км для пункта Rx4 нанесено на расстоянии 2,5 км до пункта Rx4, а при «обратной буксировке» значение при 5 км для пункта Rx4 нанесено на расстоянии 2,5 км за пунктом Rx4. Наблюдается небольшое снижение значений амплитуды, нанесенных для пунктов, расположенных внутри контура нефтяного месторождения Grane, показанного на фиг.5с, но низкие значения в выбранных графиках были получены также при «прямой буксировке» для пунктов 12, 14, 15 и 16 к северу от контура месторождения Grane, что может быть следствием увеличения толщины нижележащей меловой формации или неисследованного нефтяного месторождения к северу от существующего контура месторождения Grane. Обращает на себя внимание, что имеется различие нормированных выбранных значений электрических сигналов на 5 км при прямой буксировке и обратной буксировке, особенно заметное, например, для приемного пункта Rx8. При прямой буксировке южным галсом к Rx8 излучатель и приемник находятся над нефтеносной частью коллекторного пласта, и получаемое при 5 км значение составляет около 0,88. При обратной буксировке южным галсом от Rx8 излучатель находится над водоносной частью коллекторного пласта, и получаемое при 5 км значение составляет около 1,04. Для выбора значения могут быть использованы другие удаления помимо 5 км.
На фиг.6а представлена соответствующая схема расположения профилей с двумя профилями электрического каротажа морского дна, проведенного на месторождении Grane в 2004 г. Маршрут 1 практически имеет направление север-юг, и на нем имеются приемники с Rx01 по Rx07, а маршрут 2 проходит от северо-северо-востока к юго-юго-западу и имеет приемники с Rx08 по Rx12. Приемный пункт Rx04 находится на точке пересечения маршрута 1 и маршрута 2.
Фиг.6b аналогична фиг.5с, но представлена для маршрута буксировки 2, показанного на фиг.6а, в соответствии с исследованием, выполненным в 2004 г. На фиг.6b показан сводный график нормированной магнитуды электрического сигнала для всех приемников вдоль маршрута 2. По оси абсцисс отложены метры. Приемники Rx08, Rx09, Rx04 и Rx10 показаны вдоль оси абсцисс и соответствуют линии профиля, показанной на фиг.5а. Для этого графика нормированная магнитуда электрического сигнала для одного конкретного расстояния между излучателем и приемником выбрана из каждой регистрации из пунктов Rx08, Rx09, Rx04 и Rx10. Для выбранных нормированных значений поля расстояние между излучателем и приемником составляло 7 км, и значения наносились на полпути, на 3,5 км от приемника и на 3,5 км от излучателя. Затененными столбцами между 7 и 13 км и между 15 и 17,5 км показаны протяженности нефтеносных коллекторов, оцененные Hydro. При этом исследовании использовался прямоугольный импульс с очень низкой частотой излучения, составлявшей 0,02 Гц. Из этого графика обсудим гармонические составляющие 3×f и 5×f волны. Для обеих нормированных кривых гармонических составляющих 3×f и 5×f характерно намного более выраженное отношение сигналов, изменяющееся от около 1,06-1,10 при переходе от нефтеносного пласта в пункте Rx09 до около 1,22-1,30 к юго-западу от пункта Rx10 вблизи середины нефтеносного пласта. Результат этого исследования 2004 г. с использованием прямоугольного импульса 0,02 Гц более отчетливо указывает на присутствие нефти в коллекторном пласте, чем график из исследования 2003 г. с использованием частоты 0,25 Гц волны. Еще одно различие заключается в том, что это отношение выше единицы для использованной сверхнизкой частоты 0,02 Гц, тогда как для использованной частоты 0,25 Гц оно ниже единицы.
На фиг.6с представлен график магнитуды электрического сигнала, принятого на одном отдельном приемнике Rx10 по маршруту 2 при исследовании месторождения Grane в 2004 г. Излученный сигнал представлял собой прямоугольный импульс, имевший основную частоту f=0,02 Гц, и поэтому излученный сигнал содержал гармонические частоты 3×f, 5×f, 7×f и т.д. Пункт Rx10 находился над нефтеносным участком коллектора. Кроме того, кривые сравнивались с сигналом, зарегистрированным на опорном пункте за пределами коллектора, который можно использовать для нормирования. Отображенный диапазон измерений в метрах соответствует удалениям от 3000 до 12000 м для пункта Rx10 и от около 3000 до около 8000 м для опорного пункта. По оси ординат отложена в логарифмическом масштабе амплитуда принятого, нормированного относительно источника сигнала, от 10-13,5 В/А·м2 до 10-11 В/А·м2. Даже без нормирования принятых сигналов отчетливо виден отклик, отображаемый принятым сигналом основной частоты f=0,02 Гц и нечетными гармониками 3×f=0,06 Гц и 5×f=0,10 Гц, выделенными фильтрацией, который обычно больше, чем сигнал из опорного пункта. За пределами 8000 м не нанесен опорный сигнал для сравнения. Сигнал «над нефтью» частотой f=0,02 Гц выше нефтеносного участка пласта определенно больше, чем опорный сигнал от около 5000 м до около 8000 м. Сигнал f=0,02 Гц находится в приближенном соответствии с диапазоном, в котором теоретическая кривая 0,025 Гц из фиг.4а находится выше нормированной единицы. Кривая 3×f=0,06 Гц над эталонной кривой из фиг.6с между удалением 5,5 км и по меньшей мере 8 км также находится в приближенном соответствии с ближайшей модельной кривой 0,05 Гц. Кривая 5×f находится ниже опорной кривой между около 5,5 км и около 6 км и больше единицы между около 6 км и около 7,7 км и не полностью соответствует диапазону удалений модельных данных для 0,10 Гц, но существенно отличается от «вышеупомянутого водного» сигнала.
Claims (12)
1. Способ определения нефтеносности на основе свойств электрического удельного сопротивления подводного, насыщенного нефтяным флюидом пласта (1) под перекрывающими геологическими слоями (2) толщиной s ниже морского дна (3) моря (4), отличающийся тем, что упомянутый способ содержит следующие этапы, при выполнении которых:
размещают одну или несколько излучающих антенн (9) в упомянутом море (4) и размещают один или несколько приемников (8) электромагнитного поля в упомянутом море (4), при этом упомянутое море имеет небольшую глубину (d) моря между около 50 м и около 350 м; причем, излучающая антенна (9) имеет длину от около 50 м до около 500 м,
используют упомянутую излучающую антенну (9), излучающую электромагнитные сигналы (10) из одного или нескольких прямоугольных импульсов (11), имеющих частоту, принадлежащую к очень низкой частоте между около 0,01 Гц и около 0,10 Гц;
используют упомянутые приемные антенны (8), имеющие удаления от упомянутой излучающей антенны (9), для приема распространяющихся электромагнитных сигналов (12), обусловленных упомянутыми излученными электромагнитными сигналами (10);
анализируют одну или несколько компонент упомянутых принятых сигналов (12) с приемников (8), имеющих удаления между около 1 км и около 12 км от указанной излучающей антенны, на предмет того, отличаются ли существенно упомянутые сигналы (12), служащие признаком насыщенного нефтяным флюидом пласта (1), от соответствующего сигнала, который будет наблюдаться от водоносного пласта (1).
размещают одну или несколько излучающих антенн (9) в упомянутом море (4) и размещают один или несколько приемников (8) электромагнитного поля в упомянутом море (4), при этом упомянутое море имеет небольшую глубину (d) моря между около 50 м и около 350 м; причем, излучающая антенна (9) имеет длину от около 50 м до около 500 м,
используют упомянутую излучающую антенну (9), излучающую электромагнитные сигналы (10) из одного или нескольких прямоугольных импульсов (11), имеющих частоту, принадлежащую к очень низкой частоте между около 0,01 Гц и около 0,10 Гц;
используют упомянутые приемные антенны (8), имеющие удаления от упомянутой излучающей антенны (9), для приема распространяющихся электромагнитных сигналов (12), обусловленных упомянутыми излученными электромагнитными сигналами (10);
анализируют одну или несколько компонент упомянутых принятых сигналов (12) с приемников (8), имеющих удаления между около 1 км и около 12 км от указанной излучающей антенны, на предмет того, отличаются ли существенно упомянутые сигналы (12), служащие признаком насыщенного нефтяным флюидом пласта (1), от соответствующего сигнала, который будет наблюдаться от водоносного пласта (1).
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что
упомянутые сигналы имеют длину (1) волны, более чем в 5 раз превышающую упомянутую толщину (s) упомянутых перекрывающих слоев (2).
упомянутые сигналы имеют длину (1) волны, более чем в 5 раз превышающую упомянутую толщину (s) упомянутых перекрывающих слоев (2).
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что
упомянутые приемники (8) размещают на упомянутом морском дне (3).
упомянутые приемники (8) размещают на упомянутом морском дне (3).
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что упомянутую излучающую антенну (9) буксируют в упомянутом море (4).
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что упомянутую излучающую антенну (9) буксируют по упомянутому морскому дну (3).
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что
упомянутые приемники (8) буксируют в упомянутом море (4).
упомянутые приемники (8) буксируют в упомянутом море (4).
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что
упомянутые приемники (8) буксируют по упомянутому морскому дну (3).
упомянутые приемники (8) буксируют по упомянутому морскому дну (3).
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что
упомянутый анализ выполняют относительно амплитуды упомянутых обнаруженных сигналов (12).
упомянутый анализ выполняют относительно амплитуды упомянутых обнаруженных сигналов (12).
9. Способ по п.1,
отличающийся тем, что
упомянутые излучаемые импульсы (11) сигналов обычно представляют собой прямоугольные импульсы, содержащие по меньшей мере гармонические волны частотой 3×f, обнаруживаемые на упомянутых удалениях.
отличающийся тем, что
упомянутые излучаемые импульсы (11) сигналов обычно представляют собой прямоугольные импульсы, содержащие по меньшей мере гармонические волны частотой 3×f, обнаруживаемые на упомянутых удалениях.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что
используют излучающую антенну (9), имеющую длину от около 100 м до около 300 м.
используют излучающую антенну (9), имеющую длину от около 100 м до около 300 м.
11. Способ по п.11, отличающийся тем, что
используют излучающую антенну (9), пропускающую электрический ток от около 80 А до около 2000 А, предпочтительно в пределах от 100 А до 1000 А.
используют излучающую антенну (9), пропускающую электрический ток от около 80 А до около 2000 А, предпочтительно в пределах от 100 А до 1000 А.
12. Способ по п.1, отличающийся тем, что
используют излучающую антенну (9), имеющую эквивалентное произведение тока (I) и компоненты длины (L) в горизонтальном направлении от около 400 А·м до 1000000 А·м, предпочтительно в пределах от 10000 А·м до 300000 А·м.
используют излучающую антенну (9), имеющую эквивалентное произведение тока (I) и компоненты длины (L) в горизонтальном направлении от около 400 А·м до 1000000 А·м, предпочтительно в пределах от 10000 А·м до 300000 А·м.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20050108A NO323490B1 (no) | 2005-01-10 | 2005-01-10 | Elektromagnetisk hydrokarbonprospektering i grunne havomrader |
| NO20050108 | 2005-01-10 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007130549A RU2007130549A (ru) | 2009-02-20 |
| RU2394256C2 true RU2394256C2 (ru) | 2010-07-10 |
Family
ID=35209746
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007130549/28A RU2394256C2 (ru) | 2005-01-10 | 2006-01-09 | Электромагнитная разведка углеводородов в мелком море |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7812611B2 (ru) |
| CN (1) | CN101147084B (ru) |
| AU (1) | AU2006204173B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0606711B1 (ru) |
| CA (1) | CA2594285C (ru) |
| DK (1) | DK177603B1 (ru) |
| GB (1) | GB2437225B (ru) |
| MX (1) | MX2007008292A (ru) |
| NO (1) | NO323490B1 (ru) |
| RU (1) | RU2394256C2 (ru) |
| WO (1) | WO2006073315A1 (ru) |
Families Citing this family (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2409900B (en) * | 2004-01-09 | 2006-05-24 | Statoil Asa | Processing seismic data representing a physical system |
| GB2435693A (en) | 2006-02-09 | 2007-09-05 | Electromagnetic Geoservices As | Seabed electromagnetic surveying |
| NO326957B1 (no) * | 2006-02-13 | 2009-03-23 | Norsk Hydro As | Elektromagnetisk metode pa grunt vann med bruk av styrt kilde |
| GB2439378B (en) | 2006-06-09 | 2011-03-16 | Electromagnetic Geoservices As | Instrument for measuring electromagnetic signals |
| GB2442749B (en) * | 2006-10-12 | 2010-05-19 | Electromagnetic Geoservices As | Positioning system |
| GB2445582A (en) * | 2007-01-09 | 2008-07-16 | Statoil Asa | Method for analysing data from an electromagnetic survey |
| NZ581872A (en) | 2007-05-14 | 2012-07-27 | Ocean Floor Geophysics Inc | Underwater electric field electromagnetic prospecting system |
| US20100067325A1 (en) * | 2008-09-09 | 2010-03-18 | Yuefeng Sun | System and Method for Collecting Seismic Information |
| CN101369025B (zh) * | 2008-10-13 | 2011-03-30 | 湖南继善高科技有限公司 | 一种组合场源人工源频率域电磁测深方法 |
| US8299936B2 (en) * | 2008-12-18 | 2012-10-30 | Bae Systems Information And Electronic Systems Integration Inc. | Method and apparatus for establishing low frequency/ultra low frequency and very low frequency communications |
| US8143897B2 (en) * | 2009-02-11 | 2012-03-27 | Mtem Ltd. | Short-offset transient electromagnetic geophysical surveying |
| US8554482B2 (en) * | 2009-05-05 | 2013-10-08 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring reservoirs using array based controlled source electromagnetic methods |
| US8131522B2 (en) * | 2009-06-26 | 2012-03-06 | Pgs Geophysical As | Method for estimating and removing air wave response in marine electromagnetic surveying |
| CN101799556B (zh) * | 2010-03-11 | 2012-08-22 | 清华大学 | 极低频发射与接收系统及装置 |
| WO2012015542A1 (en) | 2010-07-27 | 2012-02-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Inverting geophysical data for geological parameters or lithology |
| US9195783B2 (en) | 2010-08-16 | 2015-11-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reducing the dimensionality of the joint inversion problem |
| US9702995B2 (en) | 2011-06-17 | 2017-07-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Domain freezing in joint inversion |
| US10310123B2 (en) * | 2012-03-09 | 2019-06-04 | Cgg Services Sas | Seismic reflection full waveform inversion for reflected seismic data |
| US10591638B2 (en) | 2013-03-06 | 2020-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Inversion of geophysical data on computer system having parallel processors |
| US9846255B2 (en) | 2013-04-22 | 2017-12-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reverse semi-airborne electromagnetic prospecting |
| US20150301217A1 (en) * | 2014-04-17 | 2015-10-22 | Pgs Geophysical As | Ultra-long electromagnetic source |
| CN105807326B (zh) * | 2016-04-11 | 2017-03-08 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 一种利用天波进行深部勘探的系统和方法 |
| CN105891895B (zh) * | 2016-04-11 | 2017-03-01 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 一种确定天波传播特性的系统和方法 |
| CN118265925A (zh) * | 2021-06-18 | 2024-06-28 | 特拉塞技术有限责任公司 | 确定地层中材料的存在和深度 |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1122998A1 (ru) | 1983-06-03 | 1984-11-07 | Всесоюзное Морское Научно-Производственное Объединение Инженерной Геологии "Союзморинжгеология" | Способ морской геоэлектроразведки |
| US4616184A (en) * | 1984-06-27 | 1986-10-07 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | CSAMT method for determining depth and shape of a sub-surface conductive object |
| 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 |
| GB2383133A (en) * | 2001-08-07 | 2003-06-18 | Statoil Asa | Investigation of subterranean reservoirs |
| GB2382875B (en) * | 2001-12-07 | 2004-03-03 | Univ Southampton | Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs |
| GB2399640B (en) * | 2003-03-17 | 2007-02-21 | Statoil Asa | Method and apparatus for determining the nature of submarine reservoirs |
-
2005
- 2005-01-10 NO NO20050108A patent/NO323490B1/no not_active IP Right Cessation
-
2006
- 2006-01-09 RU RU2007130549/28A patent/RU2394256C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-01-09 AU AU2006204173A patent/AU2006204173B2/en not_active Ceased
- 2006-01-09 BR BRPI0606711-5A patent/BRPI0606711B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2006-01-09 US US11/794,665 patent/US7812611B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-01-09 CA CA2594285A patent/CA2594285C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-01-09 CN CN2006800052283A patent/CN101147084B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-01-09 MX MX2007008292A patent/MX2007008292A/es active IP Right Grant
- 2006-01-09 WO PCT/NO2006/000007 patent/WO2006073315A1/en active Application Filing
-
2007
- 2007-07-13 DK DKPA200701036A patent/DK177603B1/da not_active IP Right Cessation
- 2007-08-10 GB GB0715596A patent/GB2437225B/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DK177603B1 (da) | 2013-11-18 |
| WO2006073315A1 (en) | 2006-07-13 |
| US7812611B2 (en) | 2010-10-12 |
| NO323490B1 (no) | 2007-05-29 |
| CN101147084B (zh) | 2011-11-16 |
| MX2007008292A (es) | 2007-09-07 |
| BRPI0606711B1 (pt) | 2017-06-20 |
| BRPI0606711A2 (pt) | 2010-03-16 |
| NO20050108L (no) | 2006-07-11 |
| CN101147084A (zh) | 2008-03-19 |
| US20090267608A1 (en) | 2009-10-29 |
| NO20050108D0 (no) | 2005-01-10 |
| AU2006204173A1 (en) | 2006-07-13 |
| RU2007130549A (ru) | 2009-02-20 |
| GB2437225A (en) | 2007-10-17 |
| GB2437225B (en) | 2010-09-22 |
| CA2594285A1 (en) | 2006-07-13 |
| DK200701036A (da) | 2007-10-03 |
| GB0715596D0 (en) | 2007-09-19 |
| AU2006204173B2 (en) | 2011-06-02 |
| CA2594285C (en) | 2016-06-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2394256C2 (ru) | Электромагнитная разведка углеводородов в мелком море | |
| US7567084B2 (en) | Method and apparatus for determining the nature of submarine reservoirs | |
| CA2654442C (en) | Method for acquiring and interpreting seismoelectric and electroseismic data | |
| US6900639B2 (en) | Electromagnetic method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs using refracted electromagnetic waves | |
| JP4949923B2 (ja) | ガスハイドレート位置探知用方法及び装置 | |
| AU2007297308A1 (en) | Method and apparatus for determining the nature of submarine reservoirs | |
| CN101379414A (zh) | 电磁勘测 | |
| Wang et al. | Well-hole electromagnetic exploration techniques and its research progress | |
| RU2257596C2 (ru) | Способ определения границ раздела, образованных инверсиями геомагнитного поля | |
| Sea | Stratigraphic Traps-Learnings and Mapping Techniques from Ringhorne West-Norwegian North Sea |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20140527 |
|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20140902 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210110 |