BRPI0606711A2

BRPI0606711A2 - método para determinar as propriedades elétricas de uma formação contendo fluido de petróleo submarino

Info

Publication number: BRPI0606711A2
Application number: BRPI0606711-5A
Authority: BR
Inventors: Svein Erling Johnstad; Brian Anthony Farrelly
Original assignee: Norsk Hydro As
Priority date: 2005-01-10
Filing date: 2006-01-09
Publication date: 2010-03-16
Also published as: US7812611B2; DK200701036A; GB2437225B; NO323490B1; CA2594285C; CA2594285A1; RU2394256C2; GB2437225A; US20090267608A1; MX2007008292A; NO20050108L; BRPI0606711B1; DK177603B1; GB0715596D0; CN101147084B; CN101147084A; AU2006204173A1; AU2006204173B2; WO2006073315A1; NO20050108D0

Abstract

MéTODO PARA DETERMINAR AS PROPRIEDADES ELéTRICAS DE UMA FORMAçãO CONTENDO FLUIDO DE PETRóLEO SUBMARINO. Um método para determinar as propriedades elétricas de uma formação submarina contendo fluido de petróleo (1) sob camadas geológicas de cobertura (2) de espessura (s) sob um leito de mar (3) de um mar (4), dito método compreendendo as seguintes etapas: * dispor uma ou mais antenas transmissoras (9) em dito mar (4) e dispor um ou mais receptores eletromagnéticos (8) em dito mar (4), *dito método compreendendo as seguintes etapas: * dispor uma ou mais antenas transmissoras (9) em dito mar (4) e dispor um ou mais receptores eletromagnéticos (8) em dito mar (4), * dito mar tendo uma profundidade de mar rasa (d) de 50 - 350 metros; * utilizar dita antena de transmissor (9) transmitindo sinais eletromagnéticos (10) de um ou mais pulsos (11) tendo freqúência de muito baixa freqúência entre 0,01 Hz e 0,10 Hz; * utilizar ditas antenas de receptor (8), tendo um afastamento de dito transmissor (9), para receber sinais eletromagnéticos propagados (12) devidos a ditos sinais eletromagnéticos emitidos (10); * analisar um ou mais componentes de ditos sinais recebidos (12) dos receptores (8) tendo afastamentos entre cerca de 1 km e 12 km, quer ditos finais difiram significativamente de um sinal correspondente, que ocorreria de uma formação contendo água (1), indicando uma formação contendo fluido de petróleo (1).

Description

"MÉTODO PARA DETERMINAR AS PROPRIEDADES ELÉTRICAS DEUMA FORMAÇÃO CONTENDO FLUIDO DE PETRÓLEO SUBMARINO"

CAMPO TÉCNICO DA INVENÇÃO

A presente invenção refere-se a geofísica marinha, utilizando detecção eletromagnética de formações geológicas enterradas. A invenção éparticularmente útil para determinar se um reservatório de petróleoprospectivo indicado na sísmica é portador de óleo e também desejavelmentea extensão horizontal do reservatório de petróleo, e determinar uma faixa dealgumas das propriedades elétricas do reservatório de petróleo. A profundidade, a extensão e particularmente as propriedades elétricas podemfornecer importante informação sobre se um volume de óleo do reservatóriopode ser distinguido de água de poro, que está geralmente presente na maiorparte das rochas subterrâneas porosas.

Mais especificamente, a invenção refere-se a um método para gerar sinais eletromagnéticos de comprimento de onda muito longo sob o mare detectar ondas eletromagnéticas sob o mar, algumas de cujas ondasdeslocaram-se para baixo, ao longo e para cima através de camadasgeológicas sob o mar, como indicado na Fig. Ia. Tais ondas eletromagnéticasde muito longo comprimento de onda, para uso na presente invenção, são similares a ondas de rádio, porém de comprimento de onda muito mais longo.As ondas eletromagnéticas são muito severamente atenuadas no mar e naterra, devido à resistividade elétrica das rochas com mais ou menos águasalina. A atenuação é muitíssimo severa para freqüências mais elevadas.Porém, dada uma fonte eletromagnética forte e um receptor muito sensível eutilizando-se uma baixa freqüência, um sinal tendo-se deslocado através dofundo do mar e da terra pode ser detectado no receptor. Geralmente ascamadas sedimentares podem formar uma cobertura sobre uma camadageológica porosa profundamente enterrada, sendo um reservatório dehidrocarbonetos prospectivo. Algumas das ondas eletromagnéticas foramrefletidas pelo reservatório de hidrocarbonetos prospectivo e algumas dasondas podem ter sido retratadas ao longo do reservatório de hidrocarbonetosprospectivo. Uma pequena proporção da energia eletromagnética refletida ouretratada alcançará de volta o fundo do mar na forma de ondaseletromagnéticas e será mensurável com antenas eletromagnéticas.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

Diversos métodos geofísicos e diretos podem ser usados paradetectar a presença de um reservatório de petróleo. Os métodos aplicadospodem ser usados em diferentes seqüências, dependendo da quantidade deconhecimento adquirido por etapas de exploração anteriores. Amagnetometria pode ser usada para determinar e mapear profundidades dasrochas do leito abaixo de uma bacia sedimentar, que são rapidamente e deforma barata medidas. As medições da gravidade podem delinear estoques elimiares vulcânicos, que terão uma anomalia de gravidade positiva, ecaracterísticas de domo de sal exibirão uma anomalia negativa nos perfis emapas de gravidade. Um reservatório de petróleo pode exibir uma anomaliade gravidade negativa, devido ao fato de que os fluidos de petróleo são demenos densidade, em comparação com a água que eles deslocam, porém taiscaracterísticas não são usualmente de tamanho significativo para seremdiretamente detectadas, porém podem constituir uma diferençasignificativamente mensurável durante a produção do campo. As medições degravidade são também um tanto rapidamente adquiridas, porém um tanto maisdemoradas, em comparação com a magnetometria.

A prospecção eletromagnética utiliza sinais eletromagnéticos de um comprimento de onda suficiente para penetrar nas camadas geológicas sob o mar. A detecção das ondas eletromagnéticas podeocorrer no fundo do mar ou na água do mar. Tal prospecção eletromagnéticapode ser usada para delinear algumas camadas geológicas de mais elevada oumais baixa resistividade do que suas formações geológicas circundantes. Umaantena de transmissor é usada no mar para transmitir ondas eletromagnéticasque se propagam através do mar e das formações geológicas. Uma pequenaproporção de energia eletromagnética refratada e refletida alcançará de volta ofundo do mar e será detectável. Os sinais detectados são analisados paraindicar formações contendo petróleo. A Fig. Ia indica tal prospecçãoeletromagnética.

A prospecção sísmica utiliza ondas sonoras de baixafreqüência de uma fonte sísmica, as ondas propagando-se através do mar e dosolo para um receptor sísmico. A velocidade das ondas sísmicas depende da densidade e outras propriedades mecânicas das rochas através das quais elasse propagam e do modo de propagação da onda, como uma onda decompressão ou "p", tendo o movimento das partículas ao longo da linha depropagação da energia sísmica, ou como uma onda transversal, decisalhamento ou "s", tendo seu movimento de partícula perpendicular à linha de propagação da energia sísmica. A sísmica marinha requer uma fontesísmica dedicada e um sistema de receptores sísmicos altamente sensível,usualmente na forma de uma ou mais serpentinas sísmicas rebocadas comhidrofones ou cabos de leito de mar com hidrofones e geofones e é umprocesso muito mais demorado e dispendioso, comparado com a gravidade. Asísmica marinha pode fornecer perfis sísmicos de reflexão de alta resolução,que podem ser processados para apresentar seções de estruturas geológicasindicando coletores de petróleo contendo potencialmente petróleo, como umaformação arenosa porosa em uma antiforma e coberta por uma camadasedimentar impermeável, ou uma formação arenosa porosa, verticalmente deslocada por uma falha. Tais formações potenciais contendo petróleodelineadas, entretanto, raramente podem ser distinguidas com base em suasvelocidades sísmicas, porque a densidade e, assim, a velocidade sísmica deuma formação contendo óleo é somente ligeiramente menor do que avelocidade sísmica da mesma formação sendo enchida de água. Entretanto,quando tendo-se encontrado uma formação potencial contendo petróleo nosperfis sísmicos, a prospecção eletromagnética pode ser usada para determinaralgumas propriedades elétricas da formação, indicando a presença de água oupetróleo, como será descrito abaixo.

Perfuração é o método final e mais caro para fornecerinformação geológica acerca de um reservatório prospectivo. Com base nagravidade, exploração eletromagnética e sísmica e informações geológicasgerais, é feita uma avaliação do campo potencial. As posições da primeiraexploração ou furos de poço em zonas pouco exploradas (wildcat) sãodeterminadas e perfuradas quando alguns ou todos os métodos menosdispendiosos acima, como gravidade e sísmica, indicam a presença de umreservatório de petróleo. Em seguida, se resultados positivos, poços deprodução são perfurados. Para encontrar uma indicação razoável da extensãohorizontal de um reservatório, chamada avaliação ou delineamento, poçospodem ser perfurados.

Relatório do problema e da técnica anterior no campoUm problema prático principal em geofísica eletromagnéticamarinha é o fato de que o mar é condutivo, tendo uma condutividade de cercade 0,3 Ohm-metro, devido a sua salinidade. A condutividade incorre emsignificativa atenuação do sinal, quando as ondas eletromagnéticas propagamse através da água salina condutiva. Também uma proporção maior das rochasdo fundo do mar e abaixo através de toda a cobertura é mais ou menoscondutiva, tendo uma condutividade que pode variar de 0,3, paragenericamente sedimentos do fundo do mar porosos não consolidados umidificados com a água do mar, a 10 Ohm-metro para sedimentos maisconsolidados, contendo menos sal e menos mobilidade iônica. Entretanto, aspropriedades elétricas de uma rocha contendo petróleo são significativamentediferentes de uma rocha contendo água salina. Um arenito contendo petróleotem uma condutividade de cerca de 20 - 300 Ohm-metro. Em águasprofundas, Ellingsrud et al., na Patente U.S. No. 6717411, empregou umtransmissor na forma de um par de eletrodos dipolo disposto horizontalmenterebocado de 100 - 1000 m de separação e empregando uma corrente alternadade 1 Hz. O comprimento de onda / da transmissão é indicado como sendo nafaixa de

0,ls < = 5s e, mais preferivelmente,

0,5 s < = 2s

onde / é o comprimento de onda da transmissão através dacobertura de espessura s. No exemplo descrito, a espessura s é de 800 m,indicando

80 m < = / < = 4000 m, mais preferivelmente

400m< = /<= 1600 m.

A profundidade do mar usada nos exemplos de Ellingsruds éde 1000 m e a resistividade da cobertura é de 0,7 Ohm metro. Paracomprimentos de onda através da cobertura, como preferivelmente indicado

80 m < = < = 4000 m, mais preferivelmente

400 m < = / < = 1600 m, isto indicando faixas de freqüência de

1100 Hz < = f < = 0,44 Hz, mais preferivelmente

44 Hz< = f< = 2,7 Hz.

Os comprimentos de onda preferidos, indicados porEllingsrud, não correspondem à faixa de freqüência de transmissão indicada:

1 kHz <= f <= 0,01 Hz, mais preferivelmente

20 Hz <= f <= 0,1 Hz, por exemplo

1 Hz.

A freqüência realmente usada no exemplo de Ellingsrud é 1Hz, fornecendo um comprimento de onda real de 421 m, se a resistividade dacobertura for de 0,7 Ohm metro.

Quando rebocando a antena de transmissor próximo do fundodo mar em uma profundidade de mar de 1000 m, como no exemplo deEllingsruds, devido à condutividade da água do mar, a onda atmosférica nãoapresenta problema significativo. As profundidades do mar pertinentes anossa presente invenção pode ser de cerca de 50 a cerca de 350 metros, muitomais raso do que na patente US acima mencionada. A profundidade podemesmo ser tão rasa quanto 20 metros ou mesmo 10 metros. A ondaatmosférica acredita-se ser um problema significativo, quando utilizando-seuma freqüência de cerca de 0,5 Hz, por favor vide Fig. 4F, em que há umdesvio insignificante na curva normalizada para um reservatório contendopetróleo, quando medindo-se uma profundidade de água de 128 m. A espessura da cobertura pode ser entre 500 e 3000 metros na presenteinvenção. Pode-se também considerar a utilização do presente método paraverificar a presença de gás raso como metano ou os chamados hidratosgasosos, encontrados empregando-se sísmica rasa em profundidades maisrasas do que 500 metros. Tais hidratos gasosos podem ser indicados nasísmica rasa, pelo fato de que seu contorno de reflexão sísmica segue mais oumenos o contorno do fundo do mar, porém pode ser verificado, empregando-se métodos eletromagnéticos, indicar uma mais elevada resistividade.

Uma desvantagem da técnica conhecida é o uso de pulsos deondas senoidais, em que a onda é uma onda contínua, sendo difícil de manter

quando produzida em geradores elétricos marinhos que, na prática, serão maisou menos curto-circuitados através das antenas transmissoras dentro do mar.Uma fonte de sinal mais simples é procurada na presente invenção.

BREVE SUMÁRIO DA INVENÇÃO

Uma solução para alguns dos problemas supracitados é um método para determinar as propriedades elétricas de uma formação contendofluido petróleo submarino sob camadas geológicas de cobertura de espessura 5sob o fundo do mar, o método compreendendo as seguintes etapas:

* dispor uma ou mais antenas transmissoras dentro do mar edispor um ou mais receptores eletromagnéticos dentro do mar, o mar tendouma profundidade rasa d de cerca de 50 metros a cerca de 350 metros;

* utilizar a antena de transmissor para transmitir sinaiseletromagnéticos de um ou mais pulsos, tendo freqüência de freqüência muitobaixa, entre cerca de 0,01 Hz e cerca de 0,10 Hz;

* utilizar ditas antenas de receptor tendo um deslocamento dedito transmissor, para receber sinais eletromagnéticos propagados, devidos aditos sinais eletromagnéticos emitidos;

* analisar um ou mais componentes de ditos sinais recebidosde receptores tendo deslocamentos entre cerca de 1 km e cerca de 12 km, querditos sinais difiram significativamente de um sinal correspondente, queocorreria de uma formação contendo água, indicando um formação contendofluido de petróleo.

Em uma forma de realização preferida da invenção, um sinalde pulso quadrado de freqüência f=0,01Hzal,10 Hz, preferivelmente cercade 0,02 Hz, é emitido, dito sinal de pulso quadrado tendo pelo menos umcomponente harmônico de 3*f detectável em dito deslocamento.

Formas de realização adicionalmente preferíveis das invençõessão definidas nas reivindicações dependentes.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

A invenção é ilustrada nos desenhos anexos, que se destinam afins de ilustração somente. Os desenhos não serão interpretados comolimitando o escopo da invenção, que será limitada pelas reivindicações anexassomente.

A Fig. Ia ilustra uma seção geológica imaginada de umaformação sedimentar formando um reservatório de petróleo e tendo umacobertura de cerca de 500 m a 3000 m e uma profundidade de água de cercade50ma350 m. A profundidade pode ser mesmo tão rasa quanto 20 ou 10metros. Um navio reboca um fonte de sinal eletromagnético marinhohorizontalmente disposta. A perna confinada interna é chamada a parte de"reboque para dentro" da curva com o transmissor aproximando-se doreceptor e a perna confinada externa é correspondentemente chamada de"reboque para fora". Ambos os trajetos de sinais eletromagnéticos refletidos erefratados são mostrados entre o transmissor e o receptor.

Também indicado na Fig. 1 a é um componente horizontal do campo recebido, mostrado em umaescala logarítmica. No campo próximo, a voltagem pode ser muito forte, demodo que se recomenda rebocar o transmissor cerca de 50 m a 70 m sobre osreceptores no fundo do mar, de outro modo os receptores podendo serdanificados, devido ao forte campo eletromagnético, quando o transmissor passa através do mar sobre o receptor.

A Fig. lb é uma simples ilustração do campo eletromagnético,conforme medido através de um único receptor, de acordo com a instalaçãode campo da Fig. Ia. Um único receptor com antenas é colocado dentro dafigura em deslocamento zero.

A Fig. 2 ilustra o componente horizontal da amplitude de umsinal recebido em uma estação no fundo do mar, de um transmissoreletromagnético rebocado, enviando uma corrente AC dentro do mar. Afreqüência emitida é de 0,25 Hz. O sinal é normalizado com respeito àintensidade da fonte transmissora:

(V/m) / (Am) = V/Am2,

e é uma amplitude normalizada-fonte, com freqüênciachamada "magnitude".

A Fig. 3 ilustra curvas normalizadas, em que uma curva deamplitude de sinal, de uma formação anômala de alta resistividade, p. ex., devido a conter petróleo, com cobertura de resistividade ordinária, como naFig. 1 a, é dividida por uma correspondente curva de amplitude de sinal, comose o petróleo da mesma formação fosse substituído por água, resultando emresistividade ordinária. O deslocamento ao longo da abscissa é dada emquilômetros. A "curva d'água" normalizada indicando água é uma curva dereferência baseada em formações de reservatório contendo água, e é-lhe dadoo valor 1.

A Fig. 4a é uma tal curva de medição normalizada do campohorizontal em linha para uma freqüência transmitida de 0,025 Hz, isto é, umperíodo de 40 segundos e uma profundidade de água de 128 m. A espessurado modelo é de cobertura de cerca de 1600 m de resistividade de 1 Ohm-metro e a espessura do reservatório do modelo é de cerca de 100 m, tendouma resistividade de 80 Ohm-metro. Para detecção de hidrocarboneto nopresente caso, com formações contendo petróleo mais ou menos horizontais, aresposta em linha é considerada mais importante do que a resposta de linhacruzada. Em áreas com complicações litológicas como depósitos de sal, aresposta em linha cruzada pode ser mais importante.

A Fig. 4b é uma curva normalizada correspondente para umafreqüência transmitida de 0,05 Hz, isto é, um período de 20 segundos.

A Fig. 4c é uma curva normalizada correspondente, para umafreqüência transmitida de 0,10 Hz, isto é, um período de 10 segundos.

A Fig. 4d é uma curva normalizada correspondente, para umafreqüência transmitida de 0,20 Hz, fornecendo um período de 5 segundos.

A Fig. 4e representa a curva correspondente para 0,25 Hz, istoé, um período de 4 segundos.

A Fig. 4f representa a curva pra 0,5 Hz, isto é, um período de 2segundos.

A Fig. 4g é uma curva normalizada para 0,25 Hz eprofundidade de água, aqui 1024 m. Foi montada na mesma folha como umacópia da Fig. 4e, mostrando a correspondente curva para 0,25 Hz e condiçõesde águas rasas, aqui 128 m. Uma diferença principal entre os dois casos é queuma parte do sinal emitido em água rasa vazará para o ar e dominará os sinaisregistrados em maiores deslocamentos.

A Fig. 5a é um mapa do campo de óleo de Grane, no Mar doNorte. A parte do reservatório da formação de reservatório éaproximadamente resumida. Uma linha de pesquisa eletromagnéticafuncionando no norte-sul desde 2003 é indicada através do mapa.

A Fig. 5b é uma plotagem da magnitude elétrica normalizada, como recebida em um único receptor, Rxl2, para uma freqüência transmitidade 0,25 Hz.

A Fig. 5c mostra uma plotagem resumo de magnitude elétricanormalizada para todos os receptores. A abscissa é em metros. Os receptoresnumerados 1 a 16 são indicados ao longo da abscissa e correspondem à linha de contorno mostrada na Fig. 5a. Nesta plotagem, a magnitude elétricanormalizada para um deslocamento de fonte-receptor particular é colhida decada registro das estações Rxl a Rxl6. O deslocamento para o valor decampo normalizado colhido é de 5 km. É admitido que o registro dedeslocamento de 5 km indica um valor de propriedade elétrica da formaçãocontendo petróleo potencial na metade da distância de deslocamento, isto é,2,5 km. A direção de reboque desta figura é do início do contorno para onorte.

A Fig. 6a é um mapa de pesquisa correspondente para duaslinhas de registro de leito de mar elétricas, conduzidas através do campo de Grane em 2004.

A Fig. 6b é similar à Figura 5c, porém para uma pesquisa feitaem 2004 para rebocar a Linha 2, como indicado na Fig. 6a.

A Fig. 6c é uma plotagem de magnitude elétrica, comorecebida em um único receptor, RxlO, da linha 2 da pesquisa de Grane de 2004. O sinal transmitido é um pulso quadrado, tendo uma freqüênciafundamental de f = 0,02 Hz e, assim, freqüências harmônicas de 3*f, 5*f, 7*fetc. As curvas "O: acima de fm contendo óleo", são comparadas com um sinalregistrado em uma estação de referência fora do reservatório, a "W: acima defm contendo água". A faixa medida exibida é em metros de 3000 m a 12000m de deslocamento para a estação RxlO e de 3000 m a cerca de 8000 m para aestação de referência. O eixo das ordenadas em amplitude registro do sinalrecebido normalizado por fonte de 10-'3,5V/Am2 a 10"11 V/Am2.

Descrição das formas de realização preferidas da invenção

A invenção é um método para determinar as propriedadeselétricas de uma formação 1 contendo fluido de petróleo submarino, tendouma cobertura 2 de camadas geológicas 2 de espessura s e tendo um fundo domar 3 coberto na área de interesse por um mar 4. O método compreende asseguintes etapas:

Um ou mais receptores eletromagnéticos 8, dispostos emdito mar 4. Os receptores eletromagnéticos 8 podem ser pares de eletrodosalimentados pelos feixes 82 de um desejado comprimento e contendo algumdispositivo de armazenagem de sinal 81, mantido em um compartimento dereceptor 80, disposto para reter ditos feixes de antena 82. Tais feixes deantena são usualmente dispostos em um par ortogonal e o sinal em linha écalculado pelos componentes em linha do par ortogonal. Dito dispositivo dearmazenagem de sinal 81 deve ser provido com um relógio para registrar otempo real para registro dos sinais recebidos 12 explicados acima.

uma ou mais antenas transmissoras 9 devem ser dispostas nomar 4.

dita antena de transmissor 9 é então usada para transmitirsinais eletromagnéticos 10 de um ou mais pulsos 11, tendo freqüências entre0,01 Hz e 0,10 Hz. Na presente forma de realização da invenção, a freqüênciade 0,02 Hz foi usada. Dito em um modo alternativo, um comprimento de ondaI de mais do que 5 vezes a espessura s de ditas camadas de cobertura 2, podeser usada. Anteriormente, os pulsos aéreos, propagando-se de dito transmissor9 para ditas antenas 8, acreditava-se superobscurecer a informação desejadaacerca de um reservatório contendo petróleo geológico 1, porém novamodelagem para profundidade de mar rasa indicou claramente que umaumento ou diminuição significativo ocorre para o sinal detectado nosdeslocamentos intermediários, mesmo para águas muito rasas.

* A profundidade real d de dito mar 4 para a presente invençãoa ser realizada é de 10 ou 20 a 400 metros, mais preferivelmente de 50 - 350 metros e, muitíssimo preferivelmente, de cerca de 80 metros a cerca de 300metros. Isto corresponde às profundidades reais do Mar do Norte. Outrasprofundidades podem ser importantes para outras áreas de mar do mundo.

* Muita da energia dos pulsos de sinal emitidos 11 é atenuadadevido à resistividade da água do mar, a cobertura, porém uma pequenaproporção da energia é eventualmente recebida. Os sinais eletromagnéticos12, devidos a ditos sinais eletromagnéticos emitidos 10, propagam-se por umaparte da energia emitida para serem significativamente detectados em ditosreceptores 8, tendo um deslocamento de dito transmissor 9, desde que ditotransmissor tenha uma suficiente capacidade para os sinais eletromagnéticos sendo emitidos, como descrito abaixo.

* Um ou mais componentes de ditos sinais detectados 12 é/sãoanalisado(s) quanto às distâncias de deslocamento entre cerca de 3 km a cercade 10 km entre o transmissor 9 e os receptores 8. Espera-se que para taisdeslocamentos, ditos sinais detectados 12 difiram significativamente de umcorrespondente sinal 12', que seria detectado de uma formação 1 similar,porém contendo água, dito sinal diferindo indicando que dita formação 1)contém fluido-petróleo.

Método de reboque

De acordo com o método da invenção, dito um ou mais receptores 8 são dispostos em dito fundo do mar 3 e dito preferivelmente umtransmissor 9 é rebocado em dito mar 4 por um vaso marinho 5, um vaso desuperfície ou um vaso submarino. Dito transmissor 9 pode ser rebocado emdito fundo do mar 3, porém, a fim de não impor uma corrente elétricadestrutiva sobre o receptor 8, enquanto sendo movido para próximo doreceptor elétrico necessariamente muito sensível 8, o transmissor 9 poderiaser rebocado 30 a 70 metros acima de dito receptor 8, se a trajetória estivermais ou menos diretamente sobre o receptor. Alternativamente, de acordocom o método da invenção, ditos receptores 8 podem ser rebocados em dito mar 4, ditos receptores sendo dispostos como um único receptor rebocado 8ou diversos receptores 8, dispostos em um cabo rebocado após um vasomarinho 5.

De acordo com um forma de realização alternativa dainvenção, ditos receptores 8 podem ser rebocados em dito fundo do mar 3.

Análise

A análise pode ser conduzida com respeito à amplitude deditos sinais detectados 12, usando-se a chamada modelagem 1-D, comoilustrado na Fig. 2 e, particularmente, nas curvas normalizadas das Figs. 3 e 4.

Um modelo 1-D pode ser baseado em um único registro de furo de sonda de resistividade medida das camadas das formações geológicas circundando ofuro de sonda. Em uma modelagem 1-D pode não haver variação deprofundidade das interfaces entre as camadas. Em uma modelagem 2-D, p.ex., empregando-se dados de medição de resistividade de dois poçosperfurados, a variação de profundidade das camadas pode ser introduzida para melhor igualar a estrutura geológica real ao longo da linha medida.

A Fig. 4f representa a curva para 0,5 Hz, isto é, um período de2 segundos em uma profundidade de mar de 128 metros. A espessura dacobertura do modelo é de cerca de 1600 m de resistividade de 1 Ohm e aespessura do reservatório do modelo é de 100 m de 80 ohm de resistividade.

Isto ilustra um problema principal utilizando tais altas freqüências em águarelativamente rasa, em comparação com a espessura da cobertura: a respostana curva de amplitude normalizada-fonte é desprezível. Estes são dadosmodelados e os dados reais teriam variações de resistividade naturais, comprofundidade que poderia provavelmente esconder tais pequenas anomalias desinal abaixo do nível de ruído.

Acima da Figura 4f, a Fig. 4e representa a curvacorrespondente para 0,25 Hz, isto é, um período de 4 segundos, para a mesmaprofundidade de área. Uma significativa chamada anomalia da amplitudenormalizada-fonte pode ser vista como um ligeiro aumento da curva deamplitude normalizada entre 2 e 3,5 km, e uma forte diminuição de amplitudenormalizada, começando a 3,5 km e alcançando seu amplo mínimo de 0,80 acerca de 4,8 km, e lentamente retornando para a curva unitária a cerca de 8cm. A curva pode ser descrita como uma pequena onda destorcida, tendo umapequena parte positiva estreita, seguida por uma parte negativa maior e maisampla. A pequena onda correspondente da Fig. 4f é inversa é muitoinsignificante.

A Fig. 4d é uma curva normalizada correspondente para umafreqüência transmitida de 0,20 Hz, fornecendo um período de 5 segundos. Aprofundidade é como a dos outros modelos da Fig. 4: 128 metros. A anomalianegativa é agora deslocada para iniciar a 4 km, o mínimo de amplitude é maispronunciado a um valor de cerca de 0,75 e deslocado para deslocamento maislongo a 5,5 km e ricocheteia mais para fora a 10 km. O deslocamentocrescente, associado com o cruzamento inicial, máximo, unitário e mínimo,com freqüência decrescente, é indicado por setas horizontais nas Figs. 4d, 4ce4b.

A mudança das curvas são ainda vistas com freqüênciasdecrescentes. A Fig. 4c é uma curva normalizada correspondente para umafreqüência transmitida de 0,10 Hz, isto é, um período de 10 segundos. Acurva de amplitude normalizada pela fonte agora tem sua parte positiva dapequena onda significativamente alargada e aumentada, começando a 2 km,aumentando a cerca de 1,28 da amplitude normalizada-fonte em umdeslocamento de cerca de 5,2 km e mergulhando abaixo da linha unitária acerca de 6,5 km a um mínimo que é mais negativo do que 0,75.Os efeitos indicados nas Figs. 4d e 4c são vistos dinda na Fig.4b, que é uma curva normalizada correspondente para uma freqüênciatransmitida de 0,05 Hz, isto é, um período de 20 segundos, a mesmaprofundidade. O início é como para 0,10 Hz a cerca de 2 km, porém deamplitude muito mais forte para 0,05 Hz, aumentando a mais do que 1,52 emum deslocamento de cerca de 6,9 km e mergulhando através da linha unitáriaa 9,9 km. A parte negativa da curva é assim deslocada que não foi calculadafora do deslocamento de 10 km.

O máximo mais forte preliminar é ilustrado na Fig. 4a, que é também tal como uma curva de medição normalizada do campo em linhahorizontal para uma freqüência transmitida de 0,025 Hz, isto é, um período de40 segundos e uma profundidade de água de 128 m. O início é agora a cercade 2,2 km e a parte positiva é muito larga e é tão fonte quanto 1,62 na curvanormalizada e deslocada com o máximo ocorrendo a cerca de 9,2 km, a parte negativa devendo ser encontrada distante 10 km, se existente.

Pode ser visto pelas curvas de amplitude normalizada-fontecalculadas que, usando-se freqüências muito baixas, na faixa de cerca de0,025 Hz a cerca de 0,25 Hz, anomalias muito mais significativas podem serencontradas usando-se um modelo de uma formação de alta resistividade, abaixo de uma cobertura de resistividade ordinária e água do mar rasa.Conhecendo-se a profundidade e a espessura da formação potencialmentecontendo petróleo pelas análises sísmicas, mas não a resistividade, essapergunta particular pode receber uma resposta utilizando-se o método deacordo com a presente invenção.

A Fig. 4g é uma curva normalizada para 0,25 Hz e águaprofunda, aqui 1024 m. Ela foi montada na mesma folha da cópia da Fig. 4e,mostrando a correspondente curva para 0,25 Hz e condições de água rasa,aqui 128 m. O que é claramente visto é que, para água profunda, um sinalnormalizado muito claro e significativo através da formação contendo óleo deágua profunda é visto, em comparação com a curva normalizada através daágua rasa. Uma diferença principal entre os dois casos é que, para condiçõesde água rasa, uma parte maior do sinal emitido pode vazar para o ar e ter umasignificativa influência sobre o sinal registrado. Entretanto, tentativas deseparação de campos ascendentes e descendentes, bem como subtração deonda atmosférica, foram até agora tentadas sem sucesso. É altamentedesejável ter-se um método eletromagnético que forneça anomaliaseletromagnéticas mais significativas acima das formações contendo óleo,também para águas rasas.

Emissão de Sinal

De acordo com uma forma de realização preferida dainvenção, ditos pulsos de sinal transmitido 11 sendo geralmente pulsosquadrados compreendendo primeiras ondas cossenoidais harmônicas sendodetectáveis distante. Uma vantagem de utilizarem-se baixas freqüências de acordo com a presente invenção é que também ondas de terceiro harmônico eondas de quinto harmônico podem ser detectáveis em ditas distânciasintermediárias. Isto torna possível conduzir análises independentes paradiferentes freqüências. Usando-se uma freqüência de base para o pulsoquadrado transmitido de 0,02 Hz, receber-se-ia um sinal remoto composto do

seguinte:

* uma onda cossenoidal de 0,02 Hz,

* uma onda cossenoidal de terceiro harmônico de 0,02*3 Hz =0,06 Hz, tendo um terço de energia,

* uma onda cossenoidal de quinto harmônico de 0,02 * 5 Hz = 0,10 Hz, tendo um quinto da energia,

* uma onda cossenoidal de sétimo harmônico de 0,02* 7 Hz =0,15 Hz, e assim em diante, todas podendo ser independentemente filtradas eanalisadas, alargando a base da análise. As diferentes ondas harmônicas terãodiferentes velocidades de propagação.Abaixo são listadas a velocidade de propagação e ocomprimento de onda eletromagnético para alguns valores de resistividade decobertura e baixas freqüências emitidas.

R (Ohm-m) f (Hz) Velocidade (m/s) comprimento de ondalambda(m)

1 0,02 Hz 447 m/6 22400 m

2 0,02 Hz 632 m/s 31600 m

3 0,02llz 775 m/s 38700 m

1 0,06 Hz 775 m/s 12900 m

2 0,06 Hz 1095 m/s 18300 m

3 0,06 Hz 1342 m/s 22400 m

1 0,10 Hz 1000 m/s 10000 m

2 0,10 Hz 1414 m/s 14000 m

3 0,10 Hz 1732 m/s 17300 m

1 0,20 Hz 1414 m/s 7070 m

2 0,20 Hz 2000 m/s 10000 m

3 0,20 Hz 2449 m/s 12200 m

Pode ser visto que os comprimentos de onda usados pararesistividade de, 2 ou 3 Ohm da cobertura enviando com uma freqüênciamuito baixa de 0,02 Hz, resulta em comprimentos de onda extremamentelongos entre 22400 m e 38700 m.

Antena de transmissor

De acordo com a invenção, dita antena de transmissor 9 temum produto equivalente de corre 1 vez o componente de comprimento L nadireção horizontal de entre cerca de 10000 Am, preferivelmente até 300000Am ou mais, em geral horizontalmente, como explicado abaixo. A antena detransmissor 9 deve preferivelmente ser disposta para transportar uma correnteelétrica entre cera de 80 A e 2000 A, e ter um comprimento de 50 a 500 m. Atransmissão do sinal pode então compreender simplesmente produzir uma DCde, digamos, cerca de 80 A a cerca de 2000 A, preferivelmente na faixa de100 A a 1000 A e remeter a corrente contínua através de dois eletrodostransmissores 9A, 9B, dispostos cerca de 5 - 70 m acima do fundo do mar,separados por uma distância genericamente horizontal de cerca de 50 m acerca de 500 m, preferivelmente cerca de 100 a cerca de 300 m, produzir umproduto equivalente de cerca de 400 Am a cerca de 1.000.000 Am,preferivelmente de 10000 Am a 300.000 Am. Empregando-se uma freqüênciade base para o pulso quadrado transmitido de 0,02 Hz como usado no presente exemplo, isto é, tendo um período de 5 s, pode-se simplesmente inverter acorrente elétrica a cada 25 segundos, para produzir o pulso quadrado elétricode comprimento 50 s desejado.

Resultados

A Fig. 2 ilustra o componente horizontal da amplitude de um sinal recebido em uma estação no fundo do mar de um transmissoreletromagnético rebocado, remetendo uma corrente AC dentro do mar. Osinal compreende tanto os sinais refletidos recebidos como os sinaisretratados, sinais diretos através da água do mar e sinais de onda parcialmentepropagados no ar. Um par de curvas é calculado de acordo com um modelocom água rasa, 128 m, e o outro par de curvas é calculado de acordo com ummodelo com água profunda, 4000 m. A freqüência emitida é de 0,25 Hz. Adenominação da ordenada é dada em intensidade de campo elétrico V/m,normalizada com respeito à intensidade da fonte transmissora Am, (V/m) /(Am) = V/Am2, uma amplitude normalizada-fonte chamada magnitude. Opiso do ruído é com freqüência considerado ser entre 10"15 V/Am2 a IO"13V/Am2. O deslocamento ao longo da abscissa é em quilômetros. O par maisbaixo e curvas indica a amplitude do campo horizontal elétrico, conformemedido em água profunda, aqui 4000 m. Para deslocamentos de mais do quecerca 2000 metros, a curva calculada para uma formação contendo óleo éacima da curva indicando uma formação contendo água e a diferença é muitodistinguivel. O para superior de curvas, entretanto, é calculado para água rasa,aqui 128 m. Uma redução de amplitude é vista entre 4500 e 8000 m nestavista, porém a diferença é um tanto pequena e pode ser mascarada um tantofacilmente por outros efeitos como ruído.

A Fig. 3 ilustra curvas normalizadas em que uma curva deamplitude de sinal de uma formação anômala de alta resistividade, p. ex.,devido a conter petróleo, com cobertura de resistividade ordinária, como naFig. 1 a, é dividida por uma correspondente curva de amplitude de sinal, comose o petróleo da mesma formação fosse substituído por água resultante daresistividade ordinária. O deslocamento ao longo da abscissa é dado emquilômetros. Uma linha tracejada, indicando a curva de amplitude devida àformação contendo óleo anômala para uma onda transmitida de 0,25 Hz, éindicada. A água indicando a "curva d'água" normalizada é uma curva dereferência baseada em formações de reservatório contendo água e recebe ovalor 1. Isto pode ser feito usando-se dados de um perfil de aquisição dedados cruzando uma parte da formação que é sabida conter água. Entre 3,5 e 8km, a resistividade da formação contendo água é mais baixa do que se amesma formação contivesse petróleo. Uma linha indicando a curva deamplitude devida à formação contendo óleo anômala, para uma onda de 0,25Hz, como calculada para profundidade de água profunda de 128 m, éindicada. Nesta vista, é mais claramente visto que há uma pequena porémsignificativa diferença para 0,25 Hz, porém esta diferença é vulnerável aruído.

A Fig. 5a é um mapa do programa de registro eletromagnéticodo fundo do mar em 2003 através o campo de petróleo de Grane no Mar doNorte. A parte de reservatório da formação de reservatório éaproximadamente resumida. Uma linha de sondagem eletromagnética emfuncionamento de norte-sul é indicada através do mapa. Estações receptoras12, 13, 14, 15 e 16 são colocadas na parte do perfil através dos limites donorte da formação contendo óleo deste perfil. As estações receptoras 1-11são colocadas nas partes do perfil através dos limites do sul da formaçãocontendo óleo deste perfil. Através das partes centrais do perfil através daformação contendo petróleo do campo de Grane não são colocadosreceptores.

A Fig. 5b é uma plotagem de magnitude elétrica normalizada,como recebida em um único receptor, Rxl2, para uma freqüência transmitidade 0,25 Hz. A curva-"d'água" e a curva-"HC" mostram uma pequena porémsignificativa diferença entre 4 e cerca de 7 km nestes dados reais.

A Fig. 5c mostra um plotagem resumo da magnitude elétricanormalizada para todos os receptores. A abscissa é em metros. Os receptores1 - 16 são indicados ao longo da abscissa e correspondem à linha de perfilmostrada na Fig. 5a. Nesta plotagem, a magnitude elétrica normalizada para um deslocamento de fonte-receptor particular é colhida de cada registro dasestações Rxl-Rxl6. O deslocamento para o valor de campo normalizadocolhido é de 5 km. É admitido que o registro de deslocamento de 5 km indicaum valor de propriedade elétrica da formação contendo petróleo potencial emmetade da distância de deslocamento, isto é, 2,5 km. A direção de rebocamento desta figura é do início do contorno ao norte, isto é, à direita daestação receptora 16 na Fig. 5c e em direção à esquerda na Fig. 5c. Assim, ovalor colhido de "reboque para dentro" a 5 km para a estação Rx4 é plotado2,5 km à frente da estação Rx4 e o valor de "reboque para fora" a 5 km para aestação Rx4 é plotado 2,5 km após a estação Rx4. Há uma pequena redução dos valores de amplitude plotados para os pontos residindo dentro docontorno do campo de petróleo de Grane indicado na Fig. 5c, porém valoresbaixos são encontrados também para as plotagens colhidas de "reboque paradentro" para a estação 12, 14, 15 e 16 para o norte do contorno de campo deGrane, que podem ser devidos a aumento da espessura da formação de gizsubjacente ou óleo não descoberto ao norte do presente contorno do campo deGrane. Por favor, observe-se que há uma diferença para o valor colhido de 5km normalizado elétrico de reboque para dentro e de reboque para fora,particularmente significante para, p. ex., a estação receptora Rx8. Na pernaconfinada ao sul de reboque para fora de Rx8, o transmissor está acima daparte contendo mar da formação de reservatório e o valor de 5 km resultante éde cerca de 1,04. Outros deslocamentos que não 5 km podem ser usados paraselecionar o valor.

A Fig. 6a é um mapa de levantamento topográfico para dois contornos de registro de leito do mar elétricos, conduzidos através do campode grane em 2004. A linha 1 tem uma direção mais ou menos norte - sul comos receptores RxOl a Rx07 e a Linha 2 é NNE-SSW com os receptores Rx08a Rxl2. A estação receptora Rx04 está no ponto de travessia entre a Linha 1 ea Linha 2.

A Fig. 6b é similar à Fig. 5c, porém, para um levantamentotopográfico feito em 2004 para a Linha de reboque 2, como indicado na Fig.6a. A Fig. 6 mostra uma plotagem resumo de magnitude elétrica normalizadapara todos os receptores ao longo da Linha 2. A abscissa é em metros. Osreceptores Rx08, Rx09 e RxlO são indicados ao longo da abscissa e correspondem à linha de contorno mostrada na Fig. 5a. Nesta plotagem, amagnitude elétrica normalizada para um deslocamento de fonte-receptorparticular é colhida de cada registro das estações Rx08, Rx09, Rx04 e RxlO.O deslocamento de fonte-receptor para os valores de campo normalizadoscolhidos é de 7 km e os valores são plotados a meio-caminho, 3,5 km do receptor e 3,5 km do transmissor. É indicado nas colunas sombreadas entre 7e 13 km e entre 15 e 17,5 km onde o reservatório de petróleo hidro estimadose estende. Neste levantamento é usado um pulso quadrado de freqüência detransmissor muito baixa de 0,02 Hz. Nesta plotagem, os componentes de ondaharmônicos 3*f e 5*f foram analisados. As plotagens normalizadas deharmônicos tanto 3*f como 5*f exibem uma relação de sinal muito maisdistinta, variando entre cerca de 1,06 e 1,10 na transição entre a formaçãocontendo petróleo na estação Rx09 até entre cerca de 1,22 e 1,30 ao SW daestação RxlO próximo do meio da formação contendo petróleo. Este resultadodo levantamento de 2004, usando-se um pulso quadrado de 0,02 Hz, indicamais distintivamente a presença de petróleo dentro da formação doreservatório do que no levantamento de 2003, empregando-se uma freqüênciade onda de 0,25 Hz. Outra diferença é que a relação é acima da unidade para aultra-baixa freqüência de 0,02 Hz usada, em comparação com a relação deunidade abaixo, para a freqüência de onda de 0,25 Hz usada.

A Fig. 6c é uma plotagem de magnitude elétrica comorecebida no único receptor, RxlO, da linha 2 do levantamento de 2004 deGrane. O sinal transmitido é um pulso quadrado tendo uma freqüênciafundamental de f = 0,02 Hz e, assim, o sinal emitido contém freqüênciasharmônicas 3*f, 5*f, 7*f e assim em diante. A estação RxlO é situada acimade uma parte contendo óleo do reservatório. As curvas são tambémcomparadas com um sinal registrado em uma estação de referência fora doreservatório, que pode ser usada para normalização. A faixa medida exibida éem metros de deslocamento de 3000 m a 12.000 m para a estação RxlO e de3000 m para cerca de 8000 m para a estação de referência. O eixo dasordenadas é em amplitude registro do sinal recebido normalizado-fonte, de1013,5 V/Am2 a 10"11 V/Am2. Mesmo sem normalizar os sinais recebidos, osinal de freqüência fundamental recebida f = 0,02 Hz e os harmônicosímpares filtrados 3*f=0,06 Hz e 5*f=0,10 Hz claramente exibem umaresposta que é genericamente superior do que o sinal da estação de referência.Além de 8000 m nenhum sinal de referência para comparação foi plotado. Af=0,02 Hz do sinal "acima do óleo" através da parte contendo óleo daformação é distintivamente mais elevada do que o sinal de referência entrecerca de 5000 m e 8000 m. O sinal de f=0,02 Hz está até agora emconcordância aproximada com a faixa cuja curva teórica de 0,025 Hz da Fig.4a é acima da unidade normalizada. O 3*f=0,06 Hz está acima da curva dereferência da Fig. 6c, entre 5,5 km e pelo menos 8 km deslocados, tambémficando em concordância aproximada com a curva modelada mais próxima de 0,05 Hz. A curva 5*f fica abaixo da curva de referência de cerca de 5,5 km e6 km e acima da unidade entre cerca de 6 km e cerca de 7,7 km, não sendointeiramente em acordo com a faixa deslocada dos dados modelados para 0,10Hz, porém diferindo significativamente do sinal "acima da água".

Claims

1. Método para determinar as propriedades elétricas de umaformação contendo fluido de petróleo submarino (1) sob camadas geológicasde cobertura (2) de espessura s sob um fundo do mar (3) de um mar (4),caracterizado pelo fato de compreender as seguintes etapas:* dispor uma ou mais antenas transmissoras (9) em dito mar(4) e dispor um ou mais receptores eletromagnéticos (8) em dito mar (4), ditomar tendo uma profundidade de mar rasa (d) de cerca de 50 metros a cerca de350 metros;* utilizar ditos sinais eletromagnéticos (10) transmissores deantena de transmissor (9) de um ou mais pulsos (11) tendo muito baixafreqüência entre cerca de 0,01 Hz e cerca de 0,10 Hz;* utilizar ditas antenas de receptor (8), tendo um deslocamentode dito transmissor (9), para receber sinais eletromagnéticos propagados (12),devidos a ditos sinais eletromagnéticos emitidos (10);* analisar um ou mais componentes de ditos sinais recebidos(12) dos receptores (8) tendo deslocamentos entre cerca de 1 km e cerca de 12km, quer ditos sinais (12) difiram significativamente de um correspondentesinal que ocorreria de uma formação contendo água (1), indicando umaformação contendo fluido petróleo (1).

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato de ditos pulsos (12) de sinal transmitido (10) compreendemgenericamente sinais quadrados.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato de ditos sinais (10) terem um comprimento de onda (/) de mais do que 5vezes dita espessura (s) de ditas camadas de cobertura (2).

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato de ditos receptores (8) serem dispostos em dito fundo do mar (3).

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato de dito transmissor (9) ser rebocado em dito mar (4).

6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato de dito transmissor (9) ser rebocado em dito fundo do mar (3).

7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ditos receptores (8) serem rebocados em dito mar (4).

8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato de dito(s) receptores (8) serem rebocados em dito fundo do mar (3).

9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelofato de dita análise ser feita com respeito à amplitude de ditos sinaisdetectados (12).

10. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de ditos pulsos de sinal transmitidos (11) serem geralmente pulsosquadrados, compreendendo pelo menos ondas harmônicas de freqüência 3*fsendo detectável em ditos deslocamentos.

11. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de utilizar uma antena de transmissor (9) tendo um comprimento decerca de 50 m a cerca de 500 m, preferivelmente de cerca de 100 m a cerca de 300 m.

12. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizadopelo fato de utilizar uma antena de transmissor (9) contendo uma correnteelétrica de cerca de 80 A a cerca de 2000 A, preferivelmente na faixa de 100A a 1000 A.

13. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de utilizar uma antena transmissora (9), tendo um produto equivalente de corrente (1) vezes comprimento (L) na direção horizontal decerca de 400 Am a cerca de 1000000 Am, preferivelmente na faixa de 10000Am a 30000 Am.