NO336422B1 - System and method for simultaneous electromagnetic and seismic geophysical mapping - Google Patents
System and method for simultaneous electromagnetic and seismic geophysical mappingInfo
- Publication number
- NO336422B1 NO336422B1 NO20101495A NO20101495A NO336422B1 NO 336422 B1 NO336422 B1 NO 336422B1 NO 20101495 A NO20101495 A NO 20101495A NO 20101495 A NO20101495 A NO 20101495A NO 336422 B1 NO336422 B1 NO 336422B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- streamer
- electrodes
- accordance
- streamers
- vessel
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 46
- 238000013507 mapping Methods 0.000 title claims description 28
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 39
- 230000005684 electric field Effects 0.000 claims description 25
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 19
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 claims description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 9
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 claims description 8
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 5
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims description 4
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims description 3
- GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 3-(2-methoxyethoxy)benzohydrazide Chemical compound COCCOC1=CC=CC(C(=O)NN)=C1 GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 Chemical compound C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N 0.000 claims description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 8
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 8
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 4
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- FZNWJRXTACKOPU-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methylthioethyl)malic acid Chemical compound CSCCC(O)(C(O)=O)CC(O)=O FZNWJRXTACKOPU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021607 Silver chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- HKZLPVFGJNLROG-UHFFFAOYSA-M silver monochloride Chemical compound [Cl-].[Ag+] HKZLPVFGJNLROG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
- G01V1/20—Arrangements of receiving elements, e.g. geophone pattern
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
-
- 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
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/61—Analysis by combining or comparing a seismic data set with other data
- G01V2210/616—Data from specific type of measurement
- G01V2210/6163—Electromagnetic
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Oceanography (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Description
System og fremgangsmåte for samtidig elektromagnetisk og seismisk geofysisk kartlegging System and method for simultaneous electromagnetic and seismic geophysical mapping
Oppfinnelsen gjelder et system for samtidig elektromagnetisk og seismisk geofysisk kartlegging, dvs. full elektromagnetisk og seismisk feltkarakterisering, i samsvar med innledningen til patentkrav 1. The invention relates to a system for simultaneous electromagnetic and seismic geophysical mapping, i.e. full electromagnetic and seismic field characterization, in accordance with the introduction to patent claim 1.
Oppfinnelsen gjelder også en fremgangsmåte for samtidig elektromagnetisk og geofysisk feltkarakterisering, i samsvar med innledningen til patentkrav 10. The invention also applies to a method for simultaneous electromagnetic and geophysical field characterization, in accordance with the introduction to patent claim 10.
Spesielt gjelder oppfinnelsen et system og en fremgangsmåte for bildedannelse av undergrunnstrukturer og elektriske resistiviteter, samt deteksjon og overvåkning av hydrokarbonreservoarer. In particular, the invention relates to a system and a method for imaging underground structures and electrical resistivities, as well as detection and monitoring of hydrocarbon reservoirs.
Bakgrunn Background
Hydrokarboner i undergrunnen er betydelig mer resistiv for elektromagnetiske bølger enn lag som ikke inneholder hydrokarboner, og kan derfor detekteres ved å sende et elektromagnetisk signal inn i undergrunnen samtidig som man måler det returnerte signalet fra forskjellige avstander til kilden. Hydrocarbons in the subsurface are significantly more resistive to electromagnetic waves than layers that do not contain hydrocarbons, and can therefore be detected by sending an electromagnetic signal into the subsurface while simultaneously measuring the returned signal from different distances to the source.
Flere elektromagnetiske metoder for kartlegging av undergrunnens resistiviteter har blitt utviklet. Marin CSEM ("Controlled Source ElectroMagnetic") kartlegging er en teknikk for kartlegging av hydrokarboner, og er eksempelvis beskrevet i de følgende artiklene: - "Remote sensing of hydrocarbon layers by seabed logging (SBL): Results from a cruise offshore Angola", in journal: Leading Edge (utgave 21, år 2002, sider 972-982), av S. Ellingsrud; T. Eidesmo; Several electromagnetic methods for mapping the subsoil's resistivities have been developed. Marine CSEM ("Controlled Source ElectroMagnetic") mapping is a technique for mapping hydrocarbons, and is described, for example, in the following articles: - "Remote sensing of hydrocarbon layers by seabed logging (SBL): Results from a cruise offshore Angola", in journal: Leading Edge (issue 21, year 2002, pages 972-982), by S. Ellingsrud; T. Eidesmo;
L. M. McGregor; S. Constable; M. C. Sinha; og L.M. McGregor; S. Constable; M. C. Sinha; and
- "A new method for remote and direct identification of hydrocarbon filled layers in deep-water areas", in journal: First Break (utgave 20, år 2002, sider 144-152), avT. Eidesmo; S. Ellingsrud; L. M. McGregor; S. Constable; M. C. Sinha; S. Johansen; F. N. Kong; H. Westerdahl. - "A new method for remote and direct identification of hydrocarbon filled layers in deep-water areas", in journal: First Break (issue 20, year 2002, pages 144-152), byT. Eidesmo; S. Ellingsrud; L.M. McGregor; S. Constable; M. C. Sinha; S. Johansen; F. N. Kong; H. Westerdahl.
I et typisk CSEM-oppsett, plasseres enkeltnode-mottakere på havbunnen. Videre sender en elektrisk dipol-antenne elektromagnetisk energi inn i havbunnen, med en konstant eller varierende frekvens og fra ulike posisjoner i forhold til mottakerne. Til slutt hentes mottakerne opp og registrert data behandles og tolkes. In a typical CSEM setup, single-node receivers are placed on the seabed. Furthermore, an electric dipole antenna sends electromagnetic energy into the seabed, with a constant or varying frequency and from different positions in relation to the receivers. Finally, the recipients are picked up and registered data is processed and interpreted.
En fremgangsmåte og system for offshore elektromagnetisk lodding ("electromagnetic sounding") som utnytter bølgelengdeeffekter for å bestemme optimale kilde- og detektorposisjoner er også beskrevet i US 4,617,518 A (L.J. Srnka (1986)) som omfatter bruk av en dipol-kilde tauet av et fartøy, sammen med et array av elektriske dipol-detektorer. Spenningsforskjellen mellom par av elektroder måles. I tillegg til dipol-detektorene som taues kolineært til strømkilden, taues et array av gradient-detektorer lateralt separert, fra eller under strømkilden. A method and system for offshore electromagnetic sounding that utilizes wavelength effects to determine optimal source and detector positions is also described in US 4,617,518 A (L.J. Srnka (1986)) which involves the use of a dipole source towed by a vessel, along with an array of electric dipole detectors. The voltage difference between pairs of electrodes is measured. In addition to the dipole detectors towed collinearly to the current source, an array of gradient detectors is towed laterally separated, from or below the current source.
US 6,236,211 Bl (Wynn (2001)) presenterer en indusert polariseringsmetode for identifisering av mineraler på havbunnen, ved å taue en streamerkabel, utstyrt med sende- og mottakerelektroder, slik at den fire enden er nær eller graver i havbunn. US 6,236,211 B1 (Wynn (2001)) presents an induced polarization method for identifying minerals on the seabed, by towing a streamer cable, equipped with transmitting and receiving electrodes, so that the four ends are close to or burrow into the seabed.
I USH1490H (Thompson et al. (1995)) foreslås en geofysisk prospekteringsmetode bestående av en streamerkabel utstyrt med elektromagnetiske feltsensorer og eventuelt også hydrofoner. Valgfritt, for støyreduksjonsformål, lokaliseres en andre streamerkabel ovenfor den nedre kabelen. Et andre fartøy som generer trykkenergi kan også benyttes, og ved egnede porøse formasjoner i undergrunnen konverteres den akustiske energien til elektromagnetisk energi. Energien som propagerer oppover måles så av elektromagnetiske feltsensorer i kabel nær havbunnen. In USH1490H (Thompson et al. (1995)) a geophysical prospecting method consisting of a streamer cable equipped with electromagnetic field sensors and possibly also hydrophones is proposed. Optionally, for noise reduction purposes, a second streamer cable is located above the lower cable. A second vessel that generates pressure energy can also be used, and with suitable porous formations in the underground, the acoustic energy is converted into electromagnetic energy. The energy that propagates upwards is then measured by electromagnetic field sensors in cables near the seabed.
Fra US 20070075708 (R. Reddig; P. Heelan (2007)) er det kjent et elektromagnetisk kartleggingssystem med flere kilder. From US 20070075708 (R. Reddig; P. Heelan (2007)) an electromagnetic mapping system with multiple sources is known.
WO2008008127 (P.J. Summerfield; L. S. Gale; B. J. Fielding (2008)) beskriver en fremgangsmåte for å opprettholde tauet dipol-kilde-orientering. WO2008008127 (P.J. Summerfield; L.S. Gale; B.J. Fielding (2008)) describes a method for maintaining rope dipole-source orientation.
Fra US 7,203,599 Bl (K.M. Strack; L. A. Thomsen; H. Rueter (2007)) er det kjent en fremgangsmåte for innsamling av transiente elektromagnetiske data. From US 7,203,599 Bl (K.M. Strack; L.A. Thomsen; H. Rueter (2007)) a method for collecting transient electromagnetic data is known.
WO2008066389 (P. Barsukov; E. B. Fainberg; B. S. Singer (2008)) beskriver en fremgangsmåte for kartlegging av hydrokarbonreservoarer i grunt vann og også et system for bruk ved utføring av fremgangsmåten. WO2008066389 (P. Barsukov; E. B. Fainberg; B. S. Singer (2008)) describes a method for mapping hydrocarbon reservoirs in shallow water and also a system for use in carrying out the method.
Fra GB2441786 (R. Mittet; O. M. Aakervik; F. A. Maao; S. Ellingsrud (2008)) er det kjent kombinert elektromagnetisk og seismisk kartlegging. Combined electromagnetic and seismic mapping is known from GB2441786 (R. Mittet; O. M. Aakervik; F. A. Maao; S. Ellingsrud (2008)).
I WO2007104949 (A. Ziolkowski (2007) er fremvist optimalisering av MTEM-parametere ("Multi-Transient EM"). In WO2007104949 (A. Ziolkowski (2007) optimization of MTEM parameters ("Multi-Transient EM") is presented.
US 2010/0172205 Al beskrives et system og en fremgangsmåte for tilnærmet samtidig utførelse av elektormagnetisk og seismisk geofysisk kartlegging. US 2010/0172205 Al describes a system and a method for nearly simultaneous execution of electromagnetic and seismic geophysical mapping.
Som kan sees fra litteraturen og presenterte patentpublikasjoner opererer CSEM-systemer enten med node- eller kabelbaserte mottakersystemer. Mens kabelbaserte systemer har en begrensning når det gjelder å måle laterale og vertikale komponenter, har nodesystemet redusert operasjonell effektivitet, begrenset mottakerelektrodeseparasjon i alle retninger (til nærheten av noden) og mangel på sanntids data kvalitetskontroll. Med nodesystemene er datainnsamlingen punktvis på havbunnen ved hver mottakerlokalisering, i motsetning til kabelsystemene som kan gjøre kontinuerlig innsamling også mellom posisjoner. Det følger også at kabel-baserte systemer er foretrukket for å integrere seismisk og elektromagnetisk datainnsamling i ett målesystem. As can be seen from the literature and presented patent publications, CSEM systems operate either with node or cable-based receiver systems. While cable-based systems have a limitation in measuring lateral and vertical components, the node system has reduced operational efficiency, limited receiver electrode separation in all directions (to the vicinity of the node) and lack of real-time data quality control. With the node systems, the data collection is point-by-point on the seabed at each receiver location, in contrast to the cable systems, which can do continuous collection also between positions. It also follows that cable-based systems are preferred for integrating seismic and electromagnetic data collection in one measurement system.
I marine omgivelser og sterkt dempende medium, for dybdepenetrering, må de utsendte signalene være av sterkt lavfrekvent karakter. Tilhørende bølgelengder vil være veldig lange og for økt dipol-antennemoment bør elektrodeseparasjonenøkes deretter. In marine environments and strongly attenuating medium, for deep penetration, the emitted signals must be of a very low frequency nature. Corresponding wavelengths will be very long and for increased dipole antenna moment the electrode separation should be increased accordingly.
En elektromagnetisk kilde (eksempelvis en ledende løkke), når påslått, vil indusere strømmer i undergrunnen, som igjen genererer sekundære elektromagnetiske felter. Det målte feltet ved en mottaker er det totale feltet (primær + sekundær). Når det primære feltet er slått av vil bare det sekundære feltet være tilstede, fra hvilke utledninger vil bli gjort om konduktivitet til undergrunnen. An electromagnetic source (eg a conducting loop), when switched on, will induce currents in the subsurface, which in turn generate secondary electromagnetic fields. The measured field at a receiver is the total field (primary + secondary). When the primary field is turned off, only the secondary field will be present, from which discharges will be converted into conductivity to the subsoil.
For et CSEM-frekvensdomene EM-system måler en mottaker sekundærfeltet av frekvens generert av et kildefelt. Imidlertid, i alle frekvensdomene EM-systemer registreres alltid det sekundære feltet generert i jorden ved tilstedeværelsen av primærfeltet, hvilket begrenser deteksjonen av det sekundære signalet. For a CSEM frequency domain EM system, a receiver measures the secondary field of frequency generated by a source field. However, in all frequency-domain EM systems, the secondary field generated in the earth by the presence of the primary field is always detected, limiting the detection of the secondary signal.
Tidsdomene EM-systemer er vanligvis registrert i fraværet av primærsignalet, hvilket gjør det sekundære signalet bedre detekterbart. Time domain EM systems are usually recorded in the absence of the primary signal, making the secondary signal more detectable.
Implementeringen av kildefunksjonen i CSEM-systemer varierer, relatert til kilde-mottakerseparasjon, kilde- og mottakerseparasjon, kilde og mottakerelektrode-orientering og separasjon og kildeoverføringsskjema. For nærfeltsmålinger, dvs. kortere separasjon mellom kilde og mottaker, anvendes en transient (tidsdomene) metodologi som måler sekundærfeltet både ved tilstedeværelse og fravær av primærfeltet. For fjernfeltmålinger, dvs. lengre separasjon mellom kilde og mottaker, kan en plan-bølge-tilnærming og harmonisk dekomponering av registrert felt (primær og sekundær) anvendes. The implementation of the source function in CSEM systems varies, related to source-receiver separation, source and receiver separation, source and receiver electrode orientation, and separation and source transfer scheme. For near-field measurements, i.e. shorter separation between source and receiver, a transient (time domain) methodology is used which measures the secondary field both in the presence and absence of the primary field. For far-field measurements, i.e. longer separation between source and receiver, a plane-wave approximation and harmonic decomposition of registered field (primary and secondary) can be used.
Ingen av de ovennevnte artikler eller patentpublikasjoner fremviser et system eller en fremgangsmåte for måling av det elektriske feltpotensialet mellom elektroder på separerte streamere. Anvendelse av styrbar streamerteknologi resulterer i valgbar mottakerelektrode-separasjon, fra korte til lange avstander, og sampling av enhver ønsket elektrisk feltorientering. Inntil nå har ingen søkt å implementere "kabelnode" hybrid målesystem omfattende fordelene til alle nåværende CSEM-systemer. Integrering av nær- og fjernfeltmålinger med muligheten til invasive målinger, kombinert med høyoppløselig seismisk innsamling resulterer i betydelig forbedret bildekvalitet av undergrunnen og operasjonell effektivitet sammenlignet kjent teknikk. None of the above articles or patent publications disclose a system or method for measuring the electric field potential between electrodes on separated streamers. Application of steerable streamer technology results in selectable receiver-electrode separation, from short to long distances, and sampling of any desired electric field orientation. Until now, no one has sought to implement a "cable node" hybrid measurement system encompassing the advantages of all current CSEM systems. Integration of near- and far-field measurements with the possibility of invasive measurements, combined with high-resolution seismic acquisition results in significantly improved image quality of the subsurface and operational efficiency compared to known techniques.
Formål Purpose
Hovedformålet med oppfinnelsen er å tilveiebringe et system og en fremgangsmåte som løser de ovenfor nevnte utfordringene med kjent teknikk. The main purpose of the invention is to provide a system and a method that solves the above-mentioned challenges with known technology.
Det er et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe et system og en fremgangsmåte for full elektromagnetisk- og seismisk feltkarakterisering. It is an object of the invention to provide a system and a method for full electromagnetic and seismic field characterization.
Det er videre et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe et system og en fremgangsmåte for avbilding av jordens indre. It is also an object of the invention to provide a system and a method for imaging the Earth's interior.
Det er et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe et system og en fremgangsmåte for karakterisering av geologiske strukturer og elektriske resistiviteter i undergrunnen. It is an aim of the invention to provide a system and a method for characterizing geological structures and electrical resistivities in the subsoil.
Et formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe et system og en fremgangsmåte for å skape karakterisering med høyt signal-støy-forhold, fortrinnsvis 3-dimensjonal, av elektromagnetisk feltpotensial i vannmasse og havbunn, kombinert med høyoppløselig multi-komponent seismisk innsamling av undergrunnen. One purpose of the invention is to provide a system and a method for creating characterization with a high signal-to-noise ratio, preferably 3-dimensional, of electromagnetic field potential in water bodies and seabeds, combined with high-resolution multi-component seismic acquisition of the subsurface.
Et formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe et system og en fremgangsmåte for deteksjon og overvåkning av hydrokarbonreservoarer, og også for grunnvann- og mineralutforsking. An object of the invention is to provide a system and a method for the detection and monitoring of hydrocarbon reservoirs, and also for groundwater and mineral exploration.
Oppfinnelsen The invention
Et system i samsvar med oppfinnelsen er angitt i patentkrav 1. Fordelaktige trekk ved systemet er beskrevet i patentkravene 2-9. A system in accordance with the invention is stated in patent claim 1. Advantageous features of the system are described in patent claims 2-9.
En fremgangsmåte i samsvar med oppfinnelsen er angitt i patentkrav 10. Fordelaktige trekk ved fremgangsmåten er beskrevet i patentkravene 11-17. A method in accordance with the invention is stated in patent claim 10. Advantageous features of the method are described in patent claims 11-17.
For full karakterisering av seismiske og elektriske feltkomponenter vil et nytt system og fremgangsmåte for utføring av målinger presenteres nedenfor. For full characterization of seismic and electric field components, a new system and method for carrying out measurements will be presented below.
For forbedret avbilding av geologiske formasjoner i undergrunnen er systemet i samsvar med oppfinnelsen innrettet for å gi karakterisering med høyt signal-støy-forhold, fortrinnsvis 3-dimensjonal, av elektromagnetisk feltpotensial i vannmasse og havbunn, kombinert med høyoppløselig multi-komponent seismisk innsamling. For improved imaging of geological formations in the subsurface, the system in accordance with the invention is designed to provide characterization with a high signal-to-noise ratio, preferably 3-dimensional, of electromagnetic field potential in water bodies and seabed, combined with high-resolution multi-component seismic acquisition.
Oppfinnelsen er basert på bruk av et multi-streamer-mottakersystemer forsynt med elektroder for utføring av tauet og stasjonær seismisk og elektromagnetisk datainnsamling, eventuelt kombinert med invasive havbunnsmålinger. The invention is based on the use of a multi-streamer receiver system equipped with electrodes for carrying out the rope and stationary seismic and electromagnetic data collection, possibly combined with invasive seabed measurements.
Ved å måle spenning mellom elektroder (på eller mellom separate streamere) kan elektriske feltkomponenter over den orienteringen ekstraheres. By measuring voltage between electrodes (on or between separate streamers), electric field components over that orientation can be extracted.
Ved bruk av streamere forsynt med styringsinnretninger ("birds") og oppdriftseffekter, kan mottakerelektrode-separasjon og orientering justeres ved å styre streamerne i horisontal og vertikal retning. When using streamers equipped with steering devices ("birds") and buoyancy effects, receiver electrode separation and orientation can be adjusted by steering the streamers in horizontal and vertical directions.
Elektromagnetiske feltkomponenter langsmed ("in-line"), på tvers ("cross-line"), diagonalt og vertikalt kan ekstraheres. Electromagnetic field components along ("in-line"), across ("cross-line"), diagonally and vertically can be extracted.
Med både tauet og stasjonær operasjon er oppfinnelsen spesielt egnet for kartlegging av store områder, og kombinert med en stasjonærmodus, måling av elektriske felt i vannmasser, samt multi-komponent seismiske- og havbunns-invasive målinger. With both towed and stationary operation, the invention is particularly suitable for mapping large areas, and combined with a stationary mode, measurement of electric fields in bodies of water, as well as multi-component seismic and seabed invasive measurements.
En fremgangsmåte i samsvar med oppfinnelsen for datainnsamling for full karakterisering av seismiske og elektriske feltkomponenter kan oppsummeres i de følgende trinnene: a) bevege minst et kartleggingsfartøy til en ønsket posisjon over havbunnen eller bevege kartleggingsfartøyet/-ene med en hovedsakelig konstant hastighet, b) belyse et mål ved å frigjøre et spesifikt luftvolum inn i vannet ved bruk av en seismisk luftkanon for å produsere en trinnformet ("steep-fronted") trykkbølge hvert X sekund og sende ut A method according to the invention for data collection for full characterization of seismic and electric field components can be summarized in the following steps: a) move at least one survey vessel to a desired position above the seabed or move the survey vessel(s) at a substantially constant speed, b) illuminate a target by releasing a specific volume of air into the water using a seismic air gun to produce a steep-fronted pressure wave every X seconds and emit
pulser med varierende frekvens, med stopptider, ved hjelp av en elektrisk antenne, pulses of varying frequency, with stop times, using an electric antenna,
c) måle trykk (P-bølge) og registrere 3-dimensjonal havbunnshastighet ("seabed velocity") (S-bølge) ved hjelp av hydrofoner og henholdsvis geofoner (akselerometre) i et multi-streamer-m otta kersy stem, d) måle magnetisk fluks og elektrisk feltpotensial mellom elektroder anordnet i streamerne til multi-streamer-mottakersystemet, og e) overføre målinger og registreringer til en styringsenhet om bord på kartleggingsfartøyet for videre behandling. c) measure pressure (P-wave) and record 3-dimensional seabed velocity ("seabed velocity") (S-wave) using hydrophones and respectively geophones (accelerometers) in a multi-streamer receiving system, d) measure magnetic flux and electric field potential between electrodes arranged in the streamers of the multi-streamer receiver system, and e) transfer measurements and records to a control unit on board the survey vessel for further processing.
Trinn a) omfatter at et kartleggingsfartøy tauer et multi-streamer-mottakersystem, en elektrisk antenne og en seismisk luftkanon, eller at et kartleggingsfartøy tauer et multi-streamer-mottakersystem og et annet fartøy tauer den elektriske antennen og den seismiske luftkanonen. Step a) involves a survey vessel towing a multi-streamer receiver system, an electrical antenna and a seismic air gun, or a survey vessel towing a multi-streamer receiver system and another vessel towing the electrical antenna and seismic air gun.
Trinn a) omfatter, i stedet for å taue multi-streamer-mottakersystemet med et fartøy, anordne det til havbunnen, eller anordne en del av det til havbunnen. Step a) comprises, instead of towing the multi-streamer receiver system with a vessel, deploying it to the seabed, or deploying part of it to the seabed.
Trinn a) kan videre omfatte injisering av staver forsynt med elektroder inn i havbunnen. Step a) can further include injecting rods equipped with electrodes into the seabed.
Trinn e) omfatter videre behandling av de registrerte data avhengig av kilde-mottakerseparasjon og kilde-sendeskjema. Step e) includes further processing of the registered data depending on source-receiver separation and source-transmission scheme.
Fremgangsmåten kan videre omfatte et trinn f) omfattende optimalisering av målingene i forhold til støy ved å ta hensyn til dipolmoment, elektrodeseparasjon og orientering, og så behandle signalene elektronisk. The method can further include a step f) comprehensive optimization of the measurements in relation to noise by taking into account dipole moment, electrode separation and orientation, and then process the signals electronically.
Fremgangsmåten kan videre omfatte et trinn g) omfattende å bevege kartleggingsfartøyet/-ene til en ny ønsket posisjon og gjenta trinnene a)-e) eller a)-f). The method may further comprise a step g) comprising moving the mapping vessel(s) to a new desired position and repeating steps a)-e) or a)-f).
Fremgangsmåten kan videre omfatte justering av elektrodeseparasjon ved styring av streamerne i alle romlige retninger, hvilket resulterer i full feltkarakterisering. The method can further include adjusting electrode separation by controlling the streamers in all spatial directions, resulting in full field characterization.
Ytterligere detaljer og foretrukne trekk ved oppfinnelsen vil fremgå av den etterfølgende eksempelbeskrivelsen. Further details and preferred features of the invention will appear from the following exemplary description.
Eksempel Example
Oppfinnelsen vil nedenfor bli beskrevet i detalj med henvisning til de ikke-begrensende figurene, hvor: The invention will be described below in detail with reference to the non-limiting figures, where:
Figur la viser en utførelsesform av systemet i samsvar med oppfinnelsen, Figure la shows an embodiment of the system in accordance with the invention,
Figur lb viser en alternativ løsning av utførelsesformen i Figur 1, Figure 1b shows an alternative solution of the embodiment in Figure 1,
Figur 2a-b viser systemet i samsvar med oppfinnelsen i stasjonært overvåkningsmodus, Figure 2a-b shows the system in accordance with the invention in stationary monitoring mode,
Figur 3 viser detaljer av mottakersystemet i samsvar med oppfinnelsen, Figure 3 shows details of the receiver system in accordance with the invention,
Figur 4 og 5 viser noen potensielt samplede elektriske feltorienteringer mellom elektroder på og mellom streamere, Figur 6 viser staver forsynt med elektroder injisert inn i havbunnen for støyfrie målinger og to-medium-sammenligninger, Figur 7 viser en mulig utførelsesform av det elektromagnetiske kilde- og mottakersystemet, Figur 8 viser hvordan det elektriske feltet måles mellom en frontelektrode på en nedre streamer og en aktre elektrode på øvre streamer, Figures 4 and 5 show some potentially sampled electric field orientations between electrodes on and between streamers, Figure 6 shows rods equipped with electrodes injected into the seabed for noise-free measurements and two-medium comparisons, Figure 7 shows a possible embodiment of the electromagnetic source and the receiver system, Figure 8 shows how the electric field is measured between a front electrode on a lower streamer and an aft electrode on the upper streamer,
Figur 9 viser en annen utførelsesform i samsvar med oppfinnelsen, og Figure 9 shows another embodiment in accordance with the invention, and
Figur 10a-b viser bruken av flere kartleggingsfartøy for operasjonen av systemet i samsvar med oppfinnelsen. Figure 10a-b shows the use of several surveying vessels for the operation of the system in accordance with the invention.
Et system i samsvar med oppfinnelsen er basert på et flertall streamer-mottakersystemer for tauet og og stasjonær seismisk og elektromagnetisk datainnsamling, eventuelt kombinert med invasive havbunnsmålinger. A system in accordance with the invention is based on a plurality of streamer-receiver systems for the rope and and stationary seismic and electromagnetic data collection, optionally combined with invasive seabed measurements.
Henvisning er nå gjort til Figur la-b som viser en første utførelsesform av systemet i samsvar med oppfinnelsen. Systemet i samsvar med den første utførelsesformen omfatter et kartleggingsfartøy 11 forsynt med midler for sending og registrering av elektromagnetisk energi i form av et CSEM-system ("controlled source ElectroMagnetic"). Midler for sending av energi inn i vannmasse og havbunn er fortrinnsvis en elektrisk antenne, så som en elektromagnetisk dipol-kilde 12, og en seismisk luftkanon 13 som taues bak kartleggingsfartøy et 11. Reference is now made to Figure la-b which shows a first embodiment of the system in accordance with the invention. The system in accordance with the first embodiment comprises a survey vessel 11 provided with means for sending and recording electromagnetic energy in the form of a CSEM system ("controlled source ElectroMagnetic"). Means for sending energy into the body of water and the seabed are preferably an electric antenna, such as an electromagnetic dipole source 12, and a seismic air cannon 13 which is towed behind a survey vessel 11.
Den elektromagnetiske dipol-kilden 12 og seismiske luftkanonen 13 er koblet til kartleggingsfartøyet 11 ved hjelp av en eller flere kabler ("umbilical") 14, via hvilke(n) den elektromagnetiske dipol-kilden 12 og seismiske luftkanonen 13 styres og drives. The electromagnetic dipole source 12 and the seismic air gun 13 are connected to the mapping vessel 11 by means of one or more cables ("umbilical") 14, via which(s) the electromagnetic dipole source 12 and the seismic air gun 13 are controlled and operated.
Midler for registrering av elektromagnetisk energi er fortrinnsvis en eller flere streamere 15, anordnet i et multi-streamer-mottakersystem 16, hvilke er innrettet for å måle et spredt felt i vannmasse og havbunn. En streamer 15 refererer til en kabelbasert mottakerløsning med sanntids kommunikasjon og dataoverføring med kartleggingsfartøyet 11. Means for recording electromagnetic energy are preferably one or more streamers 15, arranged in a multi-streamer receiver system 16, which are arranged to measure a scattered field in a body of water and seabed. A streamer 15 refers to a cable-based receiver solution with real-time communication and data transmission with the mapping vessel 11.
Både tauet og stasjonær innsamling er mulig, med kontinuerlig tilkobling 17 enten til kartleggingsfartøyet 11 eller en radiosendende bøye 18 som vist i Figurene 2a-b, for online data kva I itetskontroll. Both roped and stationary collection is possible, with continuous connection 17 either to the mapping vessel 11 or a radio transmitting buoy 18 as shown in Figures 2a-b, for online data quality control.
Et multi-streamer-mottakersystem 16 består av et flertall streamere 15, så som fire i eksempelet. Streamerne 15 er forsynt med elektroder 19, for eksempel av sølvkloridmateriale, anordnet på nevnte streamere 15, og er elektrisk tilkoblet et punkt 20 for spenningsmålinger. Ved å benytte styrbar streamerteknologi, det vil si streamere 15 forsynt med styringsinnretninger ("birds") (ikke vist), kan det elektriske feltet samples over avstander fra metre til hundrevis av metre på tvers av enhver ønsket orientering. A multi-streamer receiver system 16 consists of a plurality of streamers 15, such as four in the example. The streamers 15 are provided with electrodes 19, for example of silver chloride material, arranged on said streamers 15, and are electrically connected to a point 20 for voltage measurements. By using controllable streamer technology, i.e. streamers 15 provided with control devices ("birds") (not shown), the electric field can be sampled over distances from meters to hundreds of meters across any desired orientation.
For økt elektromagnetisk redundans er systemet fortrinnsvis forsynt tilleggsmidler for måling av det magnetiske feltet, så som en tre-akset spole 21, anordnet i front av streamerne 15.1 tillegg, for forbedret strukturell avbildning, er streamerne 15 forsynt med multi-komponent seismiske sensorer 22 for måling av trykk og 3-dimensjonal havbunnhastighet ("seabed velocity"), samt ekstrahere trykk- og skjærbølger. For increased electromagnetic redundancy, the system is preferably provided with additional means for measuring the magnetic field, such as a three-axis coil 21, arranged in front of the streamers 15.1 In addition, for improved structural imaging, the streamers 15 are provided with multi-component seismic sensors 22 for measuring pressure and 3-dimensional seabed velocity ("seabed velocity"), as well as extracting pressure and shear waves.
Streamerne 15 omfatter minst to mottakerelektroder 19 for hver streamer 15, for in-line målinger langsmed streameren 15, eller på tvers ("cross-line"), vertikale eller diagonale målinger mellom elektroder 19 på separate streamere 15. Hva gjelder seismikk så trengs det bare en hydrofon for trykk og en geofon for 3D-bevegelser, men for økt redundans og bedre seismisk datakvalitet er fortrinnsvis et flertall implementert. The streamers 15 comprise at least two receiver electrodes 19 for each streamer 15, for in-line measurements along the streamer 15, or across ("cross-line"), vertical or diagonal measurements between electrodes 19 on separate streamers 15. As for seismic, it is needed only one hydrophone for pressure and one geophone for 3D motions, but for increased redundancy and better seismic data quality a plurality is preferably implemented.
Som vist i Figur la-b kan den elektromagnetiske dipol-kilden 12 og seismiske luftkanonen 13 være anordnet enten ved fronten av multi-streamer-mottakersystemene 16 eller bak multi-streamer-mottakersystemene 16. Valget av hvor de plasseres er av praktiske hensyn og har ingen effekt hva gjelder målingene. As shown in Figures la-b, the electromagnetic dipole source 12 and the seismic air gun 13 can be arranged either at the front of the multi-streamer receiver systems 16 or behind the multi-streamer receiver systems 16. The choice of where they are placed is for practical reasons and has no effect as far as the measurements are concerned.
Et system i samsvar med oppfinnelsen vil på denne måte tilveiebringe kombinert seismisk og elektromagnetisk innsamling, og multi-streamer-mottakersystemet 16 kan benyttes med tauet- og stasjonær valgfrihet. A system in accordance with the invention will in this way provide combined seismic and electromagnetic collection, and the multi-streamer receiver system 16 can be used with roped and stationary freedom of choice.
Henviser nå til Figur 3 og 4 hvor multi-streamer-mottakersystemet 16 er fremhevet. I tillegg viser Figur 4 de forskjellige parameterne som måles, det vil si magnetisk fluks H, elektrisk feltpotensial E, trykk P og havbunnshastighet ("seabed velocity") V. Referring now to Figures 3 and 4 where the multi-streamer receiver system 16 is highlighted. In addition, Figure 4 shows the various parameters that are measured, i.e. magnetic flux H, electric field potential E, pressure P and seabed velocity V.
Det bemerkes at pilene i Figur 4,5 og 6 indikerer noen av de potensielt samplede elektriske feltorienteringene mellom elektroder 19 på og mellom streamere 15. It is noted that the arrows in Figures 4, 5 and 6 indicate some of the potentially sampled electric field orientations between electrodes 19 on and between streamers 15.
Det henvises nå til Figur 6 som viser en annen utførelsesform av oppfinnelsen innrettet for støyfrie målinger og to-medium-sammenligning av elektromagnetiske data. Dette oppnås ved at systemet omfatter staver 25 forsynt med elektroder injisert inn i havbunnen 26. På denne måten tilveiebringer systemet muligheten til å utføre en kombinasjon av invasive og på-havbunnen elektriske feltmålinger. Stavene 25 forsynt med elektroder 19 er elektrisk koblet til streamerelektrodene 19 og overfører målinger via streameren 15.1 denne utførelsesformen er den elektromagnetiske dipol-kilden 12 anordnet i vertikalretningen og posisjonert nær havbunnen 26, eventuelt anordnet til havbunnen 26. Reference is now made to Figure 6, which shows another embodiment of the invention designed for noise-free measurements and two-medium comparison of electromagnetic data. This is achieved by the system comprising rods 25 provided with electrodes injected into the seabed 26. In this way, the system provides the possibility of performing a combination of invasive and on-seabed electric field measurements. The rods 25 provided with electrodes 19 are electrically connected to the streamer electrodes 19 and transmit measurements via the streamer 15. In this embodiment, the electromagnetic dipole source 12 is arranged in the vertical direction and positioned close to the seabed 26, possibly arranged to the seabed 26.
Henvisning er nå gjort til Figur 7 som viser en mulig utførelsesform av det elektromagnetiske kilde- og mottakersystemet. Her er et multi-streamer-mottakersystem 16 anordnet til havbunnen 26 med en U-form og forsynt med staver 25 ved hvert hjørne og anordnet på en side av et mål 23 som skal utforskes og et multi-streamer-mottakersystem 16 er anordnet til havbunnen 26 på den andre siden av målet 23.1 denne utførelsesformen er streamerne 15 anordnet parallelt overfor hverandre. Reference is now made to Figure 7 which shows a possible embodiment of the electromagnetic source and receiver system. Here, a multi-streamer receiver system 16 is arranged to the seabed 26 with a U shape and provided with rods 25 at each corner and arranged on one side of a target 23 to be explored and a multi-streamer receiver system 16 is arranged to the seabed 26 on the other side of the target 23.1 this embodiment, the streamers 15 are arranged parallel to each other.
Henvisning er nå gjort til Figur 8 som viser hvordan det elektriske feltet måles mellom en elektrode 19 anordnet i frontdelen av en nedre streamer 15 og en elektrode 19 anordnet akterenden av en øvre streamer 15. Signalet forsterkes 27 og samples 28, lagres til et minne (ikke vist), eksempelvis flash, og overføres 17 i sann tid til fartøyet 11. Reference is now made to Figure 8, which shows how the electric field is measured between an electrode 19 arranged in the front part of a lower streamer 15 and an electrode 19 arranged at the aft end of an upper streamer 15. The signal is amplified 27 and sampled 28, stored in a memory ( not shown), for example flash, and is transferred 17 in real time to the vessel 11.
Ved å benytte fast kablet multipleksing 29 er mottakerelektrodens konfigurasjon valgfri, noe som gjør det mulig å svitsje igjennom enhver elektrodeseparasjon på forespørsel. By using hardwired multiplexing 29, the receiver electrode configuration is optional, making it possible to switch through any electrode separation on demand.
Hvordan systemet virker vil nå bli beskrevet. Et mål 23 belyses med den elektromagnetiske dipol-kilden 12 og den seismiske luftkanonen 13. Samtidig måles det spredte elektriske feltet mellom elektrodene 19, på den samme streameren 15 eller på vertikalt og/eller horisontalt separerte streamere 15, sammen med måling av trykk og hastighet med multi-komponent seismiske sensorer 22. How the system works will now be described. A target 23 is illuminated with the electromagnetic dipole source 12 and the seismic air gun 13. At the same time, the scattered electric field is measured between the electrodes 19, on the same streamer 15 or on vertically and/or horizontally separated streamers 15, together with the measurement of pressure and velocity with multi-component seismic sensors 22.
Målingene overføres gjennom en kontinuerlig kobling 17 til kartleggingsfartøyet 11. Kartleggingsfartøyet 11 er forsynt med en sentral styringsenhet (ikke vist) forsynt med midler og/eller programvare for styring av systemet, dvs. styring av den elektromagnetiske dipol-kilden 12 og den seismiske luftkanonen 13, og behandling av mottatte signaler, dvs. målinger av det spredte elektriske og seismiske feltet, sammen med trykk og hastighet. Styringsenheten kan også være innrettet for styring av de styrbare streamerne 15 via styringsinnretninger anordnet dertil for å oppnå ønsket elektrodeseparasjon. Posisjonen til streamerne 15 kan også styres av et styringssystem innrettet for dette, kjent fra kjent teknikk, men er da forsynt med input fra styringsenheten. The measurements are transmitted through a continuous link 17 to the mapping vessel 11. The mapping vessel 11 is provided with a central control unit (not shown) provided with means and/or software for controlling the system, i.e. controlling the electromagnetic dipole source 12 and the seismic air gun 13 , and processing of received signals, i.e. measurements of the scattered electric and seismic field, together with pressure and velocity. The control unit can also be arranged for control of the controllable streamers 15 via control devices arranged thereto in order to achieve the desired electrode separation. The position of the streamers 15 can also be controlled by a control system designed for this, known from prior art, but is then provided with input from the control unit.
Som et eksempel kan styringsenheten være innrettet for å prosessere de mottatte signalene med hensyn på kilde-frekvenssvitsjing og kilde-mottakergeometrier, hvor prosesseringsskjema er i samsvar med benyttede overføringsparametere. Nøyaktig posisjonering av kilde- og mottakersystemene realiseres gjennom avanserte bevegelsessensor-systemer, hydroakustikk og globale posisjoneringssystemer (GPS), som ikke er vist i noen av figurene. As an example, the control unit can be arranged to process the received signals with regard to source-frequency switching and source-receiver geometries, where the processing scheme is in accordance with the transmission parameters used. Accurate positioning of the source and receiver systems is realized through advanced motion sensor systems, hydroacoustics and global positioning systems (GPS), which are not shown in any of the figures.
Et eksempel av datainnsamling med et system i samsvar med oppfinnelsen for stasjonær overvåkning vil nå bli beskrevet. I stasjonærmodus posisjoneres fartøyet i en ønsket posisjon og multi-streamer-mottakersystemene 16 senkes til havbunnen og eventuelt staver forsynt med elektroder anordnes inn i havbunn. An example of data collection with a system according to the invention for stationary monitoring will now be described. In stationary mode, the vessel is positioned in a desired position and the multi-streamer receiver systems 16 are lowered to the seabed and possibly rods equipped with electrodes are arranged into the seabed.
Den seismiske luftkanonen 13 skyter hvert X sekund der hydrofoner i streameren 15 registrerer trykk (P-bølge) og geofoner i streameren (akselerometre) registrer 3-dimensjonal havbunnshastighet ("seabed velocity") (S-bølge). Den elektriske antennen, dvs. dipol-kilden 12, sender ut pulser med konstant eller varierende frekvens, med stopptider, hvor spredt elektriske felt måles mellom elektroder 19 på streamere 15, med muligheten for invasive målinger via staver 25 forsynt med elektroder 19. The seismic air cannon 13 fires every X seconds where hydrophones in the streamer 15 record pressure (P-wave) and geophones in the streamer (accelerometers) record 3-dimensional seabed velocity ("seabed velocity") (S-wave). The electric antenna, i.e. the dipole source 12, emits pulses of constant or varying frequency, with stop times, where scattered electric fields are measured between electrodes 19 on streamers 15, with the possibility of invasive measurements via rods 25 provided with electrodes 19.
Et eksempel av datainnsamling med et system i samsvar for oppfinnelsen for tauet overvåkningsmodus vil nå bli beskrevet. I tauet modus taues både sende- og mottakersystem, hvilket modus vanligvis benyttes for undersøkende kartlegging, dvs. hvor store områder skal kartlegges raskt. Fartøyet 11 beveger seg fra posisjon 1 til posisjon 2, hvor luftkanonen 13 skyter hvert X sekund og hydrofoner registrerer trykk som for det stasjonære overvåkningsmoduset. Den elektriske antennen, dvs. dipol-kilden 12, sender elektromagnetiske signaler med konstant eller variabel frekvens f, samtidig som det elektriske og magnetiske feltet måles fra ulike avstander til kilden, og for fjernfelt-tilfellet, harmonisk dekomponering kan anvendes på registrert data. Hva gjelder prosesseringen av de målte signalene, kan man for eksempel, utføre harmonisk dekomponering av dataene, jamfør Fourier-transformasjon. Andre eksempler på prosessering av slike signaler beskrives for eksempel i artiklene av Eidesmo, Ellingsrud m.fl., som nevnt under bakgrunn. An example of data collection with a system in accordance with the invention for the rope monitoring mode will now be described. In towed mode, both the sending and receiving systems are towed, which mode is usually used for investigative mapping, i.e. where large areas are to be mapped quickly. The vessel 11 moves from position 1 to position 2, where the air cannon 13 fires every X seconds and hydrophones record pressure as for the stationary monitoring mode. The electric antenna, i.e. the dipole source 12, transmits electromagnetic signals with constant or variable frequency f, while the electric and magnetic field is measured from different distances to the source, and for the far-field case, harmonic decomposition can be applied to recorded data. As regards the processing of the measured signals, one can, for example, carry out harmonic decomposition of the data, compared to Fourier transformation. Other examples of processing such signals are described, for example, in the articles by Eidesmo, Ellingsrud et al., as mentioned under background.
Mulige reservoarstrukturer og elektrisk resistive anomalier som oppdages under en undersøkende kartlegging analyseres fortrinnsvis i stasjonærmodus. Possible reservoir structures and electrical resistive anomalies discovered during an exploratory survey are preferably analyzed in stationary mode.
Et alternativ til den ovenfor beskrevne undersøkende kartleggingen er at luftkanonen skyter og man måler trykk og 3D-bevegelse av havbunnen. Den elektriske antennen, dvs. dipol-kilden 12, sender elektromagnetiske signaler med konstant frekvens f, men også signaler med stopptider, samt at det elektriske og magnetiske feltet måles fra ulike avstander fra kilden. Hva gjelder prosessering av de målte signalene kan man benytte både harmonisk og transient tilnærming, som beskrevet i bakgrunn ovenfor. An alternative to the investigative mapping described above is that the air cannon fires and pressure and 3D movement of the seabed are measured. The electric antenna, i.e. the dipole source 12, sends electromagnetic signals with a constant frequency f, but also signals with stop times, and that the electric and magnetic fields are measured from different distances from the source. As regards processing of the measured signals, both harmonic and transient approaches can be used, as described in the background above.
De ovenfor beskrevne eksemplene viser beskrivelser av ulike innsamlingsmoduser, det vil si innsamling av høyoppløselige data i stasjonært overvåkningsmodus i posisjon 1 og posisjon 2, mens man benytter tauet modus når man beveger seg fra posisjon 1 til posisjon 2. The examples described above show descriptions of different collection modes, i.e. collection of high-resolution data in stationary monitoring mode in position 1 and position 2, while using tethered mode when moving from position 1 to position 2.
Med målinger følger støy. I samsvar med oppfinnelsen omfatter systemet midler for optimalisering av målingene ved bruk av måleprinsipper, så som dipol-moment, gjennom å justere elektrodeseparasjon og orientering. With measurements comes noise. In accordance with the invention, the system includes means for optimizing the measurements using measurement principles, such as dipole moment, by adjusting electrode separation and orientation.
For både stasjonær og tauet overvåkningsmodus kan valget av elektroder være valgt på forhånd eller er selektiv. For both stationary and tethered monitoring modes, the choice of electrodes can be preselected or is selective.
Som vist i figurene er streamerkonfigurasjonene tilpasset tilønskede egenskaper for bruken av systemet. For eksempel, som vist i Figur 9, kan to og to streamere anordnes i to parallelle plan. Streamerkonfigurasjonen kan følgelig omfatte streamere i ett eller flere plan, og hvert plan kan omfatte en eller flere streamere. As shown in the figures, the streamer configurations are adapted to the desired characteristics for the use of the system. For example, as shown in Figure 9, two and two streamers can be arranged in two parallel planes. Accordingly, the streamer configuration may comprise streamers in one or more planes, and each plane may comprise one or more streamers.
Streamerne i samsvar med oppfinnelsen kan taues enten i lengderetning av streamerne, i vertikalretning av streamerne eller en kombinasjon av disse. The streamers in accordance with the invention can be towed either in the longitudinal direction of the streamers, in the vertical direction of the streamers or a combination of these.
Beskrivelsen ovenfor har vist at det er mange muligheter med den foreliggende oppfinnelsen, og mange konfigurasjoner er mulige. The above description has shown that there are many possibilities with the present invention, and many configurations are possible.
Det er innlysende for en fagmann at de ovenfor beskrevne utførelsesformene kan kombineres og modifiseres og danne nye utførelsesformer. It is obvious to a person skilled in the art that the above-described embodiments can be combined and modified to form new embodiments.
Modifikasjoner Modifications
Med multi-streamer kilde- og mottakersystemet vil alle typer operasjoner være tillatt. Dvs. stasjonære eller tauede kilder og mottakere, tauet kilde og stasjonære mottakere og visa versa. With the multi-streamer source and receiver system, all types of operations will be allowed. That is stationary or towed sources and receivers, towed source and stationary receivers and vice versa.
Kilden er ikke nødvendigvis en dipol-antenne med bare to elektroder. Antenne-stråleforming kan oppnås ved benyttelse av flere elektroder, samt gjennom å regulere potensialforskjellen mellom disse. The source is not necessarily a dipole antenna with only two electrodes. Antenna beamforming can be achieved by using several electrodes, as well as by regulating the potential difference between them.
Kartleggingen kan utføres ved bruk av flere fartøyer, som vist i Figurene 10a og 10b der et fartøy li<1>betjener/tauer dipol-kilden 12 og et fartøy li<2>betjener/tauer multi-streamer-mottakersystemene 16. The mapping can be carried out using several vessels, as shown in Figures 10a and 10b where a vessel li<1>operates/tows the dipole source 12 and a vessel li<2>operates/tows the multi-streamer receiver systems 16.
Multi-streamer-systemene omfatter minst en streamer, men kan også omfatte et flertall streamere anordnet i en ønsket konfigurasjon, så som en øvre og tre nedre streamere, to øvre og to nedre streamere, men disse er bare noen få eksempler. The multi-streamer systems comprise at least one streamer, but may also comprise a plurality of streamers arranged in a desired configuration, such as one upper and three lower streamers, two upper and two lower streamers, but these are only a few examples.
Claims (18)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20101495A NO336422B1 (en) | 2010-10-22 | 2010-10-22 | System and method for simultaneous electromagnetic and seismic geophysical mapping |
| PCT/NO2011/000302 WO2012053902A1 (en) | 2010-10-22 | 2011-10-24 | A system and method for combined multi-dimensional electromagnetic- and seismic field characterization, for use in geophysical surveying |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20101495A NO336422B1 (en) | 2010-10-22 | 2010-10-22 | System and method for simultaneous electromagnetic and seismic geophysical mapping |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20101495A1 NO20101495A1 (en) | 2012-04-23 |
| NO336422B1 true NO336422B1 (en) | 2015-08-17 |
Family
ID=45975439
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20101495A NO336422B1 (en) | 2010-10-22 | 2010-10-22 | System and method for simultaneous electromagnetic and seismic geophysical mapping |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| NO (1) | NO336422B1 (en) |
| WO (1) | WO2012053902A1 (en) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9651707B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-05-16 | Cgg Services Sas | Methods and systems for joint seismic and electromagnetic data recording |
| US10379256B2 (en) | 2015-12-16 | 2019-08-13 | Pgs Geophysical As | Combined seismic and electromagnetic survey configurations |
| CN106646629A (en) * | 2016-12-08 | 2017-05-10 | 中国地质大学（北京） | Deepwater double-ship towing-type electromagnetic prospecting system |
| CN109738958B (en) * | 2019-02-21 | 2024-03-19 | 山东蓝海可燃冰勘探开发研究院有限公司 | Ocean controllable source electromagnetic detection system |
| CN110703345B (en) * | 2019-11-05 | 2022-01-18 | 山东科技大学 | Three-dimensional direct current electrical method data acquisition method for annular working face angle dipole device |
| NO346411B1 (en) * | 2021-03-03 | 2022-07-11 | Captrol As | Method and apparatus for performing a marine CSEM survey |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2005093460A1 (en) * | 2004-02-26 | 2005-10-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Electrode configurations for suppression of electroseismic source noise |
| US20060202697A1 (en) * | 2003-07-28 | 2006-09-14 | Audun Sodal | Transmitter antenna |
| US20070078603A1 (en) * | 2005-10-03 | 2007-04-05 | Andrey Berg | Method of seismo electromagnetic detecting of hydrocarbon deposits |
| US20100045295A1 (en) * | 2006-09-15 | 2010-02-25 | Electromagnetic Geoservices Asa | Method and apparatus for determining the nature of submarine reservoirs |
| US20100172205A1 (en) * | 2009-01-05 | 2010-07-08 | Oyvind Hillesund | Combined electromagnetic and seismic acquisition system and method |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4617518A (en) | 1983-11-21 | 1986-10-14 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for offshore electromagnetic sounding utilizing wavelength effects to determine optimum source and detector positions |
| USH1490H (en) | 1992-09-28 | 1995-09-05 | Exxon Production Research Company | Marine geophysical prospecting system |
| US6236211B1 (en) | 1998-06-18 | 2001-05-22 | The United States Of America As Represented By The United States Secretary Of The Interior | Induced polarization method using towed cable carrying transmitters and receivers for identifying minerals on the ocean floor |
| GB2420855B (en) * | 2004-12-02 | 2009-08-26 | Electromagnetic Geoservices As | Source for electromagnetic surveying |
| US7411399B2 (en) | 2005-10-04 | 2008-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic survey system with multiple sources |
| US7203599B1 (en) | 2006-01-30 | 2007-04-10 | Kjt Enterprises, Inc. | Method for acquiring transient electromagnetic survey data |
| GB0604829D0 (en) | 2006-03-10 | 2006-04-19 | Mtem Ltd | Optimisation of mtem parameters |
| US7340348B2 (en) * | 2006-06-15 | 2008-03-04 | Kjt Enterprises, Inc. | Method for acquiring and interpreting seismoelectric and electroseismic data |
| WO2008008127A2 (en) | 2006-07-13 | 2008-01-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method to maintain towed dipole source orientation |
| NO326978B1 (en) | 2006-11-27 | 2009-03-30 | Advanced Hydrocarbon Mapping As | Process for mapping hydrocarbon reservoirs in shallow water and apparatus for use in carrying out the process |
| US8547783B2 (en) * | 2007-12-12 | 2013-10-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for evaluating submarine formations |
| US8258791B2 (en) * | 2009-01-27 | 2012-09-04 | Mtem Ltd. | Method for subsurface electromagnetic surveying using two or more simultaneously actuated electromagnetic sources to impart electromagnetic signals into a subsurface formation and thereby determining a formation response to each signal |
| US20110255368A1 (en) * | 2010-04-14 | 2011-10-20 | S Dow Gustav G Ran Mattias | Method for 2D and 3D electromagnetic field measurements using a towed marine electromagnetic survey system |
| US20110260730A1 (en) * | 2010-04-27 | 2011-10-27 | Suedow Gustav Goeran Mattias | Switchable front-end measurement unit for towed marine electromagnetic survey cables |
-
2010
- 2010-10-22 NO NO20101495A patent/NO336422B1/en not_active IP Right Cessation
-
2011
- 2011-10-24 WO PCT/NO2011/000302 patent/WO2012053902A1/en active Application Filing
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060202697A1 (en) * | 2003-07-28 | 2006-09-14 | Audun Sodal | Transmitter antenna |
| WO2005093460A1 (en) * | 2004-02-26 | 2005-10-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Electrode configurations for suppression of electroseismic source noise |
| US20070078603A1 (en) * | 2005-10-03 | 2007-04-05 | Andrey Berg | Method of seismo electromagnetic detecting of hydrocarbon deposits |
| US20100045295A1 (en) * | 2006-09-15 | 2010-02-25 | Electromagnetic Geoservices Asa | Method and apparatus for determining the nature of submarine reservoirs |
| US20100172205A1 (en) * | 2009-01-05 | 2010-07-08 | Oyvind Hillesund | Combined electromagnetic and seismic acquisition system and method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20101495A1 (en) | 2012-04-23 |
| WO2012053902A1 (en) | 2012-04-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2654442C (en) | Method for acquiring and interpreting seismoelectric and electroseismic data | |
| EP2024891B1 (en) | Integrated earth formation evaluation method using controlled source electromagnetic survey data and seismic data | |
| CA2741011C (en) | Method for determining electromagnetic survey sensor orientation | |
| US7453763B2 (en) | Geophysical data acquisition system | |
| US7203599B1 (en) | Method for acquiring transient electromagnetic survey data | |
| RU2361248C2 (en) | Method and device for determining nature of underground reservoirs | |
| EP2115496B1 (en) | Method for combined transient and frequency domain electromagnetic measurements | |
| NO844614L (en) | METHOD AND APPARATUS FOR ELECTROMAGNETIC MAPPING OF UNDERGRADUAL FORMS | |
| US8253418B2 (en) | Method and system for detecting and mapping hydrocarbon reservoirs using electromagnetic fields | |
| NO339765B1 (en) | Method for interpreting transient electromagnetic measurements | |
| NO336422B1 (en) | System and method for simultaneous electromagnetic and seismic geophysical mapping | |
| CA2682010C (en) | Multi-component marine electromagnetic signal acquisition cable, system and method | |
| NO20110759A1 (en) | Method for high-resolution three-dimensional electromagnetic investigations | |
| Brady et al. | Electromagnetic sounding for hydrocarbons | |
| NO345525B1 (en) | Stationary source for marine, electromagnetic surveys | |
| Constable | Natural Resource Exploration Using Marine Controlled-Source Electromagnetic Sounding | |
| WO2010141015A1 (en) | Signal processing method for marine electromagnetic signals |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: ZACCO NORWAY AS, POSTBOKS 2003 VIKA |
|
| CREP | Change of representative | ||
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |