NO326978B1 - Framgangsmate for kartlegging av hydrokarbonreservoarer pa grunt vann samt apparat for anvendelse ved gjennomforing av framgangsmaten - Google Patents

Abstract

Det foreslås et system for marin elektromagnetisk undersøkelse av hydrokarbonreservoarer. De foreslåtte systemet er kjennetegnet ved høy følsomhet overfor hydrokarbonholdige mål og en evne til å kunne arbeide på grunt og dypt vann. Systemet omfatter en sender som setter opp strømpulser i vann (2) gjennom en neddykket, vertikal eller horisontal senderkabel (7a, 7b, 8) og et registrerende delsystem (9) tilknyttet elektroder (11) på vertikale eller horisontale mottakerkabler (10a, 10b). Senderen genererer en spesiell sekvens av pulser med skarp avslutning av den elektriske strøm, det elektriske feltet måles i vannet i pausene mellom disse pulsene. Den rette linjen gjennom mottakerelektrodene ligger i samme vertikale plan som endene av senderkabelen (7a, 7b). Målingene utføres med en offset-distanse mellom senderkabelen (7a, 7b) og mottakerkablene (10a, 10b) mindre enn dybden til målreservoaret med hydrokarboner, målt fra havbunnen (3).

Description

FRAMGANGSMÅTE FOR KARTLEGGING AV HYDROKARBONRESERVOARER PÅ GRUNT VANN SAMT APPARAT FOR ANVENDELSE VED GJENNOMFØRING AV FRAMGANGSMÅTEN

Oppfinnelsen vedrører en framgangsmåte og et apparat for kartlegging av undersjøiske hydrokarbonreservoarer, nærmere bestemt ved at en elektromagnetfeltkildes TM-modus anvendes til registrering av en TM-respons som blir målt av én eller flere mottakere nedsenket i vann, ved at det anvendes en i det vesentlige vertikalt eller horisontalt orientert sender og én eller flere i det vesentlige horisontalt, henholdsvis vertikalt, orienterte mottakere, og hvor det i senderen nedsenket i vann genereres intermitterende elektriske strømpul-ser med skarp avslutning, og hvor et elektromagnetisk felt generert av disse pulsene blir målt av mottakeren/mottakerne som befinner seg nedsenket i vann, i tidsintervallet når strømmen i elektromagnetfeltkilden er slått av. Avstanden mellom elektromagnetfeltkildens dipol og mottakerens dipol er mindre enn dybden til målobjektet.

Seismiske målinger tilveiebringer pålitelig informasjon om eksistens, beliggenhet og form til geologiske strukturer som inneholder hydrokarboner. Seismiske målemetoder er imidlertid ofte utilstrekkelige for fastsettelse av den potensielle ver-dien av et reservoar og har til og med vanskeligheter med å skille mellom vann og hydrokarbonholdige fluider i de detek-terte strukturer. På grunn av høy borekostnad under marine forhold er det lite attraktivt å prøvebore uten sikre seismiske måleresultater. Elektromagnetiske (EM-)målingers gode egenskaper til måling av resistivitet for et reservoars inn-hold har blitt en viktig faktor i risikoanalysene for et le-teområde.

Metodene med kontrollert kilde for generering av elektromagnetisk bølge (Controlled Source ElectroMagnetic - CSEM) anvendes i stor utstrekning ved leting etter hydrokarboner til havs. De mest vanlige CSEM-systemene omfatter en horisontal senderdipol anbrakt på havbunnen. Dipolen tilføres en sterk elektrisk strøm. Horisontale elektriske mottakere er installert på havbunnen med forskjellig avstand til senderen. Noen modifiseringer av slike systemer er beskrevet i patenter av Srnka (1986), Ellingsrud m/fl. (2001-2005), Eidesmo m.fl.

(2003), MacGregor m.fl. (2003) og i andre publikasjoner lis-tet opp nedenfor. I noen av disse systemene blir magnetiske målinger komplettert med elektriske målinger.

Senderen til det marine CSEM-systemet genererer vanligvis enten en harmonisk strøm eller en sekvens av strømpulser. Etter at dette er lagret, kan det elektromagnetiske feltet satt opp av den harmoniske strømmen benyttes til ytterligere tolkning-er. Ulikt dette er feltet satt opp av strømpulser gjenstand for omdannelse til frekvensdomene. Særlig brukes Fourier-transformasjon fra tids- til frekvensdomene ved havbunnslog-ging (SBL - SeaBed Logging) som for tiden er den mest anvendte CSEM-metoden.

De foreliggende marine CSEM-systemene kan detektere målområ-det forutsatt at den horisontale avstanden mellom signalkilde og mottaker (den såkalte offset) overstiger mange ganger re-servoarets dybde. Denne betingelsen sikrer at EM-feltet brer seg ut fra sender til mottaker via grunnfjellet under sediment st ruk tur en. På den andre siden vil stor offset gjøre målingene sårbare for forvrenging når EM-feltet brer seg gjennom luft. Ifølge Constable (2006) og Constable og Weiss (2 006) bevirker effekten av EM-feltets utbredelse i luft at den tradisjonelle SBL-teknikken er ubrukelig ved leting på grunt vann, dvs. den tradisjonelle SBL-teknikken betraktes som upålitelig på vanndyp under 300 meter.

Denne ulempen ved det mest populære CSEM-systemet reflekterer et mer fundamentalt anliggende, nemlig det faktum at trans-verselektrisk (TE-)modus av feltet bidrar til det horisontale, in-line elektriske feltet. Det er kjent at TE-modus, ulikt transversmagnetisk (TM-)modus, er lite sensitivt for resistive mål.

Edwards og Chave (1986) benyttet en CSEM-konfigurasjon som målte opptrappingstransientresponsen til et horisontalt in-line, elektrisk dipol-dipol-system. Denne konfigurasjon ble senere anvendt av Edwards (1997) for å undersøke en forekomst av gasshydrater. I undersøkelsen ble det oppnådde elektriske in-line felt supplert med det tversgående elektriske felt. Den tversgående komponent er mindre følsom med hensyn til resistive mål. Derfor kan den anvendes til bestemmelse av bak-grunnstverrsnittet (Ellingsrud m.fl. 2001-2005) og forsterker det avvikende tverrsnittet oppnådd ved in-line målingen. I disse forsøk ble sender/mottaker-avstanden variert i området fra 300 m til 1300 m. Dette systemet viste høyere oppløsning enn SBL-systemer som arbeider i det tradisjonelle frekyensdo-menet, men det gjør det ikke mulig å lete etter hydrokarbonreservoarer på dyp som overstiger flere hundre meter.

Edwards m.fl. (1981, 1984, 1985) foreslo en metode for magne-tometriskelektrisk lodding til havs (Magnetometric Off-Shore Electrical Sounding Method - MOSES). Systemet består av en vertikal kabel som strekker seg fra havflaten til havbunnen og forsynes med en elektrisk vekselstrøm. En magnetisk sensor måler asimutkomponenten av magnetfeltet ved havbunnen. En ty-delig fordel med MOSES er dens pålitelighet i TM-modus av det elektromagnetiske feltet. Ulempen med systemet er dets store offsetdimensjoner som er nødvendige for å skaffe tilveie et tilstrekkelig signalnivå og følsomhet overfor de dype delene av substrata. Registreringen av feltets TE-modus, som sammen med TM-modus utgjør responsen fra den undersøkte resistive strukturen, omfatter en vesentlig grad av støy.

De mest vanlige ulempene med alle de beskrevne CSEM-metodene er nødvendigheten av å bruke betydelige offsetavstander som generelt overstiger dybden til målet med en faktor på 5 til 10.

Barsukov m/fl. (2005) representert ved herværende søkers pa-tentpublikasjon NO 20055168 foreslår en TEMP-VEL-konfigurasjon (TEMP-VEL = Transient Electromagnetic Marine Prospecting

- Vertical Electric Lines) som oppviser vertikale sender- og mottakerledninger for å sette opp en strøm i sjøen og å måle det elektriske feltet. På den måten genererer TEMP-VEL-konfigurasjonen i et lagdelt stratum et elektromagnetisk felt som består bare av TM-modus. I tillegg måler systemet bare

TM-modusen av det elektromagnetiske feltet. TEMP-VEL-konfigurasjonen er satt opp for sen tidsmåling dersom medium-tids-domenet responderer. Den horisontale avstanden mellom senderen og mottakeren er betydelig mindre enn målets dybde. Disse særtrekk ved systemet tilveiebringer maksimal følsomhet med hensyn til det resistive mål.

Ulikt SBL-systemer av frekvensdomenetypen taper ikke TEMP-VEL-konf igurasj onen sin følsomhet når den anvendes på små vanndyp. På den andre siden er en vanlig bruk av dette systemet på grunt vann problematisk fordi den vertikale oriente-ringen av sender- og mottakerkabler ikke tillater oppnåelse av signifikante nivåer på de målte signalene. Dette forhold setter begrensninger på hvor dypt mål som kan oppdages ved bruk av TEMP-VEL på grunt vann.

Oppfinnelsen har til formål å avhjelpe eller å redusere i det minste en av ulempene ved kjent teknikk.

Formålet oppnås ved trekk som er angitt i nedenstående beskrivelse og i etterfølgende patentkrav.

Oppfinnelsen beskriver en ny framgangsmåte og et nytt apparat for elektromagnetisk prospektering av hydrokarbonreservoarer på grunt og dypt vann, hvilke innbefatter undersøkelse av reservoar geometri og bestemmelse av vannmetningen i formasjone-ne som omfattes av reservoaret.

Ifølge det første aspekt ved oppfinnelsen er det tilveiebrakt en ny framgangsmåte for detektering av et reservoar og bestemmelse av dets egenskaper ved anvendelse av TM-modus til det elektromagnetiske feltet indusert i det undersjøiske stratum. Denne elektriske feltmodus er meget følsom overfor resistive mål som befinner seg i sedimentære, marine substrata. De elektriske målingene utføres ved bruk av vertikal mottakerkabel/-kabler dersom en horisontal linje blir anvendt for å sette opp en strøm i vannet. På samme vis blir målingene utført ved anvendelse av horisontal mottakerkabel/-kabler dersom en vertikal linje blir anvendt for å sette opp den elektriske strømmen. I begge tilfeller forblir endene av senderkabel og måleelektroder i samme vertikalplan. Nedenfor vil begrepet "et ortogonalt oppsett" bli brukt for å beskrive en slik utførelseskonfigurasjon.

Ifølge det andre aspekt ved oppfinnelsen oppviser et apparat til bestemmelse av reservoarinnholdet en ortogonal konfigurasjon av sender- og mottakerkabler, for derved enten å genere-re TM-feltet eller alternativt å generer begge modi, men med måling bare av TM-feltet.

Ifølge det tredje aspekt ved oppfinnelsen genererer senderen og sender gjennom kabelen en sekvens av strømpulser kjennetegnet med en skarp avslutning (bakre front). Mottakeren måler spenningsdifferansen som samsvarer med komponenten av det elektriske feltet som er ortogonalt med den rette linjen som forbinder endene av senderkablene. Målingen utføres i pausene mellom innsatte strømpulser. Den bakre fronts bratthet, stabiliteten til pulsamplituden og pulsens varighet sikrer den målte responsens uavhengighet av formen på pulsen. Denne uav-hengigheten opprettholdes under måleintervall som samsvarer med undersøkelsesmålets dybde.

Ifølge et fjerde aspekt ved oppfinnelsen utføres målingen under naersoneforhold når den horisontale avstanden mellom midtpunktene til sender- og mottakerkablene er mindre enn dybden til målet.

Ifølge et femte aspekt ved oppfinnelsen anvendes det en fler-het av elektriske mottakerkabler som tilfredsstiller de geo-metriske betingelsene som er gitt ovenfor, til synkron data-innsamling for å øke undersøkelseseffektiviteten.

Hovedidéene i den herværende oppfinnelse er illustrert på medfølgende figurer, hvor den nye TEMP-OEL-konfigurasjonen (TEMP-OEL = Transient Electromagnetic Marine Prospect - Orthogonal Electric Lines) ifølge oppfinnelsen også sammen-lignes med de tradisjonelle SBL-frekvensdomene- og TEMP-VEL tidsdomenekonfigurasjoner. Responsen for alle tre konfigurasjoner er plottet for dypt vann (1000 m tykt vannlag) og grunt vann (50 m tykt vannlag). I alle modellene er sjøvan-nets resistivitet lik 0,32 Qm, mens resistiviteten til det overliggende lag samt halvrom under mållaget er 1 fim. Den transverse motstanden i mållaget er 2000 Qm<2>, noe som samsvarer med for eksempel et 50 m tykt lag med resistivitet på 40 Qm.

Med hver av konfigurasjonene er det også testet med mållag som ligger på ulike dyp under havbunnen. Responsene beregnet for tykkelse 1000, 2000, 3000, 4000 og 5000 m på det overliggende laget er vist med forskjellige kurver. Det vises også respons for en modell uten hydrokarboner, idet det her ikke forefinnes et resistivt lag.

De etterfølgende figurer og deres beskrivelse er eksempler på foretrukne utførelsesformer og skal ikke betraktes som be-grensende for oppfinnelsen. Fig. 1 viser oppløsning i en tradisjonell CSEM-måling (in-line TxRx-konfigurasjon) som er basert på spen-ningsmålinger i frekvensdomenet som en funksjon av offset-avstand. Dette er en konfigurasjon som er mye brukt for marin hydrokarbonleting (SBL og andre systemer). Diagram (a) viser respons for en modell for dypt vann i en periode på 4 sek, diagram (b) gjelder samme modell i en periode på 1 sek. På samme måte viser diagram (c) og (d) responsen for en modell for grunt vann for perioder på 4 sek, henholdsvis 1 sek. Alle responser er normalisert ved produktet av kildedipolmomentet og lengden av mot-takerdipolen. Fig. 2 viser nedtrappingsspenningsresponsen som en funksjon av tid etter at kilden er slått av for TEMP-VEL-systemet ifølge Barsukov et al. (2005). Responsene er vist for (a) dypt og (b) grunt vann. Offset avs tand er 300 m. Spenningen er normalisert med den påtrykte strømmen. Fig. 3 viser to alternative konfigurasjoner for TEMP-OEL-systernet. Fig. 4 viser nedtrappingsspenningsresponsen som en funksjon av tid etter at kilden i det nye TEMP-OEL-systemet er slått av. Responsene er vist for (a) dypt og (b) grunt vann. Offsetavstanden er 300 m. For TzRx-konfigurasjonen (tilsvarende konfigurasjonen vist på fig. 3a) er spenningen normalisert med produktet av den påtrykte strøm og lengden av mot-takerdipolen; for TxRz-konfigurasjonen er responsen normalisert med kildedipolmomentet. Fig. 5 viser skjematisk et sideriss av et elektromagnetisk undersøkelsessystem med en vertikal senderkabel og horisontale mottakerkabler (tilsvarende konfigurasjonen vist på fig. 3a) ifølge den foreliggende oppfinnelsen. Fig. 6 viser skjematisk et sideriss av et elektromagnetisk undersøkelsessystem med en horisontal senderkabel og vertikale mottakerkabler (tilsvarende konfigurasjonen vist på fig. 3b) ifølge den foreliggende oppfinnelsen.

Framgangsmåten som foreslås ifølge den foreliggende oppfinnelsen, kan anvendes på grunt og dypt vann. Den er kjennetegnet ved høy følsomhet og høy oppløsning med hensyn til resistive mål. I tillegg skaffer den nye framgangsmåten og det nye apparatet til veie større effektivitet ved undersøkelse enn TEMP-VEL-systemet som anvender vertikale sender- og mottakerkabler.

For det første oppnås det anvendelse av én av to mulige konfigurasjoner. I den første konfigurasjonen er det elektriske feltet påtrykt ved anvendelse av en vertikal kabel som til-danner bare et TM-elektromagnetisk felt i et lagdelt medium. I denne konfigurasjonen er en horisontal, radialt rettet kabel anvendt for registrering av tverrsnittsresponsen. I den andre konfigurasjonen er en horisontal senderkabel anvendt for å påtrykke strøm i vannet, mens en vertikal mottaker er anvendt for å måle den vertikale komponenten av det elektriske feltet som er assosiert TM-feltet. Slik måler systemet med innbyrdes ortogonale sender- og mottakerkabler TM-modus re spons en i strukturen idet det frambringes høy følsom-het for resistive mål. På samme tid skaffer anbringelsen av en horisontal kabel, som blir anvendt enten til sending eller mottak av signaler, tilveie det nødvendige signalnivået selv om undersøkelsen foretas på grunt vann.

For det andre anvendes skråstillingsindikatorer på linjene for å skaffe tilveie den nødvendige nøyaktigheten i målingene .

For det tredje påtrykker senderen en sekvensiell serie av strømpulser på senderkabelen, hvor den bakre fronten av pulsen er bratt. For å unngå komplikasjoner tilknyttet en uper-fekt form på strømpulsene (Wright, 2005) krever den nye framgangsmåten at brattheten på den bakre pulsfronten, pulsvarigheten og stabiliteten i pulsamplituden tilfredsstiller nøyaktige spesifikasjoner for at responsen som korrespon-derer med måldypet i undersøkelsen, skal være uavhengig av pulsformen.

For det fjerde måler systemet felt av utdøende strøm som strømmer i stratum etter at senderen er avslått. Datainnsam-ling, databehandling og datatolking utføres i tidsdomene.

For det femte tilfredsstiller den horisontale avstanden mellom midtpunktene til sender- og mottakerkablene nærsonevilkå-rene. Denne avstanden er mindre enn måldybden som måles fra havbunnen.

En av de mulige konfigurasjonene for det nye systemet er vist på fig. 3a. I denne konfigurasjonen påtrykker systemet elektrisk strøm i vannet ved bruk av en vertikal senderkabel Tz. En slik kilde skaper et TM-elektromagnetisk felt i et lagdelt medium. En horisontal mottakerkabel Rx er utstrakt på havbunnen. Lengden er valgt for å skaffe tilveie et signalnivå som kan måles på pålitelig vis og med nødvendig nøyaktighet.

En annen mulig konfigurasjon ifølge det nye systemet er vist i fig. 3b. Systemet setter opp elektrisk strøm i vannet ved å bruke en horisontal senderkabel Tx. En vertikal mottakerkabel Rz er brukt for å fange opp signalene. En slik mottaker måler Ez-komponenten i det elektriske feltet som er assosiert med TM-modus. I denne konfigurasjonen er nødvendig signalnivå skaffet til veie ved å anbringe en senderkabel med tilsvarende lengde. Begge konfigurasjonene skaffer til veie den samme følsomhet for resistive mål.

De målte responsene kan omformes fra spenning til tilsynelatende resistivitetformat enten ved direkte omforming eller ved sammenligning med responsen til en tosjikts struktur som består av et sjøvannslag f av en passende tykkelse og et tilsvarende halvrom.

Idéene som ligger til grunn for TEMP-OEL-framgangsmåten slik den er beskrevet i det foregående, er realisert ved hjelp av et apparat ifølge oppfinnelsen.

Fig. 5 viser et skjematisk oppriss hvor henvisningstallet 1 angir en vannoverflate i et vannlag 2 over en sjøbunn 3 og med et fartøy 4 flytende på vannoverflaten 1. En vertikal

senderkabel 7a er avsluttet med vannfylte senderelektroder 8.

En horisontal mottakerkabel 10a forbinder mottakerelektroder 11 med en registreringsenhet 9 som omfatter en overflatebøye 9a og en forbindelseskabel 10c.

Plassering og orientering av elektrodene 8, 11 overvåkes av skråstillingssensorer/transpondere 12.

Fartøyet 4 er forsynt med en radiostasjon 6 og en antenne 5. Registreringsenheten 9 er forsynt med en antenne 13 for sig-nalkommunikasjon med fartøyets 4 radiostasjon 6.

Fig. 6 viser skjematisk et oppriss av en alternativ konfigurasjon, idet henvisningstallet 7b angir en horisontal senderkabel og 10b angir vertikale mottakerkabler.

Den horisontale senderkabelen 7b er forbundet med fartøyet 4 via en forbindelseskabel 7c.

I begge konfigurasjonene skal måleelektrodene forbli i det samme vertikale planet som endene av senderkabelen.

I en hovedbetjeningsmodus for TEMP-OEL er fartøyet 4, senderen 7a, 7b og mottakerne 10a, 10b fiksert i deres posisjoner gjennom en periode tilstrekkelig til å oppnå den foreskrevne kvaliteten på de innsamlede dataene. Radiostasjonen 6 og an-tennene 5, 13 anvendes for kommunikasjon mellom senderen 7a, 7b og mottakerne 10a, 10b, særlig for å kontrollere data-fangsten mens undersøkelsen foregår. Dette muliggjør gjenta-kelse av målinger dersom tilfredsstillende signalkvalitet ikke har blitt oppnådd i en måling.

Skråstillingssensorene/transponderne 12 anvendes for nøyaktig fastsettelse av sender- og mottakerelektrodenes 8, 11 posisjoner.

De oppnådde dataene behandles, analyseres og omformes til diagramplottinger for spenning/tilsynelatende resistivitet i forhold til tid og dybde og/eller ID-inversjon. Når det er nødvendig, kan omforming til 2,5D- og 3D-inversjon og tolking av disse utføres.

Litteraturliste US- patenter

Andre patentpublikasjoner

Andre publikasjoner

Amundsen H.E.F., Fanavoll S., Loseth L., Simonsen I., Skogen

E. 2003: Svanen Sea Bed Logging (SBL) Survey Report.

Amundsen H.E.F., Johansen S. Røsten T. 2004: A Sea Bed Logging (SBL) calibration survey over the Troll Gas Field. 66th EAGE Conference & Exhibition, Paris, Frankrike, 6.-10. juni 2004.

Chave A.D., Cox C.S. 1982: Controlled Electromagnetic Sources for Measuring Electrical conductivity Beneath the Oceans 1. Forward Problem and Model Study. Journal of geophysical Research, 87, B7, s. 5327-5338.

Chave A. D., Constable S.C., Edwards R.N. 1991: Electrical Exploration Methods for the Seafloor. Chapter 12. Ed. by Nabighian, Applied Geophysics, v. 2, Soc. Explor. Geophysics, Tusla, Okla., s. 931-966.

Cheesman S.J., Edwards R.N., Chave A.D. 1987: On the theory of sea floor conductivity mapping using transient electromagnetic systems. Geophysics, v. 52, N2, s. 204-217.

Chew W.C., Weedon W.H. 1994: A 3D perfectly matched medium from modified Maxwell's equations with stretched coordi-nates. IEEE Microwave and Guided Wave letters, 4, s. 268-270.

Cox C.S., Constable S.C., Chave A.D., Webb S.C. 1986: Controlled source electromagnetic sounding of the oceanic lithosphere. Nature, 320, s. 52-54.

Constable S.C, Orange A.S., Hoversten G.M., Morrison H.F.

1998: Marine magnetotellurics for petroleum exploration. Part 1: A sea floor equipment system. Geophysics, v. 63, N3, S. 816-825.

Constable, 2006: Marine electromagnetic methods - A new tool for offshore exploration. The Leading Edge, v. 25, s. 438-444 .

Constable & C. J. Weiss, 2006: Mapping thin reservoirs and hydrocarbons with marine EM methods: Insights from ID modeling. Geophysics, v. 71, s. G43-G51.

Coggon J.H., Morrison. H.F. 1970: Electromagnetic investi-gation of the sea floor: Geophysics, v. 35, s. 476-489.

Edwards R.N., Law, L.K., Delaurier, J.M. 1981: On measuring the electrical conductivity of the oceanic crust by a modified magnetometric resistivity method: J. Geophys. Res., v. 68, s. 11609-11615.

Edwards R.N., Nobes D.C., Gomez-Trevino E. 1984: Offshore electrical exploration of sedimentary basins: the effeets of anisotropy in horizontally isotropic, layered media. Geophysics, v. 49, N5, s. 566-576.

Edwards R.N., Law L.K., Wolfgram P.A., Nobes D.C., Bone M.N.,

Trigg D.F., DeLaurier J.M. 1985: First results of the MOSES experiment: Sea sediment conductivity and thickness determination. Bute Inlet, British Columbia, by magnetometric off-shore electrical sounding. Geophysics, v. 450, NI, s. 153-160.

Edwards R.N. and Chave A.D. 1986: On the theory of a transient electric dipole-dipole method for mapping the conductivity of the sea floor: Geophysics, v. 51, s. 984-987.

Edwards R. 1997: On the resource evaluation of marine gas hydrate deposits using sea-floor transient dipole-dipole method. Geophysics, v. 62, NI, s. 63-74.

Edwards R.N. 1998: Two-dimensional modeling of a towed in-line electric dipole-dipole sea-floor electromagnetic system: The optimum time delay or frequency for target resolution. Geophysics, v. 53, N6, s. 846-853.

Eidesmo T., Ellingsrud S., MacGregor L.M., Constable S., Sinha M.C., Johansen S.E., Kong N. and Westerdahl, H. 2002: Sea Bed Logging (SBL), a new method for remote and direct identification of hydrocarbon filled layers in deepwater areas. First Break, 20. mars, s. 144-152.

Ellingsrud S., Sinha M.C., Constable S., MacGregor L.M., Eidesmo T. and Johansen S.E. 2002: Remote sensing of hydrocarbon layers by Sea Bed Logging (SBL): results from a cruise offshore Angola. The Leading Edge, 21, s. 972-982.

Farelly B., Ringstad C, Johnstad C.E., Ellingsrud S. 2004: Remote Characterization of hydrocarbon filled reservoirs at the Troll field by Sea Bed Logging. EAGE Fall Research Workshop Rhodos, Hellas, 19.-23. september 2004.

Greer A.A., MacGregor L.M. and Weaver R. 2004: Remote mapping of hydrocarbon extent using marine Active Source EM sounding. 66th EAGE Conference & Exhibition, Paris, Frankrike, 6.-10. juni 2004.

Haber E., Ascher U. and Oldenburg D.W. 2002: Inversion of 3D

time domain electromagnetic data using an all-at-once approach: submitted for presentation at the 72nd Ann. Internat . Mtg: Soc. of Expl. Geophys.

Howards R.N., Law L.K., Delaurier J.M. 1981: On measuring the electrical conductivity of the oceanic crust by a modified magnetometric resistivity method: J. Geophys. Res., 86, s. 11609-11-615.

Johansen S.E., Amundsen H.E.F., Røsten T., Ellinsgrud S., Eidesmo T., Bhuyian A.H. 2005: Subsurface hydrocarbon de-tected by electromagnetic sounding. First Break, v. 23,

s. 31-36.

Kaufman A.A., and Keller G.V., 1983: Frequency and transient soundings: Amsterdam, Elsevier Science Publ. Co., s. 411-454.

Kong F.N., Westerdahl H, Ellingsrud, S., Eidesmo T. and Johansen S. 2002. 'Seabed logging<1>: A possible direct hydrocarbon indicator for deep sea prospects using EM en-ergy: Oil and Gas Journal, 13. mai 2002, s. 30-38.

MacGregor L., Sinha M. 2000: Use of marine controlled-source electromagnetic sounding for sub-basalt exploration. Geophysical prospecting, v. 48, s. 1091-1106.

MacGregor L., Sinha M., Constable S. 2001: Electrical resistivity of the Valu Fa Ridge, Lau Basin, from marine controlled-source electromagnetic sounding. Geoph. J. In-tern, v. 146, s. 217-236.

MacGregor L., Tompkins M., Weaver R., Barker N. 2004: Marine active source EM sounding for hydrocarbon detection. 66th EAGE Conference & Exhibition, Paris, Frankrike, 6.-10. juni 2004.

Marine MT in China with Phoenix equipment. 2004. Publisert av Phoenix Geophysics Ltd., utgave 34, desember 2004, s. 1-2.

Singer B.Sh., Fainberg E.B. 1985: Electromagnetic induction in non-uniform thin layers, IZMIRAN, s. 234.

Singer B. Sh. 1995: Method for solution of Maxwell's equations in non-uniform media. Geophysical Journ. Int. 120, s. 590-598.

Singer, B. Sh., Mezzatesta, A. & Wang, T., 2003: Integral eq-uation approach based on contraction operators and Krylov space optimization, in Macnae, J. and Liu, G. (eds), "Three-Dimensional Electromagnetics III", ASEG, 26, s. 1-14.

Singer, B. Sh. & Fainberg, E. B., 2005: Fast inversion of synchronous soundings with natural and controllable sources of the electromagnetic field. Izvestiyu, Physics of the Solid Earth, 41, 580-584. (Translated from Fizika Zemli, 2005, N 7, s. 75-80).

Sinha, M.C., Patel P.D., Unsworth M.J., Owen T. R.E., MacCor-mack M.R.G., 1990: An Active Source Electromagnetic Sounding System for Marine Use, Marine Geophys. Res., 12, s. 59-68.

Tompkins M., Weaver R., MacGregor L. 2004: Sensitivity to hydrocarbon targets using marine active source EM sounding: diffusive EM mapping methods. 66th EAGE Conference & Exhibition, Paris, Frankrike, 6.-10. juni 2004.

Wright D.A., Ziolkowski A., Hobbs B.A. 2001: Hydrocarbon detection with a multi-channel transient electromagnetic survey, 70th Ann. Internat. Mtg,, Soc. of Expl. Geophys.

Wicklund T.A., Fanavoll S. 2004: Norwegian Sea: SBL case study. 66th EAGE Conference & Exhibition, Paris, Frankrike, 6.-10. juni 2004.

Wolfgram P.A., Edwards R.N., Law L.K., Bone M.N. 1986: Poly-metallic sulfide exploration on the deep sea floor: The feasibility of the MINI-MOSES experiment. Geophysics, v. 51, N9, s. 1808-1818.

Yuan J., Edward R.N. 2001: Towed seafloor electromagnetics and assessment of gas hydrate deposits. Geophys. Res. Lett. v. 27, N6, s. 2397-2400.

Yuan J., Edward R.N. 2004: The assessment of marine gas hy-drates through electrical remote sounding: Hydrate with-out BSR? Geophys. Res. Lett. V. 27, N16, s. 2397-2400.

Ziolkovsky A., Hobbs B., Wright D. 2002: First direct hydrocarbon detection and reservoir monitoring using transient electromagnetics. First Break, v. 20, No 4, s. 224-225.

Claims (12)

1. Framgangsmåte for elektromagnetisk undersøkelse av elektrisk resistive mål som potensielt inneholder hydrokarbonreservoarer, karakterisert ved at framgangsmåten omfatter trinnene: å bestemme elektriske karakteristikker for strata som skal undersøkes, ved anvendelse av TM-modus i et elektromagnetisk felt; å sende ut intermitterende strømpulser, kjennetegnet ved en skarp avslutning, i en neddykket, vertikalt eller horisontalt orientert kabel (7a, 7b) og innhenting av mediumrespons i løpet av pauser mellom suksessive strømpulser ved bruk av en horisontal, henholdsvis vertikal, mottakerkabel (10a, 10b); og å måle stratumresponsen i nærsonen, det vil si med en horisontal kilde/mottaker-avstand (offset) som oppfyller betingelsen R<^ tpa{ t) l, hvor t er tidsrommet etter at senderen er slått av, fio=4n- 10' 7 H/ m, og pa( t) er substratumets tilsynelatende resistivitet i tidsrommet t.

2. Framgangsmåte for elektromagnetisk undersøkelse ifølge krav 1, karakterisert ved at det anvendes flere mottakere (10a, 10b).

3. Framgangsmåte for elektromagnetisk undersøkelse ifølge krav 1 og 2, karakterisert ved at ori-enteringen av senderkabel (7a, 7b) og senderelektroder (8) styres av skråstillingssensorer (12).

4. Framgangsmåte for elektromagnetisk undersøkelse ifølge krav 1, 2 og 3, karakterisert ved at alle målinger blir utført med bevegelige eller stasjonære kilder (7a, 7b, 8) og bevegelige eller stasjonære mottakere (10a, 10b, 11).

5. Framgangsmåte for elektromagnetisk undersøkelse ifølge krav 1, 2, 3 og 4, karakterisert ved at strømpulser som følge i en spesiell sekvens er in-koherent med støyen, og hvor responsen målt ved hver mottaker er stakket, for derved å skaffe tilveie et signal/støy-forhold som er tilstrekkelig for formålet.

6. Framgangsmåte for elektromagnetisk undersøkelse ifølge krav 1, 2, 3, 4 og 5, karakterisert ved at ytterligere undertrykking av støyen oppnås ved hjelp av registrering av vanntrykk og temperatur på mottakerstedene.

7. Framgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 6, karakterisert ved at en beslut-ning om å fortsette datainnhentingen, endring av ope-rasjonell modus, endring av lokasjon eller opphenting av alle eller noen av instrumentene tas etter at de oppnådde dataene har blitt evaluert og/eller helt eller delvis tolket.

8. Apparat for elektromagnetisk undersøkelse av elektrisk resistive mål som potensielt inneholder hydrokarbonreservoarer, karakterisert ved at apparatet omfatter: en neddykket, vertikalt (7a) eller horisontalt (7b) orientert kabel som er innrettet til å kunne fungere som en sender av et elektromagnetisk felt; en elektrisk kraftkilde og en omformer som er innrettet til å kunne forsyne senderkabelen (7a, 7b) med serier av pulser av meandertypen, hvor varigheten til en enkeltpuls er i området 0,01-50 sekunder, amp-lituden er på 100-5000 A og den har en bratt bakre front; og en neddykket vertikalt (10b) eller horisontalt (10a) orientert kabel som er installert i senderens (7a, 7b) naersone og er innrettet til å kunne måle det elektriske feltet i løpet av pauser mellom strømpulse-ne .

9. Apparat ifølge krav 8, karakterisert ved at det omfatter ytterligere mottakerkabler (10a, 10b) for mottak og samtidig registrering av kom-ponenter i det elektriske felt i senderens naersone.

10. Apparat ifølge krav 8 og 9, karakterisert ved at det i tillegg er anbrakt transpondere og skråstillingssensorer (12) i endene av sender- og mottakerkablene (7a, 7b, 10a, 10b).

11. Apparat ifølge krav 8, 9 og 10, karakterisert ved at det i tillegg er anbrakt trykksen-sorer og temperatursensorer i endene av mottakerkablene (10a, 10b).

12. Apparat ifølge krav 8, 9, 10 og 11, karakterisert ved at det omfatter midler (5, 6, 13) for sanntids overføring av i det minste et utvalg av de innsamlede data til en sentral behandlingsenhet.