СПОСОБ РАЗВЕДКИ И СИСТЕМА ДЛЯ ОБНАРУЖЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПОДВОДНОГО АППАРАТА Российский патент 2017 года по МПК G01V1/38 G01V8/02 G01N21/31 G01N21/3504 G01J3/42 G01N21/64 B63G8/00 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

[0001] По этой заявке испрашивается преимущество приоритета находящейся на национальной стадии международной заявки PCT/US2012/52542, поданной 27 августа 2012 года, по которой испрашивается преимущество приоритета предварительной заявки № 61/558822 на патент США, поданной 11 ноября 2011 года, под названием “Method for determining the presence and location of subsurface hydrocarbon accumulation and the origin of the associated hydrocarbons”, которая полностью включена в эту заявку путем ссылки. По этой заявке также испрашивается преимущество приоритета предварительной заявки № 61/595394 на патент США, поданной 06 февраля 2012 года, под названием “A method to determine the location, size and in situ condition in a hydrocarbon reservoir with ecology, geochemistry, and collections of biomarkers”, которая полностью включена в эту заявку путем ссылки. По этой заявке также испрашивается преимущество приоритета предварительной заявки № 61/616813 на патент США, поданной 28 марта 2012 года, под названием “Method for determining the presence and volume of a subsurface hydrocarbon accumulation”, которая полностью включена в эту заявку путем ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

[0002] В общем это изобретение относится к области разведки углеводородов. В частности, изобретением является способ обнаружения углеводородов (например, нефти и/или газа), который включает в себя использование подводного аппарата (ПА), снабженного одним или несколькими измерительными компонентами.

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0003] Этот раздел предназначен для введения в различные аспекты данной области техники. Можно полагать, что это рассмотрение поможет усвоить основные положения для содействия лучшему пониманию конкретных аспектов раскрытых методологий и способов. В соответствии с этим должно быть понятно, что этот раздел следует читать в свете этого и необязательно как признание справедливости уровня техники.

[0004] Определять местоположения запасов углеводородов и получать доступ к ним становится все более трудно по мере глобального роста потребности в энергии. Обычно различные технологии используют для сбора данных измерений и затем моделирования местоположений потенциальных углеводородных залежей. Моделирование может включать в себя факторы, такие как (1) образование жидких и/или газообразных углеводородов в материнской породе и выбрасывание углеводородов из нее, (2) миграция углеводородов к залежи в коллекторной породе, (3) захват и герметизация для предотвращения значительной утечки углеводородов из коллектора. Сбор этих данных может быть полезным при моделировании потенциальных мест нахождения подземных углеводородных залежей.

[0005] В настоящее время сейсморазведка методом отраженных волн является основной технологией при идентификации углеводородных залежей. Эта технология успешно применяется при идентификации структур, которые могут содержать углеводородные залежи, и может также использоваться для получения изображений углеводородных флюидов в подземных залежах в качестве прямых индикаторов углеводородов (ПИУ). Однако эта технология может не обеспечивать требуемую точность, необходимую для получения точных оценок наличия и объемов подземных углеводородных залежей, вследствие плохого изображения геологической среды, особенно при повышении глубины, когда контрасты акустического импеданса, которые приводят к получению прямых индикаторов углеводородов, сильно ослабляются или отсутствуют. В дополнение к этому при таких дистанционных измерениях трудно определять наличие углеводородов и отличать их от других флюидов в геологической среде.

[0006] Современные геофизические несейсмические технологии обнаружения углеводородов, такие как способы потенциальных полей, аналогичных гравитационным или магнитным, или подобные, обеспечивают приближенный геологический контроль геологической среды путем измерения различных физических свойств пород, но не являются достаточно достоверными при идентификации углеводородных залежей. Этими способами можно получать указание относительно места в бассейне, на котором следует проводить сейсмические исследования, но ими не повышается существенно возможность подтверждения наличия участков просачивания углеводородов или подземных углеводородных залежей. Другие несейсмические технологии обнаружения углеводородов могут включать в себя геологические экстраполяции структурных и стратиграфических трендов, которые направляют к перспективным углеводородным залежам, но не позволяют непосредственно обнаруживать эти углеводородные залежи. Другие способы могут включать в себя мониторинг мест просачивания углеводородов в качестве индикатора подземных углеводородных залежей. Однако возможности этих способов также ограниченны. Например, получение изображения пятен на поверхности моря со спутника или воздушного судна и получение изображения с борта надводного судна многолучевым прибором с последующим целевым отбором керна падающим керноотборником являются основными способами разведки, используемыми для обнаружения потенциальных просачиваний углеводородов на морском дне в качестве индикаторов рабочей углеводородной системы в районах разведки. При несомненной ценности эти технологии имеют ограничения в части точности, конкретности, охвата и затрат.

[0007] Имеются несколько способов, предложенных в данной области техники для обнаружения углеводородов с подводного места (например, находящегося полностью или по меньшей мере частично в водной массе). Обычные датчики используют для обнаружения утечки. Например, в патенте Великобритании № 2382140 описан способ, который включает в себя использование акустических или других импульсных сигналов для обнаружения утечки из трубопровода. В качестве другого примера в патенте США № 7728291 описан способ, в котором поляризацию флуоресценции используют для обнаружения вязкости нефтяных остатков. Кроме того, в Shari Dunn-Norman et al., “Reliability of pressure signals in offshore pipeline leak detection”, Final Report to Dept. of the Interior, MMS TA&R Program SOL 1435-01-00-RP-31077, описаны защитные сигнализаторы нижнего предела давления, используемые для обнаружения утечки из трубопровода. Кроме того, другие способы из различных технологий обнаружения углеводородов могут включать в себя использование флуорометрических датчиков, акустических датчиков, датчика метана или датчика температуры, установленных на дистанционно управляемом аппарате (ДУА) для обнаружения утечки из трубопровода, что было анонсировано Neptune Oceanographic Ltd (NOL), http://www.offshore.technology.com/contractors/pipeline_inspec/neptune/2011 (сайт посещался 25 июля 2012 года).

[0008] Хотя эти многочисленные различные датчики можно использовать на практике, при перемещении датчиков контроль и управление работой осуществляют по коммуникационным кабелям операторы и другой персонал. Например, в некоторых системах используют дистанционно управляемый аппарат (ДУА) для обнаружения подводной утечки. Дистанционно управляемый аппарат снабжают датчиком для обнаружения утечек. К сожалению, при ручном управлении дистанционно управляемым аппаратом большое количество человеко-часов требуется для проведения такого исследования трубопровода. Другим примером является патент США № 4001764, в котором описано использование регистрирующего аппарата, буксирующего гидролокационный датчик для обнаружения утечки из трубопровода. Для этой системы требуются операторы, чтобы управлять буксирующим аппаратом и связанным с ним оборудованием.

[0009] Кроме того, другие технологии могут включать в себя использование аппаратов для исследования морского дна. Например, в заявке № 20110004367 на патент США описан дистанционно управляемый аппарат (ДУА), который можно использовать для выполнения определенных операций. Кроме того, в публикации GOLS описано использование автономного подводного аппарата SQX1, способного работать при глубине воды до 500 м, в котором можно использовать датчики, в том числе гидролокатор. См. Geodetic Offshore Service Limited (GOSL) (http://www.goslng.com/marport.asp) (сайт посещался 25 июля 2012 года). Однако в этом источнике полагаются только на анализатор метана для обнаружения утечки, что может приводить к проблемам, связанным с надежностью, вследствие недостатка в дополнительной информации с датчиков. Другим источником является международная заявка № 2012052564. В этом источнике описан автономный подводный аппарат для регистрации гравиметрических и магнитных данных вблизи морского дна.

[0010] Другие примеры научных исследований описаны в Jakuba et al. (2011; Jakuba Michael V., Steinberg D., Pizarro O., Williams S.B., Kinsey J.C., Yoerger D.R., Camilli R., “Toward automatic classification of chemical sensor data from autonomous underwater vehicles”, AIROS’11 - 2011 IEEE/RSJ International Conference on Intelligent Robots and Systems: Celebrating 50 Years of Robotics, IEEE International Conference on Intelligent Robots and Systems (2011), pp.4722-4727, arn: 6048757, 23 refs., CODEN: 85RBAH, ISBN: 978612844451, DOI: 10.1109/IROS.2011.6048757, Published by Institute of Electrical and Electronic Engineers Inc., 445 Hoes Lane, P.O. Box 1331, Piscataway N.J., 08855-1331 (US); Camilli et al. (2010; Camilli R., Reddy C.M., Yoerger D.R., Jakuba M.V., Kinsey R.C., McIntyre C.P., Sylva S.P. and Maloney J.V., “Tracking hydrocarbon plume transport and biodegradation at deepwater horizon”, Science, 330 (6001), 201-204; Kinsey et al. (2011; Kinsey J.C., Yoerger D.R., Camilli R., German C.R., Jakuba M.V., Fisher C.R., “Assessing the deepwater horizon oil spill with the sentry autonomous underwater vehicle”, IROS’11 - 2011 IEEE/RSJ International Conference on Intelligent Robots and Systems: Celebrating 50 Years of Robotics, IEEE International Conference on Intelligent Robots and Systems (2011), pp.261-267, arn: 6048700, 30 refs., CODEN: 85RBAH, ISBN: 9781612844541, DOI: 10.1109/IROS.2011.6048700, Published by Institute of Electrical and Electronics Engineers Inc., 445 Hoes Lane, P.O. Box 1331, Piscataway, NJ 08855-1331 (US)); Zhang et al. (2011; Zhang Y., McEwen R.S., Ryan J.P., Bellingham J.G., Thomas H., Rienecker E., Thompson C.H., “A peak-capture algorithm used on an autonomous underwater vehicle in the 2010 Gulf of Mexico oil spill response scientific survey”, Journal of Field Robotics (July 2011), volume 28, № 4, pp. 484-496, 21 refs., ISSN 1556-4959, ЕISSN: 1556-4967, DOI: 10.1002/rob.20399, Published by John Wiley and Sons Inc., P.O. Box 18667, Newark, NJ 07191-8667 (US)) и международной заявке № 2012/052564. Кроме того, в других источниках описаны способы проведения различия между источниками термогенных и биогенных углеводородов. См., например, Sackett W.M., “Use of hydrocarbon sniffing”, Offshore Exploration Journal of Geochemical Exploration, 7:243-254 (1977).

[0011] Несмотря на наличие этих различных технологий многие коммерческие предприятия терпят неудачи при поиске углеводородов. В частности, эти неудачи объясняются неспособностью полностью оценить, понять и соответственно отличить компоненты углеводородной системы от источника просачиваний (например, оценить наличие источника и зрелость, миграцию, скопление и утечку). Вследствие этого необходимо улучшать способы разведки. В частности, необходимы способ и система для точного и экономически эффективного обнаружения участков просачивания углеводородов на морском дне по шкале от бассейна к зоне нефтегазонакопления в качестве средств повышения точности оценки бассейна и обнаружения богатых площадей при разведке.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0012] В одном варианте осуществления описан способ обнаружения углеводородов с использованием подводного аппарата, снабженного одним или несколькими измерительными компонентами. Способ включает в себя спуск подводного аппарата (ПА) в водную массу; выполнение рабочего этапа, который содержит навигацию подводного аппарата в акватории; мониторинг водной массы одним или несколькими измерительными компонентами, связанными с подводным аппаратом, для сбора данных измерений, при этом измерительные компоненты содержат масс-спектрометр и флуорометр; и определение концентраций химических компонентов масс-спектрометром и флуорометром; подъем подводного аппарата по завершении рабочего этапа; и сбор данных из подводного аппарата для определения, присутствуют ли углеводороды, и определения местоположения их.

[0013] Согласно одному или нескольким вариантам осуществления способ может включать в себя различные отличительные признаки. Например, определение концентрации может включать в себя определение одного или нескольких из термогенного метана, этана, пропана и бутана. Способ может включать в себя получение данных измерений удельного сопротивления с одного или нескольких датчиков удельного сопротивления, расположенных в жидкостной связи с водной массой; и обработку данных измерений удельного сопротивления для получения признака относительно наличия углеводородов в водной массе, и эта обработка может также включать в себя сравнение данных измерений удельного сопротивления с таблицей для определения наличия углеводородов в водной массе и получения признака, если при сравнении порог превышается. Способ может включать в себя получение изображений части водной массы с одной или нескольких камер, расположенных в подводном аппарате, и обработку изображений для получения признака относительно наличия углеводородов в части водной массы или может включать в себя получение изображений микробного или биологического сообщества на морском дне, которое метаболизирует углеводороды, в качестве непрямого способа указания на наличие и местоположение просачивания углеводородов. Способ может включать в себя навигацию подводного аппарата на основании данных спутниковых или воздушных измерений, которые указывают на углеводородное пятно, и/или отбор кернов падающим керноотборником и поршневой трубкой на основании собранных данных. Кроме того, этап мониторинга способа может включать в себя измерение одной или нескольких из концентрации pH и степени окисления водной массы; измерение магнитных аномалий на морском дне или вблизи него многокомпонентными магнитометрами; получение биологических и химических проб одного или нескольких из жидкостей, газов и осадков для определения глубины, типа, качества, объема и местоположения подземной углеводородной залежи по данным измерений; и/или измерение молекулярных и изотопных сигнатур неуглеводородных газов и углеводородов в водной массе. Кроме того, данные измерений могут включать в себя одну или несколько химических и физических карт аномалий в водной массе для определения каналов просачивания углеводородов.

[0014] В другом варианте осуществления описана система для мониторинга водной массы. Система может включать в себя подводный аппарат (ПА), выполненный с возможностью работы в водной массе и включающий в себя один или несколько навигационных компонентов, выполненных с возможностью (i) придания движущей силу автономному подводному аппарату для перемещения автономного подводного аппарата в водной среде; и (ii) навигации подводного аппарата в акватории; и один или несколько измерительных компонентов, выполненных с возможностью мониторинга водной массы для получения данных измерений, при этом измерительные компоненты содержат масс-спектрометр и флуорометр и выполнены с возможностью определения концентраций химических компонентов в водной массе. Один или несколько измерительных компонентов могут включать в себя компонент удельного сопротивления, выполненный с возможностью получения данных измерений удельного сопротивления с одного или нескольких датчиков удельного сопротивления, расположенных в жидкостной связи с жидкостью за пределами подводного аппарата; и обработки данных измерений удельного сопротивления для получения признака относительно наличия углеводородов за пределами подводного аппарата; съемочный компонент, выполненный с возможностью получения изображений за пределами подводного аппарата с одной или нескольких камер, расположенных в подводном аппарате; и обработки изображений для получения признака относительно наличия углеводородов за пределами подводного аппарата.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0015] Изложенные выше и другие преимущества настоящего раскрытия могут стать более понятными при рассмотрении нижеследующего подробного описания и чертежей не создающих ограничения примеров вариантов осуществления. На чертежах:

[0016] фиг. 1 - вид сбоку в вертикальном разрезе морского дна;

[0017] фиг. 2 - блок-схема последовательности действий при разведке углеводородов с использованием дистанционных измерений и подводного аппарата (аппаратов) согласно примеру варианта осуществления предложенных способов;

[0018] фиг. 3 - блок-схема последовательности действий при разведке углеводородов с использованием дистанционных измерений и подводного аппарата (ПА) согласно другому примеру варианта осуществления предложенных способов;

[0019] фиг. 4 - структурная схема автономного подводного аппарата согласно примеру варианта осуществления предложенных способов; и

[0020] фиг. 5 - функциональная схема вычислительной системы, которую можно использовать для выполнения любого из способов, раскрытых в этой заявке.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

[0021] В следующем разделе, относящемся к подробному описанию, конкретные варианты осуществления настоящего раскрытия описываются применительно к предпочтительным вариантам осуществления. Однако в том смысле, что нижеследующее описание является специфическим для конкретного варианта осуществления или конкретного применения настоящего раскрытия, оно предназначено только для иллюстрации и представляет собой просто описание примеров вариантов осуществления. В соответствии с этим раскрытие не ограничено конкретными вариантами осуществления, описываемыми ниже, а точнее, оно включает в себя все варианты, модификации и эквиваленты, попадающие в рамки сущности и в объем прилагаемой формулы изобретения.

[0022] Различные термины, используемые в этой заявке, определяются ниже. Что касается терминов, используемых в формуле изобретения и не определенных ниже, то специалисты в данной области техники должны давать им более широкое определение по сравнению с определением, изложенным в по меньшей мере одной печатной публикации или выданном патенте.

[0023] Для начала, просачивание представляет собой естественную утечку газа и/или нефти. Углеводород (например, нефть) достигает поверхности земной коры вдоль трещин, разрывов, несогласий или плоскостей напластования или выходит благодаря поверхностной эрозии в пористую породу. Наличие выхода нефти или газа на морском дне или поверхности моря показывает, что удовлетворяются три основных геологических условия, критичные для разведки на нефть. Во-первых, органические породы осаждены и законсервированы (наличие источника). Во-вторых, источник нагрет и созрел (например, зрелость источника). В-третьих, происходит вторичная миграция (например, миграция углеводородов с места нахождения источника). Хотя просачивание на поверхность термогенных углеводородов не гарантирует, что материальные подземные нефтяные и газовые залежи существуют, обнаружением просачиваний обеспечивается механизм снижения рисков разведки зоны нефтегазонакопления. То есть просачивание можно использовать для исключения неопределенности из моделирования геологической среды.

[0024] В настоящем раскрытии описывается усовершенствование способов разведки, в которых используют подводный аппарат. Подводные аппараты могут включать в себя подводные аппараты без экипажа (например, автономные подводные аппараты (АПА) и/или дистанционно управляемые аппараты (ДУА)) с датчиками, способными обнаруживать химические или физические аномалии, которые указывают на участки просачивания углеводородов. При использовании этих датчиков из подводного аппарата можно получать ценную информацию по обнаружению углеводородов, которую можно использовать для объединения данных с данными дистанционных измерений. Например, химическая специфичность применяемых датчиков (например, подводная масс-спектрометрия) обеспечивает механизм для отделения просачиваний неуглеводородов (например, нежелательного CO₂) от просачиваний углеводородов. Согласно другому примеру обеспечивается дифференциация термогенных углеводородов, которые, если исходить из перспективы разведки, обычно, но не всегда, являются более предпочтительными, и биогенных углеводородов. Этими способами отделения обеспечивается механизм для определения местоположения и дифференциации участков просачивания и для определения связи просачивания с газом, нефтью или сочетанием газа и нефти. Кроме того, картированием химических или физических аномалий вокруг участков просачивания на морском дне также получают дополнительную информацию относительно точных местоположений областей геологической среды, в которых имеются флюиды. Этими местоположениями реально повышают ценность других измерительных операций, таких как способы анализа керна, отбираемого падающим керноотборником или поршневой трубкой, или пробы осадков, содержащих углеводороды, жидкостей или газов выше морского дна, на морском дне или под морским дном. В этом способе исключены обычные недостатки разведки углеводородов в неисследованной области, которые связаны с невозможностью полного оценивания, понимания и соответствующим риском при разведке компонентов углеводородной системы.

[0025] Согласно одному или нескольким вариантам осуществления подводный аппарат может включать в себя автономные подводные аппараты (АПА). Автономный подводный аппарат может включать в себя большое количество встроенных датчиков для работы в пределах большого района или может включать в себя один или несколько дополнительных автономных подводных аппаратов, которые могут обмениваться информацией друг с другом для улучшения работы, при этом каждый используется для работы в пределах небольшого района. Кроме того, автономный подводный аппарат может включать в себя средства искусственного интеллекта, которые используются для автоматического обнаружения и картирования химических градиентов целевых соединений, таких как этан и пропан. В этих системах передача данных может выполняться периодически на небольшое надводное судно или на берег с использованием спутниковых линий связи.

[0026] Согласно одному или нескольким вариантам осуществления различные химические, физические и биологические датчики могут использоваться для мониторинга изменений, которые происходят, когда способные держаться на поверхности, мигрирующие подземные углеводороды приближаются к морскому дну и выходят в водяной столб в виде макромасштабных просачиваний или микромасштабных просачиваний. Эти изменения в окружающей морской воде и приповерхностных осадках могут охватывать добавки в виде газообразных и жидких углеводородов, неуглеводородные газы (например, N₂, H₂S, CO₂), пузырьки, биологически активные вещества, включая микробные маты, реакции окисления/восстановления, усиленное движение флюидов и различия в солености/проводимости, локальные магнитные минералы и изменения цвета осадков. Из этих индикаторов просачиваний наличие пузырьков, дисперсия химических углеводородных продуктов в морской воде и наличие микробных матов оказываются эффективными механизмами для идентификации просачиваний углеводородов. Подводный аппарат может включать в себя, но без ограничения ими, датчики метана, масс-спектрометрические датчики, инфракрасные датчики, рамановские датчики, флуорометрические датчики, датчики окисления/восстановления, датчики температуры, датчики удельной проводимости, магнитные датчики, датчики гравитации и фотографическое оборудование. Масс-спектрометрический (МС) датчик имеет предел обнаружения от около 1 части на миллиард частей углеводородов в диапазоне измеряемых флюидов до значений насыщения морской воды углеводородами. Датчик этого вида можно также использовать для проведения различия между термогенными и биогенными газами, между газом и нефтью и оценивания качества нефти в водяном столбе.

[0027] Подводный аппарат, имеющий датчики, можно выгодно использовать для повышения качества разведки углеводородов. При использовании подводного аппарата можно подтверждать наличие термогенных углеводородов в бассейнах, для которых ранее такое подтверждение отсутствовало, тем самым сильно снижая риск, связанный с успехом разведки в этих бассейнах. После обнаружения термогенных углеводородов появляются дополнительные признаки, указывающие на присутствие газа и/или нефти, жирность газа, количества имеющихся неуглеводородных газов и возможную плотность (плотность или «качество») обнаруженной нефти в градусах Американского нефтяного института, дополнительно повышающие качество моделирования таких районов. Различные аспекты предложенных способов описаны в дальнейшем с обращением к фиг. с 1 по 5.

[0028] На фиг. 1 представлена схема, иллюстрирующая многочисленные подземные источники и пути миграции углеводородов, присутствующих или выходящих на участках просачивания на дне 100 океана. Углеводороды 102, образовавшиеся в материнской породе (непоказанной), мигрируют вверх через разрывы и трещины 104. Мигрирующие углеводороды могут захватываться в коллекторной породе и образовывать углеводородную залежь, такую как газовая 106, нефтегазовая 108 или залежь 110 газового гидрата. Как показано позицией 114, углеводороды, просачивающиеся из залежи газового гидрата, могут растворяться в метане или высших углеводородах (например, этане, пропане) в океане 112 или, как показано позицией 116, могут оставаться в виде газового гидрата на дне 100 океана. В качестве варианта, как показано позицией 118, нефть или газ из нефтяного/газового коллектора 108 может просачиваться в океан и образовывать нефтяное пятно 120 на поверхности 122 океана. Бактериальный мат 124 может образовываться на месте просачивания газа, вытекающего из газового коллектора 106, и может создавать биогенные углеводородные газы по мере того, как термогенный жирный газ разлагается. Еще один процесс просачивания углеводородов вызывается действием грязевого вулкана 126, вследствие которого на поверхности океана может образовываться нефтяное пятно 128. Нефтяные пятна 120 и 128 или метан 130 (и, например, этан, пропан и т.д.), выбрасываемый из него, являются признаками просачивания углеводородов, которые, в свою очередь, указывают на возможную подземную углеводородную залежь. Сигнатуры, измеряемые на каждом из этих участков просачивания, можно анализировать в соответствии с методологиями и способами, раскрытыми в этой заявке, для проведения различия между разными источниками происхождения углеводородов, обнаруживаемых на этих участках просачивания. В частности, методологии и способы, раскрытые в этой заявке, позволяют проводить различие между углеводородами, которые мигрировали непосредственно на поверхность без встречи с ловушкой, в которой они могли бы накапливаться (например, первый источник), и углеводородами, которые вытекли из подземной залежи (например, второй источник). Если наличие и объем такой углеводородной залежи можно идентифицировать, то можно извлекать углеводороды из такой залежи.

[0029] На фиг. 2 представлена блок-схема 200 последовательности действий при разведке углеводородов с использованием дистанционных измерений и подводного аппарата (ПА) согласно примеру варианта осуществления предложенных способов. На этой блок-схеме 200 последовательности действий несколько блоков, таких как блоки с 202 по 206, относятся к выполнению дистанционных измерений на месте исследований и их можно отнести к этапу дистанционных измерений. Другие блоки, такие как блоки с 208 по 216, охватывают более непосредственные измерения, которые включают в себя работу подводного аппарата, и их можно отнести к этапу непосредственных измерений. Наконец, блок 218 относится к использованию измеренных данных для открытия месторождения углеводородов и его можно отнести к этапу открытия месторождения.

[0030] Этап дистанционных измерений описан в блоках с 202 по 206. Согласно блоку 202 определяют место проведения региональных исследований. В ходе процесса разведки морские районы или большие площади, которые могут иметь углеводородный потенциал, иногда выставляются на продажу или предоставляются государствами компаниям для пробной эксплуатаций с целью изучения месторождения и выявления запасов. Среди этих районов могут быть районы, имеющие размеры, превышающие 100000 км², и для компаний выгодно быстро и экономически эффективно определять перспективность района для добычи из углеводородных залежей (то есть определять признаки наличия в районе активной углеводородной системы) и, если это имеет место, в пределах района определять местоположения площадей, которые имеют наибольшую перспективность для пробной эксплуатации, с целью изучения месторождения и выявления запасов, и сосредотачивать внимание на этих площадях. Как показано в блоке 204, после идентификации места региональных исследований дистанционные измерения могут выполняться на идентифицированном месте региональных исследований. Дистанционные измерительные исследования могут включать в себя получение изображения со спутника и воздушную съемку, а также исследования водяного столба. Способы дистанционных измерений могут включать в себя океанические акустические волноводные измерения; сейсмические исследования водяного столба; активные акустические измерения (многолучевым гидролокатором, устройством для двумерных сейсмических исследований, устройством для трехмерных сейсмических исследований, придонным профилографом, гидролокатором бокового обзора и т.д.); получение изображений и спектроскопию пятен и атмосферных газовых султанов (например, инфракрасных (ИК) изображений для обнаружения атмосферных газов, изображений радиолокационной отражательной способности и т.д.); измерения буксируемыми химическими датчиками (масс-спектрометром и т.д.); пассивные акустические измерения; дискретные отборы проб воздуха, воды или грунта на различных местах с надводного судна; анализ кернов, отобранных падающим керноотборником или поршневой трубкой; магнитные и гравиметрические исследования; оптические измерения; обнаружение тепловых аномалий; и/или любой другой способ дистанционного измерения. Эти способы дистанционных измерений можно выполнять со спутников, воздушных судов и/или морских судов. Как показано в блоке 206, одновременно со сбором данных дистанционных измерений или после сбора данных дистанционных измерений измеренные данные из способов дистанционных измерений можно анализировать для определения целевых мест. Пример может включать в себя интерпретацию данных многолучевого гидролокатора и придонного профилографа, собираемых с морского судна. Данные многолучевого обратного рассеяния можно исследовать применительно к аномальной твердости, шероховатости морского дна и/или объемной неоднородности в неглубоко залегающем твердом дне и в процессе исследования батиметрические данные, собранные для локальных поднятий, впадин и линий разрыва, и другие геологические индикаторы могут быть сопоставлены с проницаемыми путями миграции углеводородов к морскому дну. Иначе говоря, этими способами дистанционных измерений обеспечивается информация о возможных местах просачивания углеводородов. Точно так же, если имеются данные о пятнах из предшествующих интерпретаций снимков со спутника или имеются сейсмические данные и т.д., то эту информацию можно объединять с данными многолучевого и придонного профилографа для улучшения обнаружения или нахождения «богатых» мест возможных просачиваний углеводородов. В дополнение к этому интерпретации, выполняемые на основании этих результатов, предпочтительно при наличии сейсмической информации, могут давать геологические интерпретации или модели, построенные относительно возможных зон нефтегазонакопления или поисковых объектов, основанных на этой исходной информации. Эти потенциальные зоны и в этом случае могут быть полезными объектами для определения, имеются ли на местах просачивания термогенные углеводороды.

[0031] Непосредственные измерения на этапе непосредственных измерений, которые включают в себя работу подводного аппарата, дополнительно описаны в блоках с 208 по 216. Согласно блоку 208 подводный аппарат развертывают на целевом месте. Развертывание может включать в себя транспортировку подводного аппарата к целевому месту, которое может быть одним из различных целевых мест, идентифицированных на основании дистанционных измерительных исследований. Подводный аппарат можно транспортировать к заданному целевому месту на морском судне и/или воздушном судне. Кроме того, развертывание может включать в себя придание подводному аппарату конфигурации, обеспечивающей получение определенных измерений и/или движение в соответствии с определенной схемой поиска. Как можно понять, придание конфигурации подводному аппарату можно осуществлять до транспортировки подводного аппарата к целевому месту, по меньшей мере частично во время транспортировки подводного аппарата и/или по меньшей мере частично на целевом месте. Независимо от этого придание конфигурации подводному аппарату может включать в себя определение последовательности операций, подлежащих выполнению подводным аппаратом для осуществления непосредственных измерительных исследований на целевом месте. Например, это придание конфигурации подводному аппарату может включать в себя программирование навигационных компонентов для движения по основному пути, регулирование рабочих параметров и/или установочных параметров, регулирование конфигурации компонентов мониторинга и/или выполнение других необходимых рабочих регулировок. Оно может также включать в себя установку в подводный аппарат определенного оборудования (например, определенных компонентов мониторинга), предназначенного для использования при мониторинге. После придания конфигурации подводный аппарат может быть развернут в акватории, и это развертывание может включать в себя спуск подводного аппарата в водную массу и инициирование измерительных операций, выполняемых на подводном аппарате. Например, развертывание может включать в себя спуск подводного аппарата с палубы морского судна в водную массу или сбрасывание подводного аппарата в водную массу. Инициализацию измерений можно выполнять на судне или после размещения подводного аппарата в акватории.

[0032] Работа подводного аппарата описана в блоке 210. Как можно понять, работа подводного аппарата, который может быть автономным подводным аппаратом, может включать в себя различные процессы, которые повторяются в течение рабочего периода (например, периода времени, в течение которого на подводном аппарате измеряются данные). В течение этого рабочего периода на подводном аппарате может осуществляться навигация к целевым местам или могут выполняться измерения в соответствии с конкретной схемой поиска. Для навигации на подводном аппарате могут использоваться навигационные компоненты, которые могут включать в себя один или несколько компонентов движения, один или несколько компонентов управления и т.п. Один или несколько компонентов движения могут включать в себя двигатель, подключенный к одной или нескольким батареям и соединенный, например, через вал с узлом гребного винта, как это известно в данной области техники. Узел гребного винта может использоваться для перемещения жидкости способом, обеспечивающим движение подводного аппарата относительно водной массы. В навигационных компонентах могут использоваться датчики или другие устройства мониторинга для получения навигационных данных. Навигационные данные могут включать в себя навигационную информацию различных видов, такую как информация с блока инерциального движения (БИД), информация от глобальной системы местоопределения, информация с компаса, информация с датчика глубины, информация об обнаруживаемых препятствиях, информация с гидролокатора, информация о частоте вращения гребного винта, информация с карты морского дна и/или другая информация, имеющая отношение к навигации подводного аппарата.

[0033] В подводном аппарате можно получать измерения на целевом месте. Например, в подводном аппарате могут использоваться измерительные компоненты, такие как один или несколько модулей для приема данных измерений и блок управления обработкой данных для обработки принимаемых данных, вычисления рабочих параметров и параметров измерений на основании принимаемых данных, определения регулировок, необходимых для работы подводного аппарата, и определения необходимости получения дополнительной измерительной информации. Измерительные компоненты могут включать в себя компоненты поляризации флуоресценции, флуорометрические компоненты, беспроводные компоненты (например, акустические компоненты и/или гидролокационные компоненты), компоненты обнаружения метана или других химических соединений, температурные компоненты, съемочные компоненты и/или другие измерительные компоненты. Например, данные измерений могут включать в себя изображения с камеры, данные и/или изображения с гидролокатора, акустические данные, данные о температуре, масс-спектрометрические данные, данные об удельной проводимости, флуорометрические данные и/или данные о поляризации. Данные могут быть в формате изображений, исходными данными в формате, специфическом для компонента, текстовыми файлами и/или любым сочетанием различных видов. Подводный аппарат может включать в себя встроенный комплект датчиков, который может использоваться для мониторинга большой площади при наличии двух или большего количества автономных подводных аппаратов, между которыми может осуществляться связь, и также может использоваться при других применениях для мониторинга иных площадей, которые могут быть меньше по размеру. Другие датчики могут обладать функциональной возможностью получения химической специфичности от применяемых датчиков (например, в результате подводной масс-спектрометрии). С помощью этих датчиков можно отличать термогенные углеводороды, которые могут быть предпочтительными, от биогенных углеводородов и можно определять, связано ли просачивание с газом, нефтью или сочетанием газа и нефти. Например, подводный аппарат может быть автономным подводным аппаратом. Автономный подводный аппарат может включать в себя искусственный интеллект, который приспособлен для обнаружения пиковых концентраций заданных химических продуктов, таких как пропан, и навигации к ним, и при этом данные периодически передаются на небольшое надводное судно или на берег с использованием спутниковых линий связи.

[0034] Как показано в блоке 212, после получения данных измерений может быть выполнен анализ для определения наличия углеводородов и места нахождения их. Поскольку данные измерений могут иметь различные формы, данные измерений могут анализироваться на подводном аппарате с помощью соответствующего измерительного оборудования и/или передаваться в другое место для обработки. Некоторые из этих аспектов обсуждаются ниже.

[0035] Согласно блоку 214 осадочные, биологические и химические пробы могут быть получены и проанализированы для дальнейшего повышения качества процесса. На основе объединенной информации о дистанционных измерениях и непосредственных измерениях (например, придонного профиля и сейсмических данных, связанных с местами просачивания) осадочные пробы можно получать путем отбора кернов с борта судна падающим пробоотборником или поршневой трубкой, что может значительно повышать ценность сбора информативных проб осадков, которые содержат углеводороды. Эти пробы затем анализируют (что может происходить в лаборатории или на борту судна) с использованием флуорометрии, газовой хроматографии (ГХ) и более технически сложной газовой хроматографии в сочетании с масс-спектрометрией (ГХ-МС) или двухколоночной газовой хроматографии, времяпролетной масс-спектрометрии или дополнительных способов получения биологических маркеров и других индикаторов углеводородных фаций и термической зрелости. Кроме того, пробы можно получать при использовании подводного аппарата. В частности, этот способ может включать в себя определение наличия и оценивание информации, такой как глубина, тип, качество, объем и местоположение подземной углеводородной залежи на основании измеренных данных для проб, получаемых при использовании подводного аппарата. Пробы можно анализировать тремя независимыми способами, такими как геохимия скученных изотопов, геохимия инертных газов и микробиология. Каждый можно использовать для получения дополнительной информации о глубине, виде флюида (нефть в противоположность газу), качестве и объеме подземных углеводородных залежей. То есть в способе можно объединять существующие и новые биологические и геохимические индикаторы, чтобы получать правильное представление при идентификации возможности. В дополнение к этому объединение этих биологических и геохимических индикаторов с геологическими/геофизическими контекстуальными сведениями, с другими геологическими данными и данными измерений также обеспечивает повышение качества идентификации возможности присутствия углеводородов. Эти способы анализа описаны в заявке № 61/595394 на патент США, заявке № 61/616813 на патент США и заявке № 61/558822 на патент США.

[0036] Как показано в блоке 216, данные дистанционных измерений можно объединять с данными непосредственных измерений для улучшения модели геологической среды. Например, данные измерений можно привязывать к месту нахождения подводного аппарата или месту нахождения надводного судна, чтобы сопоставлять данные измерений с данными из других исследований подземной геологии. В качестве конкретного примера данные многолучевого ультразвукового зондирования могут быть связаны с местом нахождения надводного судна и использованы для обнаружения топографии, текстуры и плотности морского дна, а придонный профилограф (ПП) использован для обнаружения мелкозалегающих подземных газовых аномалий и гидратных слоев, связанных с отражениями от подошвы слоя. Данные измерений с химических датчиков, связанных с подводным аппаратом, можно использовать для обнаружения аномальных химических сред, связанных с участками просачиваниям и каналами просачивания, для картирования этих аномалий относительно геологических объектов и для проведения различия между термогенным газом и биогенным газом и между газом и нефтью. Эти данные различных видов могут быть объединены на основании информации о месте нахождения, связанной с соответствующими данными, для получения дополнительной информации. Результаты анализа химических продуктов, основанного на исследованиях кернов, отобранных падающим керноотборником или поршневой трубкой, также объединяют с сейсмическими, гравиметрическими и магнитными данными, которые объединяют для построения моделей геологической среды в части геологии и углеводородной системы в районе. Модели геологической среды также подкрепляются результатами из экологии микроорганизмов, сигнатурами скученных изотопов и инертных газов на основании проб, полученных из подводного аппарата.

[0037] Наконец, блок 218 относится к обозначению на основании данных измерений места бурения для открытия скважиной месторождения углеводородов. Открытие месторождения углеводородов основано на определении возможности доступа к углеводородам с целевых мест на основании по меньшей мере частично данных измерений или объединенных данных. Определение может включать в себя анализ данных измерений для углеводородной залежи одного или нескольких видов, качества, глубины и объема, полученных на основании экологии микроорганизмов, сигнатур скученных изотопов и инертных газов и/или этих данных, объединенных с геологическими и геофизическими данными. Открытие месторождения углеводородов включает в себя бурение скважины для получения доступа к углеводородной залежи. Кроме того, добыча может включать в себя установку эксплуатационного оборудования, приспособленного для мониторинга и добычи углеводородов из продуктивных интервалов, которые обеспечивают доступ к подземному пласту. Эксплуатационное оборудование может включать в себя один или несколько блоков для извлечения флюидов и управления потоком продуктивных флюидов, таких как углеводороды и/или вода, из пласта. Для доступа к продуктивным интервалам эксплуатационное оборудование может быть соединено с фонтанной арматурой и различными распределительными клапанами через распределительный составной шланг, насосно-компрессорную колонну для прохождения флюидов из фонтанной арматуры в эксплуатационное оборудование, а также соединено с распределительной трубой для гидравлических или электрических устройств и распределительным кабелем для связи с другими устройствами в буровой скважине.

[0038] Этим объединенным способом выгодно обеспечивается повышение качества разведки углеводородов. В частности, способ можно использовать до буровых работ для снижения разведочного риска путем получения большего количества информации относительно наличия и местоположения участков просачивания термогенных углеводородов из морского дна. В результате этот способ представляет собой экономичный способ улучшения оценки бассейна и богатых площадей для пробной эксплуатации. Анализом сейсмических, гравиметрических, магнитных и акустических данных из наземных исследований с добавлением объединенной интерпретации физических и химических данных из подводного аппарата обеспечивается улучшенный способ определения местоположения на морском дне участков просачивания термогенных углеводородов, экономически эффективный на протяжении больших площадей.

[0039] Кроме того, картирование аномалий вокруг участков просачивания углеводородов может быть полезным для определения местоположения площадей, на которых флюиды выходят из геологической среды на морское дно. Этот подход можно использовать для улучшения других технологий, таких как отбор падающим керноотборником кернов из содержащих углеводороды осадков или сбор проб жидкостей или газов, на морском дне, над или под морским дном. В соответствии с этим объединенный способ можно использовать для дальнейшего повышения качества разведочных работ.

[0040] Согласно другому конкретному варианту осуществления на фигуре 3 представлена блок-схема 300 последовательности действий при разведке углеводородов с использовании дистанционных измерений и подводного аппарата (ПА) согласно другому примеру варианта осуществления настоящего раскрытия. На этой блок-схеме 300 последовательности действий различные блоки относятся к этапу дистанционных измерений, этапу непосредственных измерений и этапу открытия месторождения, показанным на фигуре 2, и используются для определения местоположения участка просачивания углеводородов. На этой блок-схеме 300 последовательности действий этап дистанционных измерений может включать в себя блоки с 302 по 310, этап непосредственных измерений может включать в себя блоки с 312 по 318 и этап открытия месторождения может включать в себя блоки с 320 по 322.

[0041] Этап дистанционных измерений описывается в блоках с 302 по 310. Согласно блоку 302 делают снимки и выполняют спектроскопию пятен и атмосферных газовых султанов. Например, приборы для этого могут включать в себя высокоразрешающие спутниковые, радиолокационные (например, радиолокатор с синтетической апертурой) и ультрафиолетовые формирователи изображений, которые могут обнаруживать географическую протяженность нефтяных пятен. Кроме того, данные из многоспектральных изображений можно использовать для картирования крупных нефтяных пятен, которые встречаются в море. Согласно другому примеры инфракрасные измерения и/или воздушные съемки могут использоваться для обнаружения атмосферных газов, определения радиолокационной отражательной способности. Затем согласно блоку 304 место региональных исследований может использоваться для идентификации одного или нескольких целевых мест в пределах района. Это определение может включать в себя идентификацию на основании снимков и данных спектроскопии района, который потенциально включает в себя один или несколько участков просачивания углеводородов.

[0042] Как показано в блоке 306, после того как место региональных исследований идентифицировано, дистанционные измерения могут выполняться с использованием морского судна и, как показано в блоке 308, с использованием подводного аппарата. Согласно блоку 306 данные дистанционных измерений получают с надводного морского судна, такого как надводное судно. Образование данных дистанционных измерений с использованием надводного судна может включать в себя выполнение активных акустических измерений (например, многолучевым гидролокатором, двумерным сейсмическим, трехмерным сейсмическим, придонным профилографом, гидролокатором бокового обзора и т.д.), химического анализа (например, буксируемыми на месте проведения работ химическими датчиками (масс-спектрометром и т.д.); дискретный отбор с надводного судна на месте проведения работ проб воздуха, воды или грунта на различных местах; отбор кернов падающим керноотборником или поршневой трубкой; нагнетание жидкости к месту измерений, выполнение пассивных акустических измерений; магнитных и гравиметрических исследований; оптических измерений (дистанционных или на месте); анализ тепловых аномалий; выполнение любых других дистанционных или выполняемых на месте измерений. Согласно блоку 308 данные дистанционных измерений с подводного аппарата (например, с развернутого подводного устройства (автономного подводного аппарата, дистанционно управляемого аппарата, буев, любого другого подводного развернутого устройства)) могут включать в себя результаты анализов осадков или проб воды. Затем согласно блоку 310 определяют конкретные места взятия проб осадков, биологических и химических проб (например, целевые места) для дальнейшего повышения качества анализа. Это определение может включать в себя идентификацию целевых мест для целенаправленных исследований точек, представляющих интерес, для подтверждения наличия просачивания термогенных углеводородов (например, с помощью молекулярной геохимии донных осадков, водяного столба и т.д.).

[0043] Отбор биологических и химических проб на этапе непосредственных измерений осуществляют согласно блокам с 312 по 318. Пробы получают согласно блоку 312. Место отбора пробы углеводородов может быть основано на известном месте просачивания или месте просачивания, определенном известным способом. Одну или несколько проб получают на месте отбора проб углеводородов. Если на местах нахождения углеводородов имеется просачивание, отбор проб с мест просачивания может включать в себя (i) подтверждение наличия углеводородов (например, биогенных, термогенных, абиогенных) на месте просачивания и (ii) проведение углубленного биологического и геохимического анализа после надлежащего отбора пробы. Способы отбора проб, используемые сбора представляющих интерес проб, могут включать в себя получение кернов ударной грунтовой трубкой или поршневой трубкой, использование подводных аппаратов с экипажем, автономных подводных аппаратов (АПА) или дистанционно управляемых аппаратов (ДУА) совместно с устройствами для отбора кернов и устройствами отбора проб газов. Кроме того, отбор проб может включать сбор приповерхностных осадков, окружающих место просачивания, и сбор флюидов из канала просачивания. Проба может представлять собой (i) любую пробу с поверхности дна, такую как проба осадков, взятая с морского дна, или проба просачивающихся флюидов, (ii) любую пробу, взятую из водяного столба над местом просачивания, или (iii) любую пробу, взятую из канала просачивания ниже поверхности дна. Идентификацию наличия углеводородов можно выполнять с помощью стандартного геохимического анализа. Он может включать в себя, но без ограничения ими, определение максимальной интенсивности флуоресценции или стандартные способы молекулярной геохимии, такие как газовая хроматография (ГХ). В случае отбора биологических проб следует соблюдать соответствующие меры по охране природы, известные в данной области техники. Точно так же пробы газа и/или нефти, в которых анализируют скученные изотопы и инертные газы, можно собирать с использованием воронок или вводимых на место просачивания труб, соединенных с отборочными цилиндрами.

[0044] Как показано в блоке 314, после этапа получения проб измеряют молекулярные и изотопные сигнатуры неуглеводородных газов и углеводородов в пробах. В частности, измеряют молекулярные и изотопные сигнатуры неуглеводородных газов (например, H₂S, CO₂, N₂) и углеводородов, что включает в себя анализ сигнатур инертных газов (He, Ne, Ar, Kr и Xe) и сигнатур изотопологов или скученных изотопов неуглеводородных и углеводородных молекул (в газах, воде и/или нефтепродуктах). Изотопологи представляют собой молекулы, которые отличаются только изотопным составом. Скученные изотопы представляют собой изотопологи, которые содержат два или большее количество редких изотопов. Представляющая интерес проба может содержать воду, нефть, природный газ, осадки или породы других видов, или флюиды, присутствующие в осадках, породе, воде или воздухе. Измерение относительного содержания изотопа каждого инертного газа можно выполнять в соответствии со стандартными экстракционными способами при использовании масс-спектрометрии. Измерение относительного содержания скученного изотопа или изотополога каждого вида можно выполнять с использованием многочисленных способов, таких как масс-спектрометрия и/или лазерная спектроскопия. Экологию проб (например, осадка, морской воды, просачивающихся флюидов и т.п.) можно характеризовать рядом различных способов. Они могут включать в себя, но без ограничения ими, анализ дезоксирибонуклеиновой кислоты (ДНК), анализ рибонуклеиновой кислота (РНК), (мета) геномный анализ, (мета) протеомный анализ, (мета) транскриптомный анализ, липидный анализ и культуральные методы. Анализ может охватывать (полу) количественные оценки (например, количественной полимеразной цепной реакции (КПЦР), секвенирования последующей генерации) и качественные оценки (например, секвенирования, микроскопического исследования, фенотипа). Стандартный молекулярный анализ проводят для определения сигнатур органических веществ в углеводородах, извлеченных из пробы. Анализ может включать в себя использование сочетания газовой хроматографии и масс-спектрометрии (ГХ-МС), сочетания двухколоночной газовой хроматографии и масс-спектрометрии, а также жидкостной хроматографии. Кроме того, можно выполнять неорганический анализ проб. Анализ может включать в себя, но без ограничения ими, масс-спектрометрию с индуктивно связанной плазмой (МС-ИСП) и оптическую эмиссионную спектроскопию с индуктивно связанной плазмой. Кроме того, можно выполнять анализ химического состава газов и он может включать в себя масс-спектрометрию соотношений изотопов и газовую хроматографию.

[0045] Согласно блоку 316 выполняют интерпретацию новых молекулярных и изотопных сигнатур, в том числе сигнатур инертных газов и сигнатур скученных изотопов углеводородных и неуглеводородных молекул. Эта интерпретация включает в себя определение вида и качества углеводородов, и/или глубины углеводородной залежи, и/или объема углеводородной залежи. Например, как предложено в заявке № 61/616813 на патент США, инертные газы можно использовать для определения объема углеводородной залежи, вида углеводородов и качества нефти. Исходно природные газы и нефть свободны от инертных газов, присоединение их в результате взаимодействия с пластовой водой обеспечивает получение информации о пробах. Влияние этого взаимодействия на изотопные отношения и абсолютные концентрации инертных газов, присутствующих в углеводородной фазе, является функцией трех переменных, (i) исходной концентрации и изотопной сигнатуры инертных газов в водной фазе, (ii) растворимости инертных газов в воде и нефти (растворимость инертных газов в нефти определяется качеством нефти) и (iii) отношения объемов нефть/вода, газ/вода или газ/нефть/вода.

[0046] Исходная концентрация инертных газов в водной фазе до взаимодействия с любыми углеводородами может быть точно измерена или оценена. Инертные газы растворяются в воде во время захвата из атмосферных вод или на границе воздух/вода в случае морской воды. Поэтому на эту исходную сигнатуру оказывают преобладающее влияние атмосферные инертные газы, а именно, ²⁰Ne, ³⁶Ar, ⁸⁴Kr и ¹³²Xe. Количество инертных газов, которые растворяются в водной фазе, подчиняется закону Генри, которым устанавливается, что количество инертных газов, растворяющихся в воде, пропорционально парциальному давлению инертных газов в атмосфере (которое изменяется как функция высоты в случае захвата атмосферной водой). Постоянная Генри непосредственно связывает соленость водной фазы и окружающую температуру во время перехода инертных газов в воду. Пластовые воды, захватываемые из атмосферных вод на границе раздела воздух/почва, могут иметь дополнительную составляющую полученных из атмосферы инертных газов, которую можно рассчитать исходя исключительно из равновесия, «избыточный воздух». Эти эффекты могут подвергаться корректировкам (например, в соответствии со схемами коррекции, которые известны, например, из Aeschbach-Hertig W., Peeters F., Beyerle U., Kipfer R., “Palaeotemperature reconstruction from noble gases in ground water taking into account equilibrium with entrapped air”, Nature, 405, 1040-1044, 2000). Поэтому для любой заданной температуры результирующая сигнатура инертного газа находится между сигнатурами насыщенной воздухом водой (НВВ), насыщенной воздухом морской водой (НВМВ) и насыщенным воздухом соляным раствором (НВСР). Кроме того, радиогенные инертные газы вводятся вследствие захвата в течение радиоактивного распада минералов в геологической среде. Концентрация радиогенных инертных газов обычно возрастает с повышением времени пребывания (или возраста) пластовой воды. Эта эволюционирующая сигнатура инертного газа в водной фазе изменяется в результате смешивания и взаимодействия с другими флюидами.

[0047] Как известно в данной области техники, растворимость инертных газов в воде определяют для диапазона различных температур (например, Crovetto R., Fernandez Prini R., Japas M.L., “Solubilities of inert gases and methane in H₂O and D₂O in the temperature range of 300 to 600K”, Journal of Chemical Physics, 76 (2), 1077-1086, 1982; Smith S.P., “Noble gas solubilities in water at high temperature”, EOS Transactions of the American Geophysical Union, 66, 397 (1985). Точно так же измеряемая растворимость инертных газов в нефти возрастает с понижением плотности (Kharaka Y.K. and Specht D.K., “The solubility of noble gases in crude oil at 25-100°C”, Applied Geochemistry, 3, 137-144, 1988).

[0048] Обмен атмосферными инертными газами между пластовой водой и нефтью и/или газообразной углеводородной фазой может происходить с помощью различных процессов и степень фракционирования, создаваемая каждым из этих процессов, приводит к различным сигнатурам в разных фазах. Эти процессы можно моделировать и модели могут содержать равновесную растворимость, рэлеевское фракционирование и газопоглощение. Следствием обмена инертными газами между нефтью и водой может быть нефтяная фаза, в которой обнаруживается обогащение тяжелыми инертными газами (Kr и Xe) и связанное обеднение легкими инертными газами (He и Ne) относительно водной фазы. Это происходит вследствие более высокой растворимости тяжелых инертных газов в нефти, чем в воде. В противоположность этому взаимодействие газовой фазы с водой может привести к тому, что газовая фаза станет относительно обогащенной легкими инертными газами и обедненной тяжелыми инертными газами относительно водной фазы. Величина этого фракционирования может изменяться в зависимости от действующего процесса обмена и от плотности нефтяной фазы.

[0049] В предположении, что сигнатура геологической среды сохраняется при миграции к поверхности, фазы, которые взаимодействуют (например, нефть-вода, газ-вода и газ-нефть-вода) с просачивающимся углеводородом, можно определять измерением концентрации инертных газов в пробе углеводородов. Инертными газами обеспечивается консервативный изотопный индикатор вида углеводородов, присутствующих в геологической среде (нефть в противоположность газу). Знание растворимости инертных газов в зависимости от плотности нефти дает дополнительную информацию относительно оценки качества нефти, когда имеющийся углеводород определяют как нефть. Наконец, при условии, что две из трех переменных, которые определяют обмен инертными газами между водой и углеводородами, известны или могут быть получены моделированием, можно найти отношение объемов углеводорода и воды в подземной углеводородной залежи. На основании этого можно количественно прогнозировать объем углеводородов, имеющихся в подземной залежи.

[0050] В дополнение к использованию инертных газов для определения объема углеводородной залежи, вида углеводородов и качества нефти геохимию скученных изотопов можно использовать для определения глубины углеводородной залежи. Например, в заявке № 61/558822 на патент США описан процесс определения сигнатуры скученного изотопа любой молекулы. Сигнатура скученного изотопа любой молекулы является функцией (i) независимых от температуры процессов со случайной заселенностью (например, со стохастическим распределением) и (ii) термически равновесного изотопного обмена. Последний процесс регулируется окружающей температурой или зависит от нее. Стохастическое распределение любого изотополога можно определять на основании сигнатур объемных изотопов веществ, из которых он получен. Например, для определения стохастического распределения изотопологов метана требуется знание сигнатур ¹³С и D метана. Изотопная сигнатура углеводородных газов, которые накапливаются в подземной залежи или которые имеются на участках просачивания, может отражать изотопную сигнатуру газов, получаемых из материнской породы. По существу, эту сигнатуру можно определять параллельно во время определения характеристик углеводородов, присутствующих на участке просачивания и подставляемых непосредственно в расчет стохастического распределения. Однако могут быть случаи, когда изотопная сигнатура газов изменяется вследствие процессов, подобных смешиванию с биогенным газом. В таких случаях можно руководствоваться схемами коррекции, известными в данной области техники, например, предложенными Chung и соавторами (1988); H.M. Chung, J.R. Gormly, R.M. Squires, Origin of gaseous hydrocarbons in subsurface environments: theoretical considerations of carbon isotope distribution (под редакцией M. Schoell), “Origins of methane in the Earth”, Chem. Geol., 71 (1988), pp. 97-103 (специальный выпуск). Схему коррекции можно использовать для выполнения деконволюции таких способствующих факторов и получения исходной сигнатуры первичного изотопа, которую следует использовать при вычислении стохастического распределения.

[0051] Ожидаемое повышенное содержание или обогащение любого данного изотополога или скученного изотопа можно моделировать или определять эмпирически для любой заданной температуры. На основании измерения сигнатур скученного изотопа и изотополога данной молекулы и при известности стохастического распределения повышение измеренных концентраций относительно стохастического распределения можно использовать для определения температуры в геологической среде, из которой эта молекула получена.

[0052] В углеводородах, которые получают из подземной залежи, может сохраняться сигнатура скученного изотопа, которая дополнительно отражает температуру, при которой углеводороды сохраняются в геологической среде. Это некинетическое управление реакциями изотопного обмена в изотопологах углеводородов, которые происходят из подземной залежи, по существу является результатом большого времени пребывания углеводородов в геологической среде. Применением подходящего геотермального градиента к температуре хранения, получаемой на основании сигнатуры скученного изотопа, можно оценивать место (глубину) в геологической среде, на котором находятся связанные с просачиванием углеводородные залежи.

[0053] В качестве другого независимого способа, описанного в заявке № 61/595394 на патент США, полезного для обнаружения углеводородных залежей и мест их нахождения или глубины, экологию микроорганизмов или сигнатуру биологического маркера на участках просачивания углеводородов можно использовать для определения глубины углеводородной залежи и/или объема углеводородной залежи, и/или вида углеводородов и качества нефти. Экология является отраслью биологии, изучающей взаимодействие живых организмов с окружающей средой. Экология микроорганизмов относится к экологии небольших организмов, подобных бактериям и архебактериям. Экология охватывает биотические параметры, подобные составу сообщества (например, в которых присутствуют организмы), функции сообщества (например, которую эти организмы активно выполняют), поведению организмов, количеству организмов и образованию метаболитов. В дополнение к этому экология охватывает абиотические параметры, подобные pH, температуре, давлению и водным концентрациям различных химических веществ. Можно измерять все или некоторые из этих параметров для описания экологии просачивания углеводородов. Участки просачивания, которые связаны с углеводородными залежами, могут иметь другую экологию по сравнению с экологией участков просачивания, которые не связаны с углеводородными залежами.

[0054] Экология микроорганизмов включает в себя использование основанных на геномике и культурах способов для описания состава сообщества. (Мета) геномные, (мета) транскриптомные, (мета) протеомные и липидные измерения могут быть объединены с химическими измерениями для определения функции сообщества. Изменения температуры приводят к изменениям структуры и функции сообщества. При изменениях вида и объема углеводородов, присутствующих в залежи, изменяются структура и функция сообщества. Если просачивание связано с углеводородной залежью, эти экологические различия могут отражаться на пробах, собираемых с участка просачивания.

[0055] Пробы осадков и флюидов с или вокруг участка просачивания можно собирать и надлежащим образом сохранять. Изменения экологии этих проб может отражать состояния подземных залежей, питающих участки просачивания. Пробы с участка просачивания, не связанного с углеводородной залежью, могут не содержать экологических параметров, связанных с нагретой углеводородной средой.

[0056] Затем согласно блоку 318 данные о типе и качестве, глубине и объеме углеводородной залежи, полученные на основании экологии микроорганизмов, сигнатур скученных изотопов и инертных газов, могут быть объединены с данными дистанционных измерений, полученными в результате дистанционных измерений согласно блокам с 302 по 310, для подтверждения материальности залежи. Этот этап объединения включает в себя объединение всех аспектов модели углеводородной системы с геологическими и геофизическими данными, такими как результаты моделирования бассейна, и/или вероятностными или статистическими оценками риска. В эти оценки риска включены адекватный источник, созревание нефти, миграция, наличие и качество коллектора, размер и адекватность ловушек и уплотнение. Если аспекты оценок риска, включающих в себя результаты блоков с 312 по 318, являются достаточно положительными, принимают решение о прекращении или продолжении оставшейся части процесса.

[0057] Этап открытия месторождения включает в себя блоки с 320 по 322. Согласно блоку 320 осуществляют определение возможности доступа к углеводородам на основании измеренных данных и объединенных данных. Это определение может включать в себя учет ряда экономических факторов, которые охватывают связанное с затратами бурение скважины в зависимости от экономических выгод от открытия скважиной залежи ожидаемого размера на ожидаемой глубине с учетом соответствующих рисков. Если рентабельность считается достаточной, то согласно блоку 322 на основании определения пробуривают скважину и открывают месторождение углеводородов. Это открытие месторождения углеводородов может быть аналогично блоку 218 из фиг. 2.

[0058] Как отмечалось выше, эти дистанционные измерения и непосредственные измерения могут выполняться на подводном аппарате и/или надводном судне. Измерения могут включать в себя обнаружение мест просачивания с помощью высокоразрешающего многолучевого исследования, описанного Valentine и соавторами применительно к бассейну Санта-Барбара (2010; Valentine D.L., Reddy C.M., Farwell C., Hill T.M., Pizarro O., Yoerger D.R., Camilli R., Nelson R.K., Peacock E.E., Bagby S.C., Clarke B.A., Roman C.N., Soloway M., “Asphalt volcanoes as a potential source of methane to late Pleistocene coastal waters”, Nature Geoscience Letters, DOI: 10.1038/NGEO848). Хотя некоторые измерения могут выполняться с использованием надводного судна, затраты на выполнение региональных исследований буксируемыми устройствами, особенно на глубинах, превышающих несколько сотен метров, являются очень высокими вследствие ограниченных скоростей при удержании устройства вблизи грунта морского дна с управляемой силой натяжения, прикладываемой к обеспечивающему кабелю. Кроме того, типичное пространственное разрешение, достигаемое с помощью этих буксируемых систем, является низким (например, порядка сотен метров) по сравнению с пространственным разрешением около десяти метров, получаемым при использовании масс-спектрометра и флуорометра, включенных в состав подводного аппарата (например, автономного подводного аппарата). Кроме того, добавляются сложность и потенциальный источник погрешности, которая может возникать при сборе проб воды с борта судна, и невозможно поддерживать их свойства в конкретной ситуации.

[0059] Для повышения качества данных измерений подводный аппарат можно использовать для получения определенных данных. Подводный аппарат может включать в себя автономный подводный аппарат, дистанционно управляемый подводный аппарат, буксируемую рыбообразную капсулу или подводные аппараты с экипажем. Различные конфигурации этих автономных подводных аппаратов и способ работы могут включать в себя многочисленные различные комбинации компонентов для получения данных измерений при конкретных исследованиях. Как отмечалось выше, различные конфигурации можно использовать для выполнения непосредственных измерений на целевых местах. Эти измерения могут включать в себя анализ газов или водорастворимых углеводородов, растворенных в воде, а также находящихся в воде пузырей углеводородов с разделенными фазами. В дополнение к этому непосредственные измерения могут включать в себя информацию о геологических особенностях, связанных с участками активного просачивания углеводородов. Как отмечалось выше относительно обнаружения утечек из трубопроводов, эти подводные аппараты известны в данной области техники. См., например, Camilli and Duryea, 2007, Proc. IEEE/MTS OCEANS (IEEE/MTS, Vancouver, Canada, pp. 1-7 (10.1109/OCEANS.2007.4449412).

[0060] Например, подводные аппараты могут включать в себя многочисленные различные химические датчики. В частности, масс-спектрометрию и флуорометрию можно использовать при выполнении исследований для обнаружения углеводородов в морской окружающей среде. Для улучшения способов разведки углеводородов в автономном подводном аппарате можно использовать систему, которую можно программировать, чтобы выполнять автономные операции на любой представляющей интерес глубине поиска. То есть в системе можно получать данные измерений вблизи морского дна, следствием чего является получение почти в реальном времени с хорошим разрешением химического состава донной, придонной воды и на месте взятия пробы. Эта регистрация данных в реальном времени может давать дополнительные уточняющие сведения относительно места нахождения углеводородов.

[0061] Согласно другому примеру подводный аппарат может включать в себя датчик метана для обнаружения углеводородов вблизи грунта морского дна. Кроме того, подводный аппарат может включать в себя датчик гравитационного поля и магнитный датчик для получения дополнительных данных, которые можно сопоставлять с данными с датчика метана. Чтобы получать дополнительные технические возможности, данные измерений можно систематизировать с учетом места нахождения подводного аппарата для сопоставления с данными измерений из других исследований подземной геологии. Химические датчики можно использовать для обнаружения аномальных химических составов, связанных с участками просачивания и каналами просачивания, чтобы картографировать эти аномалии относительно геологических объектов и чтобы отличать термогенный газ от биогенного и газ от нефти. Кроме того, датчики можно использовать при выполнении химического и изотопного анализов углеводородов, чтобы определять, каким является источник просачивания, термогенным или биогенным. Каждый из этих различных датчиков может быть включен в состав подводного аппарата для повышения качества собираемых и анализируемых данных измерений.

[0062] В соответствии с этим согласно некоторым вариантам осуществления подводные аппараты (например, подводный аппарат без экипажа) могут включать в себя датчики, способные обнаруживать химические и физические аномалии, которые указывают на просачивания углеводородов, и сопоставлять их с конкретным местом. Кроме того, химическая специфика применяемых датчиков, особенно подводного масс-спектрометра, дополненного флуорометром, может позволять проводить различия между термогенными просачиваниями и биогенными просачиваниями и определять, чем вызвано просачивание, газом, нефтью или газом и нефтью. Датчики могут включать в себя масс-спектрометр, детектор метана, флуорометр, многолучевой гидролокатор (МГ), придонный профилограф (ПП), гидролокатор бокового обзора (ГБО) и камеру [при протяженном океанографическом исследовании]. Независимо от этого датчики можно использовать для составления карты видов и концентраций углеводородов, которую можно использовать для обозначения присутствия углеводородной системы и связей с ней поверхности дна и геологической среды. В дополнение к этому с помощью датчиков можно отличать биогенные углеводороды от термогенных углеводородов, нефть от газа и получать дополнительную информацию относительно мест отбора кернов падающим керноотборником и поршневой трубкой и мест дополнительного отбора проб.

[0063] Использование подводного аппарата повышает возможность эффективного обнаружения участков просачивания углеводородов на протяжении большого района экономически выгодным способом. Это достигается за счет сочетания приборов для непосредственных измерений с приборами для дистанционных измерений. Таким образом, можно улучшать модели геологической среды и уменьшать риск при разведке. Кроме того, регистрацию данных этих непосредственных измерений можно выполнять без больших затрат и эффективно в региональном масштабе. В результате может быть улучшен процесс разведки и повышена возможность определения протяженностей зон нефтегазонакопления и установлена очередность выполнения работ.

[0064] В качестве примера автономного подводного аппарата на фигуре 4 представлена структурная схема автономного подводного аппарата согласно примеру варианта осуществления предложенных способов. В этом автономном подводном аппарате 400 блок 402 управления процессом используется для управления навигационными компонентами и измерительными компонентами. Блок 402 управления процессом включает в себя процессор 403, запоминающее устройство 404 и набор инструкций (например, основной навигационный модуль 410 и основной измерительный модуль 420), которые сохраняются в запоминающем устройстве 404 и могут исполняться блоком 402 управления процессом. Электропитание для блока 402 управления процессом может подаваться с одной или нескольких батарей 406. Кроме того, блок 402 управления процессом может включать в себя коммуникационный компонент 408, который может включать в себя антенну и другое оборудование для организации связи с другими системами, такими как морское судно и/или глобальная система местоопределения.

[0065] Навигационные компоненты автономного подводного аппарата 400 могут включать в себя основной навигационный модуль 410, компонент картирования, такой как гидролокационный компонент 412, компонент 416 датчиков движения и двигательный компонент 418. Основной навигационный модуль может работать при исполнении процессором наборов инструкций, предназначенных для управления различными навигационными компонентами, вычисления пути автономного подводного аппарата, получения сигналов (например, сигналов глобальной системы местоопределения и/или сигналов, определяющих траекторию движения, по беспроводной линии связи), связи с двигательными системами для управления рулевым механизмом и/или скоростью автономного подводного аппарата, получения данных с датчиков движения и/или вычисления местоположения автономного подводного аппарата на основании различных данных (например, данных глобальной системы местоопределения, данных, определяющих траекторию движения, по беспроводной линии связи, данных с датчиков движения и данных с компонента картирования). Гидролокационный компонент 412 может включать в себя гидролокационное измерительное оборудование для посылки и приема гидролокационных сигналов и передачи соответствующих гидролокационных данных к основному навигационному модулю. Кроме того, гидролокационный компонент 412 можно использовать для обнаружения углеводородов за пределами автономного подводного аппарата (например, в жидкой среде за пределами автономного подводного аппарата, такой как водная масса, в которой расположен автономный подводный аппарат). Компонент 416 датчиков движения может включать в себя различные датчики и другое оборудование для получения данных с датчиков движения относительно сил, воздействующих на автономный подводный аппарат 400 (например, течений и потоков жидкости). Компонент 416 датчиков движения может включать в себя процессор, который соединен с гироскопом, датчиком глубины, измерителем скорости наряду с различными другими измерителями, для определения ориентации или других параметров автономного подводного аппарата. Кроме того, двигательный компонент 418 может включать в себя два узла гребных винтов, защищенных опорным элементом гребных винтов, двигатель, соединенный с батареями 406.

[0066] Измерительные компоненты автономного подводного аппарата 400 могут включать в себя основной измерительный модуль 420, компоненты 422а-422с измерения удельного сопротивления, съемочные компоненты 424а-424с и/или другие компоненты 426 обнаружения углеводородов наряду с гидролокационным компонентом 412. Основной измерительный модуль может работать при исполнении процессором наборов инструкций, предназначенных для управления различными измерительными компонентами, определения наличия углеводородов за пределами автономного подводного аппарата (например, в жидкой среде за пределами автономного подводного аппарата, такой как водная масса, в которой расположен автономный подводный аппарат), связи с двигательными системами для управления рулевым механизмом и/или скоростью автономного подводного аппарата при обнаружении углеводородов, получения данных измерений и определения местоположения автономного подводного аппарата на основании различных признаков углеводородов, и сохранения некоторых данных измерений и данных о местоположении автономного подводного аппарата. Компоненты 422а-422с измерения удельного сопротивления могут включать в себя различные датчики, которые выполнены с возможностью обнаружения удельного сопротивления при контакте с жидкой средой вблизи автономного подводного аппарата и передачи этих измерений к процессору, который сконфигурирован для посылки и приема команд, обработки данных об удельном сопротивлении и для обмена данными об удельном сопротивлении и/или некоторыми сообщениями с основным измерительным модулем 420. Съемочные компоненты 424а-424с могут включать в себя различные камеры, которые выполнены с возможностью получения различных изображений (например, изображений, которые могут быть подвергнуты воздействию различных фильтров) флюидов, батиметрических особенностей, биологических сообществ, пузырьков и т.д. вблизи пути автономного подводного аппарата и передачи этих изображений к процессору, который сконфигурирован для посылки и приема команд, обработки изображений и для обмена данными с камеры и/или некоторыми сообщениями с основным измерительным модулем 420. Другие компоненты 426 обнаружения углеводородов могут включать в себя различные трубопроводы и оборудование, которое используется для получения данных измерений вблизи автономного подводного аппарата. Другие компоненты обнаружения углеводородов могут включать в себя компонент поляризации флуоресценции, флуорометрический компонент, компонент беспроводной связи (например, акустический компонент и/или гидролокационный компонент 412), компонент метана, компонент температуры, компонент масс-спектрометра и/или другие подходящие измерительные компоненты. Например, компонент температуры обычно имеет термопару или термосопротивление (ТС). Например, данные измерений могут включать в себя акустические изображения, акустические данные, данные о температуре, флуорометрические данные и/или данные о поляризации. Кроме того, другие компоненты 426 обнаружения углеводородов могут включать в себя процессор, сконфигурированный для посылки и приема команд, для обработки измеренных данных и для обмена измеренными данными и/или некоторыми сообщениями с основным измерительным модулем 420.

[0067] Части оборудования в автономном подводном аппарате 400 могут быть соединены друг с другом посредством физических кабелей для организации распределения энергии от батарей 406 и для обмена данными между частями оборудования. Например, распределение энергии между блоком 402 управления процессом, одной или несколькими батареями 406 и коммуникационным компонентом 408 осуществляется по линиям 409, тогда как распределение обмена данными между блоком 402 управления процессом и коммуникационным компонентом 408 осуществляется по линии 407. На этой схеме ради простоты не показаны другие линии для обмена данными и распределения энергии. Кроме того, связь между некоторыми устройствами может быть беспроводной связью. В соответствии с этим конкретной конфигурацией автономного подводного аппарата обеспечивается гибкость при получении данных различных видов, которое может быть организовано в определенных местах.

[0068] Многочисленные различные датчики могут быть предпочтительными для дополнительной проверки измеренных данных с одного из датчиков. Например, наличие одного лишь метана не позволяет четко отличать биогенный газ от термогенного газа и различать, что имеется, жирный газ и/или нефть. Биогенный газ обычно не является задачей обычной разведки, хотя он может разведываться в некоторых средах. Образование биогенного газа связано с метанобразующими бактериями, которые в некоторых случаях восстанавливают CO₂ и окисляют органическое вещество с образованием только метана в мелкозалегающих средах. По существу, наиболее часто небольшие количества метана (C₁) обнаруживают в мелкозалегающих морских осадках, которые являются малозначимыми для разработки, эффективно действующими как «загрязнитель» в отсутствие других индикаторов углеводородов. С другой стороны, термогенный газ образуется в богатой органикой материнской породе на глубине, на которой образуются в огромном количестве углеводородные газы (С₁-C₅) и более тяжелые жидкости (нефть). Масс-спектрометром можно анализировать метан, этан, пропан и высшие углеводороды (до 200 а.е.м. (а.е.м - атомная единица массы)), что позволяет провести различие между биогенным и термогенным газами, жирным газом и понять, с чем в первую очередь связано просачивание, с нефтью или газом или с комбинацией нефти и газа. К масс-спектрометру добавляют флуорометр для выявления присутствия ароматических соединений, указывающих на обогащенные жидкостью углеводороды.

[0069] Хотя масс-спектрометр способен анализировать массы до 200 а.е.м., чувствительность при небольших атомных массах (например, меньше 70 а.е.м.) становится больше. В результате некоторые небольшие массы (на самом деле отношение массы к заряду или m/z), которые обычно являются характерными для соединения, представляющего интерес для разведки углеводородов, могут быть полезными при разведке углеводородов. Используют эти массы или отношения, которые обычно сохраняются постоянными в воде. Например, для этого обычно выбирают воду с массой 17, представленную ¹⁶O¹H⁺. Кроме того, имеется дополнительная сложность, связанная с некоторыми массами, не позволяющая однозначно различать одно соединение. Примером является масса 16, которая представляет собой первичный индикатор для метана (¹²C¹H₄) и кислорода (¹⁶O). Для исключения значительных вкладов от мешающих соединений метан измеряют при массе 15, а не 16, или отношение 15/17 а.е.м. используют для обозначения количества метана при конкретном измерении. При использовании этого отношения предполагают, что любая флуктуация пика иона воды обусловлена изменчивостью характеристики измерительного прибора (например, дрейфа измерительного прибора), поскольку концентрация воды хорошо известна. Некоторые обычно используемые значимые массы (или отношения массы к заряду) включены в таблицу 1, приведенную ниже.

Таблица 1 Массы (отношения массы к заряду), обычно используемые при определении местоположения и характеристик просачиваний углеводородов m/z Интерпретированное соединение Аббревиатура 4 Гелий (He⁺) He 14 Азот (N⁺ и N₂⁺⁺) плюс некоторое количество метана и этана АЗ 15 Метан (или фрагмент С₁ метила)(СН₃⁺) МЕТ или С₁ 17 Вода (¹⁶О¹Н⁺) Н₂О 20 Вода (Н₂¹⁸О⁺) 22 Диоксид углерода (СО₂⁺⁺) 28 Азот (N₂⁺) 30 Этан (или фрагмент С₂ этила)(С₂Н₆⁺); этан иногда имеет значение 27 ЭТ или С₂ 32 Кислород (¹⁶О₂⁺) О₂ 34 Сероводород (H₃S⁺) и кислород ¹⁶О¹⁸О Н₂S 39 Различные фрагменты пропана (С₃Н₈) ПРО 40 Аргон (Ar⁺) Ar 41 Пропан (или фрагмент С₃ пропила)(С₃Н₇⁺); пропан иногда имеет измеренное значение 39 или 43, если нет основных помех (например, от СО₂ со значением 44) С₃⁺ 44 Диоксид углерода (СО₂⁺) СО₂ 55 Фрагмент С₄ нафтена (С₄Н₇⁺) НАФ 57 Фрагмент С₄ парафина (С₄Н₉⁺) ПАР 58 Различные фрагменты бутана (С₄Н₁₀) БУТ 60 Уксусная кислота (СН₃СООН⁺) или карбонилсульфид (COS⁺) УК 78 Бензол (С₆Н₆⁺) БЕН 91 Толуол (С₇Н₇⁺) ТОЛ 97 Алкилированный нафтен (С₇Н₁₃⁺) АН 106 Ксилол (С₈Н₁₀⁺) КСИЛ

[0070] Масс-спектрометр, размещенный в автономном подводном аппарате, может обеспечивать быстрое измерение масс в диапазоне от 1 а.е.м. до 200 а.е.м. для пробы воды примерно каждые 5 с, но точное значение зависит от глубины воды. Наличие С₁, С₂, С₃⁺, парафинов, нафтенов и ароматического бензола и толуола (иногда ксилола), а также неуглеводородных газов, CO₂, H₂S, N₂, Ar и He или содержание их в различных соотношениях позволяет осуществлять имеющую практическое значение интерпретацию для определения местоположения и характеристик участков просачивания углеводородов. Биогенный газ состоит только из метана (изредка с очень небольшим количеством этана) и называется сухим газом. Термогенный газ обычно имеет переменные количества тяжелых и легких углеводородов С₂-С₅ и называется жирным газом.

Таблица 2 Отношения, использованные для определения масс-спектрометром содержания в источнике сухого или жирного газа Сухой газ Жирный газ (С₂/С₁)1000 <8 >8 С₁(С₂+С₃) >100 <100

[0071] В таблице 2 показаны общие правила проведения различий между сухим газом и жирным газом при масс-спектрометрических измерениях. Сухой газ также может быть термогенным, получаемым из очень зрелых материнских пород. Масс-спектрометрические данные могут позволить провести различие между сухим биогенным газом, который характеризуется относительно большим количеством ¹²С, и сухим термогенным газом, который характеризуется относительно большим количеством ¹³С. Жирные газы могут быть связаны с нефтью. Более значительные количества соединений с высокой массой, таких как с 55 а.е.м. (нафтены) и 57 а.е.м. (парафины), водорастворимый ароматический бензол, толуол и ксилол, являются более индикативными относительно просачиваний нефти. Кроме того, отношение 57/55 можно использовать для определения наличия утечки из углеводородных залежей, содержащих нефть, жирный газ или сухой газ. Парафин/нафтен с отношениями (57/55) меньше 0,5 является индикативным относительно биоразложившейся сырой нефти, отношения 0,5-2,0 характеризуют нормальную нефть, отношения от 2 до 4 являются типичными для жирного газа или конденсата и отношения больше 4 указывают на сухой газ. Флуорометр дополняет масс-спектрометр при обнаружении ароматических соединений; при этом обнаруживаются преимущественно просачивания нефти. С другой стороны, масс-спектрометр дополняет флуорометр в том, что, поскольку органическое вещество современной эпохи (например, не связанное с термогенными углеводородами) сильно флуоресцирует и обычно загрязнено, оно обнаруживается флуорометром. Однако значительные отклики на углеводороды, связанные с органическим веществом современной эпохи, не могут обнаруживаться масс-спектрометрией. Сильные отклики масс-спектрометра на неуглеводородные газы, СО₂, H₂S или N₂ при наличии или отсутствии углеводородов могут указывать на утечку флюидов, связанных с захваченными в залежах газами, обычно нерентабельными, которые заполняют пространство ловушек при миграции углеводородов. Эти химические измерения создают риски, связанные с неуглеводородными газами, подлежащими оцениванию при осуществлении программы разведочных работ.

[0072] Согласно одному или нескольким вариантам осуществления подводный аппарат без экипажа может быть снабжен датчиками для обнаружения и определения места просачивания с морского дна в водяной столб. Место просачивания термогенных углеводородов указывает на активную углеводородную систему. Химические датчики, которые могут, в частности, включать в себя масс-спектрометр и флуорометр, можно использовать для проведения различия между термогенными и биогенными углеводородными источниками.

[0073] В качестве конкретного примера аппаратом без экипажа может быть автономный подводный аппарат. С использованием автономного подводного аппарата можно исследовать региональную площадь (например, представляющие интерес площади) путем сбора придонных профилей, данных батиметрии и обратного рассеяния вдоль линии движения и использования данных для разрешения объектов меньше 1 м в поперечнике. Одновременно на автономном подводном аппарате можно анализировать химию воды бортовым масс-спектрометром примерно каждые 5 с при пространственном разрешении около 10 м. Кроме того, на автономном подводном аппарате можно измерять акустическую чувствительность относительно акустики надводного корабля, что может быть полезно при глубоководных исследованиях. В таком случае химические данные, данные приповерхностной геологии и данные интерпретации сейсмических данных могут быть объединены, картированы и сведены в модель геологической среды. Вместе с этой моделью геологической среды измеренные данные можно использовать для прослеживания площадей, потенциально представляющих геологический интерес (например, разрывов, стратиграфических выклиниваний, признаков выхода флюидов), определения мест нахождения каналов активного просачивания газа/нефти, с которых можно отбирать пробы для получения дополнительных данных непосредственных измерений. Этим процессом можно получать информацию для выполнения сопоставления участков просачивания с путями миграции в геологической среде.

[0074] Согласно одному или нескольким вариантам осуществления различные датчики можно использовать для обнаружения пузырьков вблизи морского дна и в водной массе. Например, батиметрическое представление или акустическое представление обратного рассеяния можно использовать для обнаружения потенциальных просачиваний путем обнаружения пузырьков, выходящих из морского дна. Точно так же пузырьки, связанные с углеводородами из участков активного просачивания, можно обнаруживать путем сравнения сейсмических или акустических свойств пузырьков с аналогичными свойствами окружающей морской воды.

[0075] Кроме того, согласно некоторым вариантам осуществления данные акустического обратного рассеяния могут способствовать выявлению аномального удельного сопротивления морского дна, которое может показывать место нахождения карбонатных известняков, микробных матов или черных сульфидов железа, которые указывают на биологические процессы, при которых углеводороды разрушаются или образуются на местах просачивания.

[0076] Согласно другим вариантам осуществления батиметрические представления могут включать в себя вогнутые понижения, грязевые вулканы, разрывы и т.д. Эти измеренные данные могут указывать на возможные пути миграции углеводородов из геологической среды к морскому дну.

[0077] Согласно одному или нескольким вариантам осуществления масс-спектрометр можно использовать на месте проведения работ для химического обнаружения, например масс-спектрометр с мембранным вводом (МСМВ). В этой системе флюид проходит через мембрану на одной стороне, тогда как вакуум создается на другой стороне. Углеводороды и другие газы проходят через мембрану в измерительный прибор вследствие градиента давления, где они ионизируются и разделяются в соответствии с отношением массы к заряду. Масс-спектрометр с мембранным вводом может иметь чувствительность к химических веществам до 200 а.е.м. в массе материала; обычно чувствительность выше к легким соединениям. См., например, Camilli R.C., Duryea A.N., 2009, “Characterizing spatial and temporal variability of dissolved gases in aquatic environments with in situ mass spectrometry”, Environmental Science and Technology, 43 (13):5014-5021, и работу SRI, Bell R.J., Short R.T., van Ameron F.H.W. and Byrne R.H., 2007, “Calibration of an in situ membrane inlet spectrometer for measurement of dissolved gases and volatile organics in seawater”, Environ. Sci. Technol., 41:8123-8128, [doi:10.1021/es070905d]. Метан и высшие углеводороды можно обнаруживать на уровне 1 части на миллиард, и данные можно собирать непрерывно с интервалами около 5 с. Этими интервалами определяется пространственное разрешение датчика, которое находят с учетом скорости подводного аппарата. Одновременное обнаружение многочисленных видов углеводородов полезно при определении, каким является источник, термогенным или биогенным. В случае метана предел обнаружения для этих систем находится между 20 наномоль и 56 наномоль. Этими измерительными приборами анализируются вещества, растворенные в воде, а не состав пузырьков. Предполагается, что концентрация растворенных углеводородов может быть выше вблизи мест просачивания или вблизи факелов пузырьков, содержащих углеводороды. Также предполагается, что термогенные углеводороды можно отличать от биогенных углеводородов на основании массового спектра. Отношение С₁:(С₂+С₃), объединенное с относительным содержанием ¹³С, было связано с основными свойствами источника в работе Sackett W.M. (1977). Благодаря масс-спектрометру с мембранным вводом можно повышать скорость любых исследований кернов, отбираемых падающим керноотборником, сейсмических или других исследований на местах, где обнаружены термогенные углеводороды.

[0078] Согласно одному или нескольким вариантам осуществления можно использовать один или несколько датчиков метана. Датчики метана основаны на удельной проводимости или инфракрасной спектроскопии. В некоторых датчиках метана флюид проходит через поддерживаемую силиконовую мембрану в камеру, которая содержит кислород и оксид олова. Когда метан поглощается в слое оксида олова, он взаимодействует с кислородом, присутствующим в измерительной камере. При этом взаимодействии изменяется сопротивление, измеряемое прибором. Датчик реагирует медленно и при буксировке равновесие не может достигаться. Однако концентрация выше участка просачивания может приводить к выбросу сигнала менее чем за одну минуту (Lamontagne et al., 2001; Lamontagne R.F., Rose-Pehrsson S.L., Grabowski K.E., Knies D.L., “Response of METS sensor to methane concentrations found on the Texas-Louisiana shelf in the Gulf of Mexico”, Naval Research Laboratory report NRL/MR/6110-01-8584). Поскольку газ диффундирует в соответствии с законом Генри, различие парциальных давлений метана на протяжении мембраны вызывает поступление метана по всему датчику в обоих направлениях. Вследствие зависимости от диффузии скорость установления равновесия датчика снижается, следствием чего является меньшее пространственное разрешение по сравнению с разрешением масс-спектрометра. Для подтверждения наличия мест просачивания можно использовать только выбросы, обнаруживаемые в данных. В качестве другого примера датчик метана может быть основан на инфракрасной (ИК) спектроскопии. В этой системе лазер настраивают на полосу поглощения в ближней инфракрасной области спектра, характерную для метана. Время реакции датчика аналогично времени реакции датчика метана, описанного выше. В других датчиках метана может использоваться вакуум для обеспечения прохождения метана через мембрану. Разделение на мембране уменьшает помеху от жидкости во время анализа и может обеспечивать большее разрешение, но становится несостоятельным проведение различия между термогенными и биогенными источниками.

[0079] В одном или нескольких вариантах осуществления могут использоваться один или несколько флуорометрических датчиков. В этих датчиках используются ароматические углеводороды, которые флуоресцируют при возбуждении светом в ультрафиолетовой части спектра или при длинах волн ультрафиолетовой части спектра (обычно вследствие поглощения электронов π-π^*), при этом некоторые области значительно ярче, чем области, которые не содержат ароматических углеводородов. Поскольку некоторые насыщенные углеводороды не излучают флуоресцентных фотонов при возбуждении ультрафиолетовым светом (например, метан, этан, пропан), этот датчик является полезным для участков просачивания, содержащих, например, бензол, толуол и ксилол. Хотя флуорометрией не обеспечивается конкретное распознавание наличия углеводородов, ее можно использовать совместно с другими датчиками для выявления термогенного источника. Поскольку флуоресценция является эффективным химическим процессом, предел обнаружения может быть порядка нескольких пикомолей (то есть 0,004 наномоль).

[0080] Кроме того, датчики можно использовать для дифференциации просачиваний углеводородов на основании нахождения отличий от фоновых значений и/или дифференциации уровней просачивания. То есть предложенными способами можно надежно проводить различие между химией фоновых углеводородов и аномальных углеводородов в воде и также можно получать уровень просачивания из источника. Например, после того как потенциальные просачивания идентифицированы на целевом месте, на автономном подводном аппарате, несущем соответствующие датчики (например, масс-спектрометр, флуорометр и т.д.) можно отличать количества аномальных углеводородов от фоновых значений и тем самым надежно обнаруживать просачивание углеводородов. Кроме того, на площадях без просачивания предложенными способами можно сокращать или исключать ложные результаты путем обнаружения специфических химических маркеров. Например, обнаружение этана и пропана может указывать на загрязнение воды, возникшее в результате сжигания очищенных углеводородов, и на обнаружение ароматических веществ из органического вещества современной эпохи. На площадях с низким просачиванием можно надежно обнаруживать характеристики еле уловимого просачивания. Эти еле уловимые химические аномалии могут зависеть от параметров процедуры сбора данных и фоновых химических условий дифференциации углеводородов при обнаружении. Таким образом, потенциальные просачивания, которые дают химические аномалии, могут быть исключены из перечня мест потенциального просачивания. Этим можно сокращать дополнительные последующие операции для этих площадей (например, отборы кернов падающим пробоотборником или поршневой трубкой, получение проб газа и жидкости), что дополнительно повышает эффективность процесса.

[0081] При наличии этих обнаруженных аномалий можно составить карту или модель на сеточной основе или картирование может осуществляться автономно на подводном аппарате с помощью программируемого искусственного интеллекта. Картированные аномалии можно использовать для определения местоположения зоны просачивания и для связи утечки углеводородов с региональными геологическими особенностями, такими как зоны разрывов и стратиграфические выклинивания вблизи границы бассейна. Кроме того, картирование может включать в себя отображение геохимических характеристик аномалии для проведения различий между биогенными и термогенными просачиваниями, между газом и нефтью, определения жирности газа и качества нефти (например, приближенной плотности в градусах Американского нефтяного института).

[0082] Согласно одному или нескольким вариантам осуществления потенциальные просачивания углеводородов (полученные на основании детекторов, установленных на судне, или на основании детекторов на автономном подводном аппарате) могут быть исследованы при использовании сочетания многолучевого гидролокатора (МГ) для обнаружения топографии, текстуры и плотности морского дна и придонного профилографа для обнаружения газовых аномалий и гидратных слоев в мелкозалегающей геологической среде, связанных с отражениями от дна. Предполагается, что химические датчики можно использовать для определения местоположений химических аномалий, связанных с просачиваниями и каналами просачиваний, для картирования этих аномалий относительно геологических особенностей и для проведения различий между термогенным и биогенным газами и между газом и нефтью.

[0083] Двухуровневый подход можно использовать применительно к площади 100000 км² для выявления просачивания углеводородов с использованием усовершенствованных геофизических способов и последующим использованием полностью автономных подводных аппаратов, снабженных низкоэнергетическими химическими и акустическими датчиками. В связи с использованием усовершенствованных технологий в двигательной установке и датчиках эти автономные подводные аппараты также могут быть спускаемыми с берега или спускаемыми с судна. Автономные подводные аппараты можно спускать даже с воздуха. Высокоразрешающие акустические приборы (многолучевой гидролокатор) для получения батиметрических изображений, поверхностной текстуры морского дна и обнаружения пузырьков в водяном столбе могут требоваться для выявления просачиваний в глубоководных средах. После успешного выявления просачиваний взаимодействующую группу низкоэнергетических автономных подводных аппаратов оснащают масс-спектрометром, флуорометром и акустическими датчиками (придонным профилографом, гидролокатором бокового обзора) для выполнения задач обнаружения и картирования углеводородных аномалий, согласованных со всеми предшествующими геологическими данными. Этот подход можно использовать для ответа на основные вопросы относительно активных углеводородных систем, региональной выборочности и протяженностей зон нефтегазонакопления. Более конкретные применения также включают в себя определение местоположений каналов в морском дне для отбора проб скученных изотопов, инертных газов и микробных экологических сцеплений из зон просачивания на всем протяжении мест нахождения геологических особенностей (например, разрывов, стратиграфических выклиниваний) на путях миграции из геологической среды или в случае особых условий, например подледных, на площадях с ограниченной сезонной благоприятной обстановкой, использование данных о местоположениях при исследованиях на надводном судне. Для этого способа требуются низкоэнергетические автономные подводные аппараты, способные работать согласованно в автономном режиме, обладающие возможностью точно определять местоположение, возможностью регистрации/передачи большого количества данных и дополнительной возможностью использования мощных акустических датчиков. С учетом большой протяженности района использование физических датчиков, с помощью которых можно относительно быстро исследовать несколько тысяч квадратных километров (например, способа, такого как океаническое дистанционное акустическое волноводное измерение (ОДАВИ), дает больше шансов на успех, чем использование чисто химических датчиков.

[0084] В дополнение к некоторым конфигурациям использованием многочисленных измерительных компонентов (например, различных датчиков обнаружения углеводородов) можно дополнительно повышать достоверность измерений при обнаружении углеводородов. Например, некоторые из компонентов (например, датчики) могут не обнаруживать углеводороды при определенных условиях. В качестве конкретного примера камера не может обнаруживать углеводороды, если капли углеводородов слишком мелкие и диффузно рассеяны, хотя она может показывать другой плавающий мусор. Однако с помощью камеры легко идентифицировать микробные маты, связанные с углеводородами, которые обычно имеют большой цветовой контраст относительно окружающего морского дна. Точно так же беспроводные датчики (например, акустические или гидролокационные датчики) могут регистрировать сигналы (например, электромагнитные, акустические или другие), которые не создаются просачиваниями, а являются результатом действия подводного оборудования или деятельности животных. Однако, если акустическими датчиками обнаруживаются определенные сигналы или звуки, которые указывают на просачивание углеводородов, то датчик метана, масс-спектрометр или камеру можно использовать для подтверждения утечки (например, присутствия углеводородов). Таким образом, при использовании многочисленных датчиков можно снижать вероятность ошибочного обнаружения просачивания.

[0085] В качестве дополнительного усовершенствования автономные подводные аппараты можно использовать для ускорения исследований района с возможными участками просачивания. В качестве примера два или большее количество автономных подводных аппаратов можно спускать с одного судна в районе для покрытия отдельных участков или сегментов площади на основании геологических особенностей, которые могут обеспечивать пути миграции (например, линий разрывов на морском дне, границ разделов между соляными куполами и окружающими осадками). При распределении автономных подводных аппаратов на всем протяжении этих возможных мест просачивания, которые могут перекрываться, автономные подводные аппараты можно использовать для исследований района за меньшее время по сравнению с предшествующими способами исследований. То есть район можно разделять на различные участки на основании выявления площадей, более благоприятных для обнаружения просачивания исходя из геологических соображений, с отдельным участком для каждого из автономных подводных аппаратов. В результате мониторинг различных участков можно осуществлять параллельно.

[0086] В качестве примера на фиг. 5 представлена структурная схема вычислительной системы 500, которую можно использовать для осуществления любого из способов, раскрытых в этой заявке. Центральный процессор (ЦП) 502 соединен с системной шиной 504. Центральный процессор 502 может быть любым центральным процессором общего назначения, хотя другие виды архитектур центрального процессора 502 (и другие компоненты приведенной в качестве примера системы 500) можно использовать, если только центральный процессор 502 (как и другие компоненты системы 500) поддерживает действия изобретения, описанные в этой заявке. Центральный процессор 502 может исполнять различные логические инструкции в соответствии с раскрытыми аспектами и методологиями. Например, центральный процессор 502 может исполнять инструкции машинного уровня для выполнения обработки в соответствии с аспектами и методологиями, раскрытыми в этой заявке.

[0087] Кроме того, вычислительная система 500 может включать в себя компоненты компьютера, такие как оперативное запоминающее устройство (ОЗУ) 506, которое может быть статическим оперативным запоминающим устройством, динамическим оперативным запоминающим устройством, синхронным динамическим оперативным запоминающим устройством или аналогичным. Вычислительная система 500 может также включать в себя постоянное запоминающее устройство (ПЗУ) 508, которое может быть программируемым постоянным запоминающим устройством, стираемым программируемым постоянным запоминающим устройством, электрически стираемым программируемым постоянным запоминающим устройством или аналогичным. В оперативном запоминающем устройстве 506 и постоянном запоминающем устройстве 508 сохраняются пользовательские и системные данные и программы, известные в данной области техники. Вычислительная система 500 может также включать в себя адаптер 510 ввода вывода (В/В), коммуникационный адаптер 522, адаптер 524 пользовательского интерфейса и дисплейный адаптер 518. В некоторых аспектах и способах адаптер 510 ввода-вывода, адаптер 524 пользовательского интерфейса и/или коммуникационный адаптер 522 обеспечивают пользователю возможность взаимодействия с вычислительной системой 500 для ввода информации.

[0088] Предпочтительно, чтобы адаптер 510 ввода-вывода соединял устройство (устройства) 512 хранения данных, такое как один или несколько жестких дисков, компакт-диск (КД), накопитель на гибких магнитных дисках, ленточный накопитель и т.д., с вычислительной системой 500. Устройство (устройства) хранения данных может использоваться, когда объем памяти оперативного запоминающего устройства 506 недостаточен для сохранения данных, связанных с выполнением действий вариантов осуществления предложенных способов. Система хранения данных вычислительной системы 500, раскрытой в этой заявке, может использоваться для сохранения информации и/или других данных, используемых или создаваемых. Коммуникационный адаптер 522 может соединять вычислительную систему 500 с сетью (непоказанной), и этим может обеспечиваться ввод информации в систему 500 и вывод информации из нее через сеть (например, через глобальную сеть, локальную сеть, беспроводную сеть, любое сочетание указанных сетей). Адаптер 524 пользовательского интерфейса соединяет пользовательские устройства ввода, такие как клавиатуру 528, указывающее устройство 526 и т.п., с вычислительной системой 500. Дисплейный адаптер 518 управляется центральным процессором 502 для осуществления отображения на дисплейном устройстве 520 с помощью дисплейного драйвера 516. Информация и/или представления в виде одного или нескольких двумерных холстов и одного или нескольких трехмерных окон могут отображаться в соответствии с раскрытыми аспектами и методологиями.

[0089] Архитектуру системы 500 можно изменять по желанию. Например, можно использовать любое подходящее процессорное устройство, в том числе, но без ограничения ими, персональные компьютеры, портативные компьютеры, компьютерные рабочие станции и многопроцессорные серверы. Кроме того, варианты осуществления можно реализовывать на основе специализированных интегральных схем (СИС) или сверхбольших интегральных схем (СБИС). Фактически, специалисты в данной области техники могут использовать любое количество подходящих структур, способных выполнять логические операции в соответствии с вариантами осуществления.

[0090] Согласно одному или нескольким вариантам осуществления способ может быть реализован в рамках машиночитаемой логики, набора инструкций или кода, при выполнении которых реализуется способ определения наличия и/или оценивания информации, такой как глубина, тип, качество, объем и положение подземной углеводородной залежи, на основании проб, относящихся к ней. Код может использоваться или выполняться вычислительной системой, такой как вычислительная система 500. Вычислительную систему можно использовать для сохранения наборов инструкций, которые используются при обработке данных, в различных способах измерений, при управлении подводным аппаратом без экипажа и в других аспектах предложенных способов.

[0091] Например, при выполнении способов можно использовать камеру для получения изображений. Машиночитаемая логика может включать в себя способ, сконфигурированный для получения множества первых изображений и множества вторых изображений; а обработка изображений может включать в себя пропускание одного из множества первых изображений и множества вторых изображений через фильтр и сравнение по меньшей мере одного из множества первых изображений или по меньшей мере одного из множества вторых изображений с фильтрованным изображением для определения наличия углеводородов в водной массе и выдачу признака в случае превышения порога при сравнении. Съемочный компонент можно выполнять с возможностью получения множества первых изображений с первого детектора и множества вторых изображений со второго детектора; пропускания одного из множества первых изображений и множества вторых изображений через фильтр и сравнения по меньшей мере одного из множества первых изображений или по меньшей мере одного из множества вторых изображений с фильтрованным изображением для определения наличия углеводородов в водной массе и выдачи признака в случае превышения порога при сравнении.

[0092] В качестве другого примера в предложенных способах может использоваться машиночитаемая логика, которая сконфигурирована для обработки данных от двух или большего количества измерительных компонентов, при этом данные от каждого из соответствующих измерительных компонентов имеют вес, налагаемый на эти данные с учетом соответствующего измерительного компонента. Два или большее количество измерительных компонентов могут управляться основным измерительным компонентом так, что данные от каждого из соответствующих по меньшей мере двух измерительных компонентов передаются к основному измерительному модулю, а основной измерительный модуль выполнен с возможностью придания веса данным, принимаемым от соответствующих измерительных компонентов. В частности, чтобы получать данные измерений, в логике могут использоваться данные различных измерений для приведения в действие некоторых измерительных компонентов, которые бездействовали до приведения в действие. В качестве конкретного примера логика может быть сконфигурирована для получения данных с каждого из соответствующих измерительных компонентов в организованном порядке, таком как последовательный порядок с учетом соответствующего измерительного компонента.

[0093] Согласно еще одному примеру для получения данных измерений система может включать в себя логику для мониторинга водной массы, сконфигурированную для измерения одного или нескольких из концентрации pH и степени окисления водной массы; для измерения магнитных аномалий посредством многокомпонентных магнитометров; получения биологических и химических проб одного или нескольких из жидкостей, газов и осадков для определения глубины, типа, качества, объема и местоположения подземной углеводородной залежи на основании данных измерений; для измерения молекулярных и изотопных сигнатур неуглеводородных газов и углеводородов в водной массе и для получения данных измерений, пригодных для создания химических и физических карт аномалий в водной массе, предназначенных для определения местоположения каналов просачивания углеводородов.

[0094] ДРУГИЕ ВАРИАНТЫ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ОПИСАНЫ В НИЖЕСЛЕДУЮЩИХ ПУНКТАХ:

1. Способ обнаружения углеводородов с использованием подводного аппарата, снабженного одним или несколькими измерительными компонентами, содержащий спуск подводного аппарата (ПА) в водную массу; выполнение рабочего этапа, который содержит навигацию подводного аппарата в акватории; мониторинг водной массы одним или несколькими измерительными компонентами, связанными с подводным аппаратом, для сбора данных измерений, при этом измерительные компоненты содержат масс-спектрометр и флуорометр; и определение концентраций химических компонентов масс-спектрометром и флуорометром; подъем подводного аппарата по завершении рабочего этапа; и сбор данных из подводного аппарата для определения, присутствуют ли углеводороды, и определения местоположения их.

2. Способ по п. 1, в котором определение концентрации содержит определение одного или нескольких из термогенного метана, этана, пропана, бутана, других алканов или ароматических веществ. Способ по любому одному из пп. с 1 по 2, дополнительно содержащий прием сигналов глобальной системы местоопределения (ГСМ); и обработку сигналов глобальной системы местоопределения для получения данных глобальной системы местоопределения, которые используют при навигации подводного аппарата.

3. Способ по любому одному из пп. с 1 по 3, дополнительно содержащий получение данных измерений удельного сопротивления с одного или нескольких датчиков удельного сопротивления, расположенных в жидкостной связи с водной массой; и обработку данных измерений удельного сопротивления для получения признака относительно наличия углеводородов в водной массе.

4. Способ по п. 1, в котором обработка содержит сравнение данных измерений удельного сопротивления с таблицей для определения наличия углеводородов в водной массе и получения признака, если при сравнении порог превышается.

5. Способ по любому одному из пп. с 1 по 4, дополнительно содержащий получение изображений части водной массы или морского дна с одной или нескольких камер, расположенных в подводном аппарате; и обработку изображений для получения признака относительно наличия углеводородов непосредственно или не непосредственно в части водной массы.

6. Способ по п. 5, в котором получение содержит получение множества первых изображений и множества вторых изображений; и в котором обработка содержит пропускание одного из множества первых изображений и множества вторых изображений через фильтр и сравнение по меньшей мере одного из множества первых изображений или по меньшей мере одного из множества вторых изображений с фильтрованным изображением для определения наличия углеводородов в водной массе и получения признака, если при сравнении порог превышается.

7. Способ по любому одному из пп. с 1 по 6, дополнительно содержащий обработку данных с двух или большего количества измерительных компонентов, при этом данные с каждого из соответствующих измерительных компонентов имеют вес, приданный этим данным на основании соответствующего измерительного компонента.

8. Способ по любому одному из пп. с 1 по 6, дополнительно содержащий обработку данных с двух или большего количества измерительных компонентов, при этом данные с каждого из соответствующих измерительных компонентов организуют в последовательный порядок на основании соответствующего измерительного компонента.

9. Способ по любому одному из пп. с 1 по 8, содержащий навигацию подводного аппарата на основании спутниковых и/или воздушных данных измерений, которые указывают на углеводородное пятно.

10. Способ по любому одному из пп. с 1 по 9, содержащий выполнение совокупности действий по отбору кернов падающим керноотборником и поршневой трубкой на основании собранных данных.

11. Способ по любому одному из пп. с 1 по 10, в котором мониторинг водной массы одним или несколькими измерительными компонентами, связанными с подводным аппаратом, содержит измерение одной или нескольких из концентрации pH и степени окисления водной массы.

12. Способ по любому одному из пп. с 1 по 11, в котором мониторинг водной массы одним или несколькими измерительными компонентами, связанными с подводным аппаратом, содержит измерение магнитных аномалий многокомпонентным магнитометром или гравитационных аномалий гравиметром.

13. Способ по любому одному из пп. с 1 по 12, в котором мониторинг волной массы одним или несколькими измерительными компонентами, связанными с подводным аппаратом, содержит получение биологических и химических проб одних или нескольких из жидкостей, газов и осадков для определения глубины, типа, качества, объема и местоположения подземной углеводородной залежи по данным измерений.

14. Способ по любому одному из пп. с 1 по 13, в котором мониторинг водной массы одним или несколькими измерительными компонентами, связанными с подводным аппаратом, содержит измерение молекулярных и изотопных сигнатур неуглеводородных газов и углеводородов в водной массе.

15. Способ по любому одному из пп. с 1 по 14, в котором данные измерений содержат одну или несколько химических и физических карт аномалий в водной массе для определения местоположения каналов просачивания углеводородов.

16. Система для мониторинга водной массы, содержащая подводный аппарат (ПА), выполненный с возможностью работы в водной массе и включающий в себя один или несколько навигационных компонентов, выполненных с возможностью (i) придания движущей силы автономному подводному аппарату для перемещения автономного подводного аппарата в водной массе; и (ii) навигации подводного аппарата в акватории; и один или несколько измерительных компонентов, выполненных с возможностью мониторинга водной массы, для получения данных измерений, при этом измерительные компоненты содержат масс-спектрометр и флуорометр и выполнены с возможностью определения концентраций химических компонентов в водной массе.

17. Система по п. 16, дополнительно содержащая спускоподъемное судно, выполненное с возможностью транспортировки подводного аппарата к заданному месту; спуска подводного аппарата в водную массу и подъема подводного аппарата из водной массы.

18. Система по любому одному из пп. с 16 по 17, в которой один или несколько измерительных компонентов содержат компонент удельного сопротивления, выполненный с возможностью получения данных измерений удельного сопротивления с одного или нескольких датчиков удельного сопротивления, расположенных в жидкостной связи с жидкостью за пределами подводного аппарата; и обработки данных измерений удельного сопротивления для получения признака относительно наличия углеводородов за пределами подводного аппарата.

19. Система по любому одному из пп. с 16 по 18, в которой компонент измерения удельного сопротивления выполнен с возможностью сравнения данных измерений удельного сопротивления с таблицей, сохраняемой в запоминающем устройстве, для определения наличия углеводородов в водной массе и получения признака, если при сравнении порог превышается.

20. Система по любому одному из пп. с 16 по 19, в которой один или несколько измерительных компонентов содержат съемочный компонент, выполненный с возможностью получения изображений за пределами подводного аппарата с одной или нескольких камер, расположенных в подводном аппарате; и обработки изображений для получения признака относительно наличия углеводородов за пределами подводного аппарата.

21. Система по п. 20, в которой съемочный компонент выполнен с возможностью получения множества первых изображений с первого детектора и множества вторых изображений со второго детектора; пропускания одного из множества первых изображений и множества вторых изображений через фильтр и сравнения по меньшей мере одного из множества первых изображений или по меньшей мере одного из множества вторых изображений с фильтрованным изображением для определения наличия углеводородов в водной массе и получения признака, если при сравнении порог превышается.

22. Система по любому одному из пп. с 16 по 21, в которой один или несколько измерительных компонентов включают в себя по меньшей мере два измерительных компонента, при этом данные с каждого из соответствующих по меньшей мере двух измерительных компонентов передаются к основному измерительному модулю, а основной измерительный модуль выполнен с возможностью придания веса данным, принимаемым с соответствующих измерительных компонентов.

23. Система по любому одному из пп. с 16 по 21, в которой один или несколько измерительных компонентов включают в себя по меньшей мере два измерительных компонента, при этом данные с каждого из соответствующих по меньшей мере двух измерительных компонентов передаются к основному измерительному модулю, а основной измерительный модуль выполняется в зависимости от данных с соответствующих по меньшей мере двух измерительных компонентов на основе последовательного порядка.

24. Система по любому одному из пп. с 16 по 23, в которой один или несколько измерительных компонентов, выполненных с возможностью мониторинга водной массы для получения данных измерений, выполнены с возможностью измерения одной или нескольких из концентрации pH и степени окисления водной массы.

25. Система по любому одному из пп. с 16 по 24, в которой один или несколько измерительных компонентов, выполненных с возможностью мониторинга водной массы для получения данных измерений, выполнены с возможностью измерения магнитных аномалий многокомпонентными магнитометрами или гравитационных аномалий гравиметром.

26. Система по любому одному из пп. с 16 по 25, в которой один или измерительных компонентов, выполненных с возможностью мониторинга водной массы для получения данных измерений, выполнены с возможностью получения биологических или химических проб одних или нескольких из жидкостей, газов и осадков для определения глубины, типа, качества, объема и местоположения подземной углеводородной залежи по данным измерений.

27. Система по любому одному из пп. с 16 по 26, в которой один или несколько измерительных компонентов, выполненных с возможностью мониторинга водной массы для получения данных измерений, выполнены с возможностью измерения молекулярных и изотопных сигнатур неуглеводородных газов и углеводородов в водной массе.

28. Система по одному из пп. с 16 по 27, в которой один или несколько измерительных компонентов, выполненных с возможностью мониторинга водной массы для получения данных измерений, выполнены с возможностью составления химических и физических карт аномалий в водной массе для определения местоположений каналов просачивания углеводородов.

29. Способ по любому одному из пп. с 1 по 28, содержащий получение пробы, связанной с подземной углеводородной залежью; и определение сигнатуры инертного газа в пробе, при этом определение сигнатуры инертного газа содержит измерение или моделирование исходной концентрации атмосферных инертных газов, присутствующих в пластовой воде в контакте с подземной углеводородной залежью; модификацию измеренной/модельной исходной концентрации путем учета прироста количества радиогенных инертных газов в течение времени пребывания пластовой воды; измерение концентраций и изотопных отношений атмосферных инертных газов и радиогенных инертных газов, присутствующих в пробе; сравнение измеренных концентраций и изотопных отношений атмосферных инертных газов и радиогенных инертных газов, присутствующих в пробе, с измеренными/модифицированными модельными концентрациями в пластовой воде для множества процессов обмена; определение источника углеводородов, присутствующих в пробе; сравнение сигнатуры атмосферного инертного газа, измеренной в углеводородной фазе, с измеренной/модифицированной модельной концентрацией атмосферных инертных газов в пластовой воде для множества процессов обмена; и определение по меньшей одного вида углеводородов в подземной залежи, качества углеводородов в подземной залежи, отношения объемов углеводород/вода в подземной залежи до выхода на поверхность и объема подземной залежи.

30. Способ по любому одному из пп. с 1 по 28, содержащий получение пробы, связанной с подземной углеводородной залежью; и определение сигнатуры скученного изотопа из пробы, при этом определение сигнатуры скученного изотопа из пробы содержит определение ожидаемой концентрации изотопологов углеводородных веществ; моделирование при использовании с самого начала высокоуровневых вычислений ожидаемой температурной зависимости изотопологов, присутствующих в пробе; измерение сигнатуры скученного изотопа для изотопологов, присутствующих в пробе; сравнение сигнатуры скученного изотопа с ожидаемой концентрацией изотопологов; определение при использовании результата указанного сравнения, присутствуют ли углеводороды в пробе, исходящей непосредственно из материнской породы, или углеводороды присутствуют в пробе, вышедшей из подземной залежи; определение текущей равновесной температуры хранения углеводородных веществ в подземной залежи до выхода на поверхность; и определение местоположения подземной залежи.

31. Способ по п. 30, в котором определение ожидаемой концентрации изотопологов включает в себя определение стохастического распределения изотопологов углеводородных веществ при заданной объемной сигнатуре изотопа для веществ.

32. Способ по любому одному из пп. с 1 по 28, содержащий получение пробы, связанной с подземной углеводородной залежью; и определение экологической сигнатуры пробы, при этом определение экологической сигнатуры пробы содержит использование первого множества анализов для определения структуры сообщества экологии пробы; использование второго множества анализов для определения функции сообщества экологии пробы; использование структуры сообщества и функции сообщества для определения, согласована ли экология пробы с характеристической экологией углеводородной системы; и в случае если экология пробы согласована с характеристической экологией, идентификации пробы как части углеводородной системы, связанной с подземной углеводородной залежью.

[0095] Следует понимать, что предшествующее является только подробным описанием конкретных вариантов осуществления изобретения и что многочисленные изменения, модификации и варианты раскрытых вариантов осуществления могут быть сделаны в соответствии с раскрытием в этой заявке без отступления от объема изобретения. Поэтому предшествующее описание не означает ограничения объема изобретения. Точнее, объем изобретения должен определяться только прилагаемой формулой изобретения и эквивалентами. Кроме того, предполагается, что структуры и признаки, включенные в представленные примеры, могут изменяться, перегруппировываться, заменяться, исключаться, дублироваться, объединяться или суммироваться. Определенные и неопределенные артикли не обязательно ограничены значением только «один», а являются инклюзивными и открытыми, так что по желанию могут охватывать многочисленные элементы.

Изобретение относится к области геологии и может быть использовано при поиске скоплений углеводородов. Предложен способ обнаружения углеводородов с использованием подводного аппарата, снабженного одним или несколькими измерительными компонентами. Способ включает в себя навигацию подводного аппарата в акватории; мониторинг водной массы измерительными компонентами, связанными с подводным аппаратом, для сбора данных измерений. При этом измерительные компоненты содержат масс-спектрометр и флуорометр для определения концентраций химических компонентов масс-спектрометром и флуорометром. Собранные данные из подводного аппарата используют для определения, присутствуют ли углеводороды, и определения местоположения их. Технический результат – повышение точности получаемых данных. 3 н. и 27 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Способ обнаружения углеводородов с использованием подводного аппарата, снабженного одним или несколькими измерительными компонентами, содержащий:

спуск подводного аппарата (ПА) в водную массу;

выполнение рабочего этапа, который содержит:

навигацию подводного аппарата в акватории на основании данных спутниковых или воздушных измерений, которые указывают на углеводородное пятно;

мониторинг водной массы одним или несколькими измерительными компонентами, связанными с подводным аппаратом, для сбора данных измерений, при этом измерительные компоненты содержат масс-спектрометр и флуорометр; и

определение концентраций химических компонентов масс-спектрометром и флуорометром;

подъем подводного аппарата по завершении рабочего этапа; и

сбор данных из подъемного аппарата для определения, присутствуют ли углеводороды, и определения местоположения их.

2. Способ обнаружения углеводородов с использованием подводного аппарата, снабженного одним или несколькими измерительными компонентами, содержащий:

спуск подводного аппарата (ПА) в водную массу;

выполнение рабочего этапа, который содержит:

навигацию подводного аппарата в акватории;

мониторинг водной массы одним или несколькими измерительными компонентами, связанными с подводным аппаратом, для сбора данных измерений, при этом измерительные компоненты содержат масс-спектрометр и флуорометр и выполнены с возможностью измерения молекулярных и изотопных сигнатур неуглеводородных газов и углеводородов в водной массе, и

определение концентраций химических компонентов масс-спектрометром и флуорометром;

подъем подводного аппарата по завершении рабочего этапа; и

сбор данных из подъемного аппарата для определения, присутствуют ли углеводороды и определения их местоположения.

3. Способ по п. 1 или 2, в котором определение концентрации содержит определение одного или нескольких из термогенного метана, этана, пропана, бутана, других алканов или ароматических веществ или неуглеводородных газов.

4. Способ по п. 1 или 2, дополнительно содержащий:

прием сигналов глобальной системы местоопределения (ГСМ); и

обработку сигналов глобальной системы местоопределения для получения данных глобальной системы местоопределения, которые используют при навигации подводного аппарата.

5. Способ по п. 1 или 2, дополнительно содержащий:

получение данных измерений удельного сопротивления с одного или нескольких датчиков удельного сопротивления, расположенных в жидкостной связи с водной массой;

и обработку данных измерений удельного сопротивления для получения признака относительно наличия углеводородов в водной массе.

6. Способ по п. 5, в котором обработка содержит сравнение данных измерений удельного сопротивления с таблицей для определения наличия углеводородов в водной массе и получения признака, если при сравнении порог превышается.

7. Способ по п. 1 или 2, дополнительно содержащий:

получение изображений части водной массы с одной или нескольких камер, расположенных в подводном аппарате; и

и обработку изображений для получения признака относительно наличия углеводородов в части водной массы.

8. Способ по п. 7, в котором получение содержит получение множества первых изображений и множества вторых изображений; и в котором обработка содержит пропускание одного из множества первых изображений и множества вторых изображений через фильтр и сравнение по меньшей мере одного из множества первых изображений или по меньшей мере одного из множества вторых изображений с фильтрованным изображением для определения наличия углеводородов в водной массе и получения признака, если при сравнении порог превышается.

9. Способ по п. 1 или 2, дополнительно содержащий обработку данных компонентов, при этом данные с каждого из соответствующих измерительных компонентов имеют вес, приданный этим данным на основании соответствующего измерительного компонента.

10. Способ по п. 1 или 2, дополнительно содержащий обработку данных компонентов, при этом данные с каждого из соответствующих измерительных компонентов организуют в последовательный порядок на основании соответствующего измерительного компонента.

11. Способ по п. 1 или 2, дополнительно содержащий выполнение совокупности действий по отбору кернов падающим керноотборником и поршневой трубкой на основании собранных данных.

12. Способ по п. 1 или 2, в котором мониторинг водной массы одним или несколькими измерительными компонентами, связанными с подводным аппаратом, содержит измерение одной или нескольких из концентрации pH и степени окисления водной массы.

13. Способ по п. 1 или 2, в котором мониторинг водной массы одним или несколькими измерительными компонентами, связанными с подводным аппаратом, содержит измерение магнитных аномалий многокомпонентными магнитометрами.

14. Способ по п. 1 или 2, в котором мониторинг водной массы одним или несколькими измерительными компонентами, связанными с подводным аппаратом, содержит получение биологических и химических проб одних или нескольких из жидкостей, газов и осадков для определения глубины, типа, качества, объема и местоположения подземной углеводородной залежи по данным измерений.

15. Способ по п. 1 или 2, в котором данные измерений содержат одну или несколько химических и физических карт аномалий в водной массе для определения местоположения каналов просачивания углеводородов.

16. Способ по п. 1, в котором мониторинг водной массы одним или несколькими измерительными компонентами, связанными с подводным аппаратом, содержит измерение молекулярных и изотопных сигнатур неуглеводородных газов и углеводородов в водной массе.

17. Система для мониторинга водной массы, содержащая:

подводный аппарат (ПА), выполненный с возможностью работы в водной массе и включающий в себя:

один или несколько навигационных компонентов, выполненных с возможностью (i) придания движущей силы подводному аппарату для перемещения подводного аппарата в водной массе; и (ii) навигации подводного аппарата в акватории;

и один или несколько измерительных компонентов, выполненных с возможностью мониторинга водной массы, для получения данных измерений, при этом измерительные компоненты содержат масс-спектрометр и флуорометр и выполнены с возможностью определения концентраций химических компонентов в водной массе и измерения молекулярных и изотопных сигнатур неуглеводородных газов и углеводородов в водной массе.

18. Система по п. 17, дополнительно содержащая спускоподъемное судно, выполненное с возможностью транспортировки подводного аппарата к заданному месту, спуска подводного аппарата в водную массу и подъема подводного аппарата из водной массы.

19. Система по п. 17, в которой один или несколько измерительных компонентов содержат компонент удельного сопротивления, выполненный с возможностью

получения данных измерений удельного сопротивления с одного или нескольких датчиков удельного сопротивления, расположенных в жидкостной связи с жидкостью за пределами подводного аппарата;

и обработки данных измерений удельного сопротивления для получения признака относительно наличия углеводородов относительно наличия углеводородов за пределами подводного аппарата.

20. Система по п. 19, в которой компонент измерения удельного сопротивления выполнен с возможностью сравнения данных измерений удельного сопротивления с таблицей, сохраняемой в запоминающем устройстве, для определения наличия углеводородов в водной массе и получения признака, если при сравнении порог превышается.

21. Система по п. 17, в которой измерительные компоненты содержат съемочный компонент, выполненный с возможностью

получения изображений за пределами подводного аппарата с одной или нескольких камер, расположенных в подводном аппарате; и

обработки изображений для получения признака относительно наличия углеводородов за пределами подводного аппарата.

22. Система по п. 21, в которой съемочный компонент выполнен с возможностью получения множества первых изображений с первого детектора и множества вторых изображений со второго детектора; пропускания одного из множества первых изображений и множества вторых изображений через фильтр и сравнения по меньшей мере одного из множества первых изображений или по меньшей мере одного из множества вторых изображений с фильтрованным изображением для определения наличия углеводородов в водной массе и получения признака, если при сравнении порог превышается.

23. Система по п. 17, в которой измерительные компоненты включают в себя по меньшей мере два измерительных компонента, при этом данные с каждого из соответствующих по меньшей мере двух измерительных компонентов передаются к основному измерительному модулю, а основной измерительный модуль выполнен с возможностью придания веса данным, принимаемым с соответствующих измерительных компонентов.

24. Система по п. 17, в которой измерительные компоненты включают в себя по меньшей мере два измерительных компонента, при этом данные с каждого из соответствующих по меньшей мере двух измерительных компонентов передаются к основному измерительному модулю, а основной измерительный модуль выполняется в зависимости от данных с соответствующих двух измерительных компонентов на основе последовательного порядка.

25. Система по п. 17, в которой измерительные компоненты, выполненные с возможностью мониторинга водной массы для получения данных измерений, выполнены с возможностью измерения одной или нескольких из концентрации pH и степени окисления водной массы.

26. Система по п. 17, в которой измерительные компоненты, выполненные с возможностью мониторинга водной массы для получения данных измерений, выполнены с возможностью измерения магнитных аномалий многокомпонентными магнитометрами.

27. Система по п. 17, в которой измерительные компоненты, выполненные с возможностью мониторинга водной массы для получения данных измерений, выполнены с возможностью получения биологических и химических проб одних или нескольких из жидкостей, газов и осадков для определения глубины, типа, качества, объема и местоположения подземной углеводородной залежи по данным измерений.

28. Система по п. 17, в которой измерительные компоненты, выполненные с возможностью мониторинга водной массы для получения данных измерений, выполнены с возможностью составления химических и физических карт аномалий в водной массе для определения местоположений каналов просачивания углеводородов.

29. Система по п. 17, в которой измерительные компоненты в содержат один или несколько из гидролокатора бокового обзора и многолучевого гидролокатора, которые выполнены с возможностью получения изображений пузырьков в водной массе.

30. Система по п. 17, в которой измерительные компоненты содержат придонный профилограф, который выполнен с возможностью получения изображений углеводородов под морским дном.