Способ разведки и система для обнаружения углеводородов с использованием подводного аппарата

Способ разведки и система для обнаружения углеводородов с использованием подводного аппарата

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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 ко