ANÁLISIS DE LAPSO DE TIEMPO CON DATOS ELECTROMAGNÉTICOS DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Esta invención se relaciona por lo general con un campo de prospección geofísica, y más particularmente con estudios electromagnéticos de fuente controlada típicamente en ambientes marítimos, en los que un transmisor electromagnético controlado se remolca sobre o se coloca entre los receptores electromagnéticos en el fondo del mar, para propósitos de producción, desarrollo, y exploración de hidrocarburos. Específicamente, la invención es un método para determinar la diferencia entre la resistividad eléctrica de un depósito subterráneo en un tiempo inicial y su resistividad eléctrica en uno o más tiempos posteriores, y para relacionar esa diferencia con la producción de hidrocarburos desde el depósito durante el período de intermedio . La invención se centra en el problema para determinar la distribución tridimensional (3D) de fluidos de hidrocarburos dentro de un depósito subterráneo, que con frecuencia se ubicará bajo un cuerpo de agua tal como bajo el mar, durante el período (o períodos) de la producción de hidrocarburos desde ese depósito. A las aplicaciones de métodos sísmicos para este problema se les llama lapso de tiempo o métodos de 4D. Un asunto critico para la producción económica de hidrocarburos (gas, gas condensado, y petróleo) desde depósitos es de conocimiento preciso de la distribución de la saturación de hidrocarburos dentro de las rocas porosas que comprenden el depósito. Debido a que los hidrocarburos se producen desde el depósito, la saturación de hidrocarburos disminuye y la saturación del agua incrementa de forma no uniforme dentro del depósito. Aunque los métodos sísmicos se hayan desarrollado para las aplicaciones de 4D para monitorear los fluidos del depósito, tales métodos son costosos, y son con frecuencia ineficaces debido a la sensibilidad relativamente baja de la respuesta sísmica a los cambios en la saturación de hidrocarburos. La sensibilidad baja es particularmente verdadera para los depósitos de petróleo, ya que las propiedades acústicas de la mayoría de petróleos son muy similares a las de las aguas de los yacimientos petrolíferos y así los cambios en la saturación del petróleo no se reflejan en la respuesta sísmica. Se conocen otros métodos en la técnica para estimar las propiedades del fluido del depósito. La resistividad de hidrocarburos y los datos de saturación se encuentran disponibles durante la reducción drástica del depósito desde los métodos de pozo de sondeo (pozo de sondeo o diagrafía de pozo) dentro de pocos metros el sondeo. Sin embargo, los métodos de diagrafía de pozos no son efectivos entre pozos que se encuentran por lo general separados de cientos a miles de metros como se ha encontrado en muchos campos de hidrocarburos, debido a la distancia de penetración limitada de las señales de sonda dentro del depósito desde el aparato de diagrafía de sondas situado en el fondo de la perforación. Además, los pozos de producción se incluyen por lo genera con revestimiento eléctricamente conductor, que limita severamente el uso de métodos eléctricos para monitorear la resistividad del fluido del depósito debido a que el depósito se protege desde la señal de sonda eléctrica por el revestimiento (salvo en una frecuencia muy baja) . La resistividad de fluidos del depósito y los datos de saturación están también disponibles durante la reducción drástica del depósito desde métodos de pozos de sondeos cruzados (pozo cruzado) , utilizando energía electromagnética o sísmica (véase Rector, W. J. (ed.), "Crosswell Methods : Special Issue" , Geofísica 60, no. 3 (1995)). Sin embargo, los métodos de pozos cruzados requieren por lo menos dos pozos para utilizarse simultáneamente para la medida, lo que es costoso debido a que la producción desde ambos pozos debe detenerse y la tubería de producción debe extraerse desde los pozos. Además, los datos de pozos cruzados proporcionan principalmente medidas bidimensionales en el plano vertical común que conecta los pozos de medidas . La mayoría de pozos en depósitos submarinos se desvían desde el vertical, que limita la cantidad del plano vertical común entre los pares de pozos. Además, los métodos de pozos cruzados no son efectivos entre los pozos que se separan por lo general de cientos a miles de metros como se encuentra en muchos campos de hidrocarburos, debido a la distancia de penetración limitada de las señales de sonda desde la superficie situada en el fondo de la perforación. Y de manera similar al caso de diagrafía de pozos único, la presencia del revestimiento eléctricamente conductivo en pozos de producción limita severamente la habilidad para utilizar los métodos eléctricos de pozos cruzados para detectar la resistividad del fluido del depósito. Otro método que se utiliza rutinariamente para estimar la saturación del fluido entre los pozos es la estimulación matemática del flujo del fluido del depósito. Sin embargo, la estimulación del depósito incorpora necesariamente muchas simplificaciones y suposiciones sobre las propiedades de las rocas entre los pozos, para llevar a cabo la estimulación matemática práctica aún en una computadora grande. La estimulación del depósito además requiere el ajuste continuo de parámetros numéricos en el modelo para hacer coincidir los datos medidos en los pozos, el proceso denominado "coincidencia histórica" , y estos parámetros pueden no tener una simple conexión con una roca medida y las propiedades de fluidos. Los resultados de los estudios electromagnéticos de fuente controlada marítimos ("CSEM"), tales como los recopilados que utilizan los métodos descritos en la Patente Norteamericana No. 4,617,518 para Srnka y la mencionada con anterioridad Patente Norteamericana No. 6,603,313 y la Publicación de Patente Norteamericana No. 2003/0050759, han mostrado que la resistividad en volumen de fluidos en depósitos de hidrocarburos puede determinarse remotamente. Para una buena primera aproximación, los datos de CSEM marinos obtenidos utilizando una fuente dipolar eléctrica horizontal (HED) son principalmente sensibles a la resistencia vertical de redes (espesor vertical de redes de tiempos de resistividad en volumen) del depósito subterráneo (Kaufman and Keller, Frequency and Transíent Soundings , 300-313, Elsevier (1983)) . Un estudio en altamar África Occidental (Eidesmo, et al., First Brak, 20, 144-152 (2002) ; Ellingsrud et al., The Leading Edge , 972-982 (2002)) confirmaron que la resistividad subterránea causada por la presencia de hidrocarburos puede detectarse. Se sabe que la resistividad eléctrica de la tierra puede ser aniostrópica . Véase, por ejemplo, Keller and Frischnecht, Electrical Methods in Geophysical Prospecting, 33-39, Pergamon (1966) ; Kaufmann and Keller, Frequency and Transíent Soundings, 257-284, Elsevier, N. Y. (1983) ; Negi, et al., Anisotropy in Geoelectro agnetism, Elsevier, N.Y. (1989) ; y Zhdanov and Keller, The Geoelectrical Methods in Geophysical Exploration, 119-124, Elsevier, N.Y. (1994) .
Diversas publicaciones enseñan como calcular (modelar) las respuestas eléctricas de la tierra anisotrópicas para diversas fuentes controladas. Véase, por ejemplo, Chlamtac and Abramovici, Geophysics 46, 904-915 (1981) ; Yin and Weidelt, Geophysics 64, 426-434 (1999) ; Yin and Maurer, Geophysics 66, 1405-1416 (2001) . Además, diversos autores mencionan la interpretación de la anisotropía eléctrica azimutal (por ejemplo, atson and Barker, Geophysics 64, 739-745 (1999) ; y Linde and Peterson, Geophysics 69, 909-916 (2004)) . Otros mencionan la interpretación de anisotropía (Jupp and Vozoff, Geophys Prospecting 25, 460-470 (1977) ; Edwards, et al., Geophysics 49, 566-576 (1984) ; and Christensen, Geophys Prospecting 48, 1-9 (2000)) de datos adquiridos utilizando una variedad de fuentes electromagnéticas controladas. La Patente Norteamericana No. 6,739,165 para Strack describe un método para monitorear cambios en la resistividad eléctrica de un depósito al medir cambios en los datos del campo magnético y eléctrico en la superficie de la tierra, debido a las excitaciones por las fuentes inductivas y galvánicas controladas y por las fuentes magnetotelúricas naturales, que pueden incluir medir los cambios de resistividad en por lo menos un sondeo que penetra el depósito. Strack no describe el uso de formación de imágenes o la inversión para trazar un mapa la distribución de la resistividad del depósito en volumen pr o saturación de hidrocarburos shc, y no menciona la anisotropia eléctrica. Johnstad, et al., en la publicación de patente No. WO 2004/086090, describe un método para el monitoreo de resistividad del depósito similar a Strack, pero que incluye una fuente electromagnética situada en el fondo de la perforación que se construye al transmitir la energía eléctrica desde el fondo del mar en el depósito a través del revestimiento eléctricamente conductivo que reviste el pozo. Los autores no describen el uso de formación de imágenes en 3D o la inversión de 3D para determinar pr o Shc, Y no describen como incluir los efectos de la anisotropia eléctrica . Constable, en la publicación de patente WO 2004/053528 (2004), Al, discute un método para el monitoreo en tiempo real de depósitos de hidrocarburos. Propone utilizar diversas fuentes dipolares eléctricas horizontales y verticales y fuentes electromagnéticas naturales (por ejemplo, magnetotelúricas) , por si solas o en combinaciones, junto con las antenas del fondo del mar que contienen sensores magnéticos y eléctricos en diversas matrices distribuidas sobre un área que contiene un depósito de hidrocarburo. Las antenas del fondo del mar pueden fijarse permanentemente al fondo del mar o pueden colocarse por separado varias veces. El método de Constable para monitorear los cambios de tiempo en la resistividad eléctrica en volumen pr del depósito consta de medir la impedancia eléctrica de la tierra en cada combinación fuente-receptor, utilizando los dos componentes horizontales ortogonales y del campo eléctrico vertical de las señales receptoras que responden a la energía desde el transmisor, y trazando un mapa de estas impedancias sobre el área del depósito. Los datos magnetotelúricos pueden utilizarse opcionalmente para ayudar a determinar los antecedentes eléctricos (volumen de no depósito de la tierra) . No se describe la inversión matemática o la formación de imágenes de las señales receptoras, o cualquier dimensionalidad, así como ningún método para incluir los efectos de anisotropía. Loke ( "Constrained Time-Lapse Resistivity Imaging Inversión", documento EEM-7, Procedimientos del Simposio SAGEEP, Denver, del 3-7 de marzo de 2001) describe el uso de una inversión de formación de imágenes limitada en 2D para medir los cambios de tiempo en la resistividad subterránea para aplicaciones ambientales . Loke describe el uso del resultado de la inversión de resistividad obtenido en el tiempo de estudio inicial como un modelo de inicio para la inversión de resistividad ejecutada en un tiempo posterior, para reducir los artefactos originando que puedan introducirse por efectos diferentes a los cambios en la resistividad subterránea, tal como los cambios de sistema de adquisición. Esta publicación limita su discusión a los estudios de resistividad de DC, y utiliza un ejemplo de datos obtenido de una matriz Wenner-Schlumberger de tierra, un método de estudio bien conocido para los profesionales en la técnica. Loke no discute los efectos anisotrópicos , los datos marítimos, el uso de componentes múltiples de los datos, ni las aplicaciones de hidrocarburos. Gasperikova, et al. ("A Feasibility Study of Geophysical Methods for Monitoring Geologic C02 Sequestration" , Extended Abstract RC 3.8, SEG Annual Meeting, Denver, Colorado, octubre de 2004) mencionan el uso de medidas de campo eléctrico en tierra asociadas con excitación por una fuente de HED en tierra para medir el cambio en la saturación del agua (o 1 - Shc) en el campo de Schrader Bluff en North Slope de Alaska como una consecuencia de la inyección de C02 , basada en el modelo delantero de 3D. Los cambios que dependen del tiempo se estimulan al diferenciar los cálculos del modelo delantero en horas apropiadas. El documento no describe qué componentes del campo eléctrico son óptimos para esta medida, ni se mencionan los efectos anisotrópicos . Hoversten, et al., ( "Direct Reservoir Parameter Estimation using Joint Inversión of Seismic AVO and marine CSEM Data", Extended Abstract RC 2.1, SEG Annual Meeting, Denver, Colorado, Octubre de 2004) describen un método para la inversión simultanea en ID (tierra plana estratificada) de la reflexión sísmica y los datos del fondo del mar de CSEM marinos (fuente de HED) . Los datos de CSEM se restringen a los datos del campo eléctrico en línea (es decir, Ex en la línea fuente, véase Figura 1) . Hoversten et al. (2004) no enseña los métodos de lapso de tiempo para el monitoreo de depósitos, ni enseñan como incluir la anisotropía eléctrica de la tierra en las inversiones. Por consiguiente, existe una necesidad para un método para estimar directamente la saturación de hidrocarburos a través del depósito en un sentido de 3D al formar imágenes y medir remotamente un parámetro físico subterráneo que es altamente sensible a esa saturación, y para poder repetir esa medida/formación de imágenes y analizar los datos mientras se producen los fluidos del depósito. El método debe representar la anisotropía de la resistividad. La presente invención satisface esta necesidad. En una modalidad, la invención es un método para determinar los cambios que dependen del tiempo en el contenido de hidrocarburos de un depósito subterráneo desde los datos del estudio electromagnético de fuente controlada obtenidos de la región subterránea que contiene el depósito, el método comprende: (a) obtener los datos del campo electromagnético registrados en una pluralidad de ubicaciones receptoras en línea y fuera de línea (en relación con una línea de fuente de estudios) desde un estudio inicial de la región subterránea, y resultados de estudios correspondientes desde por lo menos un estudio posterior de la misma región conducida bajo sustancialmente las mismas condiciones, los datos comprenden un componente de campo sensible por lo menos predominantemente a la resistividad vertical y un componente de campo sensible por lo menos predominantemente a la resistividad horizontal; (b) para cada estudio, resolver las ecuaciones del campo electromagnético de Maxwell para la resistividad horizontal y la resistividad vertical en una pluralidad de posiciones {x, y, z) en el depósito subterráneo, utilizar los parámetros de adquisición de estudios y los datos del campo electromagnético medidos; y (c) comparar los resultados de la resistividad calculada entre los estudios. Los valores de saturación de fluidos de hidrocarburos pueden calcularse desde las resistividades horizontales y verticales utilizando la ley de Archie u otra relación, y la comparación de los resultados reflejados para este parámetro entre los estudios separados de tiempo proporciona una base para analizar los cambios mientras los hidrocarburos de depósitos se producen con el transcurso del tiempo.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La presente invención y sus ventajas se entenderán mejor al referirse a la siguiente descripción detallada y a los dibujos adjuntos en los que: La Figura 1 ilustra una geometría de estudio adecuada para una modalidad de la presente invención en la que se utilizan las fuentes magnéticas horizontales y eléctricas horizontales, en combinación con una pluralidad de receptores electromagnéticos de componentes múltiples ubicados tanto en línea como fuera de línea; la Figura 2 ilustra una geometría de estudio y un modelo de resistividad subterráneo para un cálculo de modelo para proporcionar un ejemplo de prueba del presente método inventivo ; la Figura 3A muestra la amplitud Ex en línea y la
Figura 3B muestra la fase de Ex para una fuente de HED y para valores diferentes de EVTI, con y sin una capa resistiva en el modelo de la Figura 2; la Figura 4 ilustra una imagen de profundidad simulada de la resistividad vertical de un depósito de hidrocarburos subterráneo modelo, promediadas sobre el espesor del deposito, obtenida por inversión en 3D de los datos electromagnéticos del fondo del mar de H- fuera de línea y Ex en línea obtenidos en un tiempo inicial en la geometría de estudio mostrada en la Figura 2;
la Figura 5 ilustra una imagen de profundidad simulada de la resistividad vertical de un depósito de hidrocarburos subterráneo modelo, promediada sobre el espesor del depósito, obtenida por la inversión en 3D de los datos electromagnéticos del fondo del mar de ?? fuera de línea y Ex en línea obtenidos en un tiempo posterior en la geometría de estudio mostrada en la Figura 2, en la que se adquieren las medidas del fondo del mar en las mismas ubicaciones utilizando las mismas medidas de fuente como la primera vez; y la Figura 6 es un diagrama de flujo que muestra los pasos básicos en una modalidad del presente método inventivo. La invención se describirá junto con sus modalidades preferidas. Sin embargo, en la medida en que la siguiente descripción detallada es específica a una modalidad particular o a un uso particular de la invención, se pretende que sólo sea ilustrativa, y que no se interprete como limitante para el alcance de la invención. Por el contrario, pretende cubrir todas las alternativas, modificaciones y equivalentes que pueden incluirse dentro del espíritu y el alcance de la invención, como lo definen las reivindicaciones anexas . La invención es un método para determinar los cambios que dependen del tiempo en las resistividades eléctricas verticales y horizontales dentro de una región subterránea marítima tal como un depósito de hidrocarburos debido a los cambios en las propiedades del depósito tales como la saturación de fluidos de poros de roca. Una causa de tales cambios es la extracción intencional o la inyección de fluidos como se lleva a cabo en la producción de hidrocarburos. La invención requiere datos de estudios electromagnéticos de fuente controlada medidos (CSEM) en un tiempo inicial y en una o más veces posteriores, para por lo menos un componente del campo electromagnético en línea y por lo menos un componente fuera de línea, la selección de componentes particulares dependiendo del tipo de fuente. La invención hace uso del entendimiento de que ciertos componentes del campo electromagnético son sensibles predominantemente o casi exclusivamente a ya sea la resistividad vertical o resistividad horizontal, pero no ambas, mientras otros componentes de campo son sensibles a ambas resistividades. La invención también hace uso del entendimiento de que los cambios en la saturación del fluido de un depósito de hidrocarburos cambiará las resistividades verticales y horizontales dentro del depósito, debido a que los depósitos contienen predominantemente capas internas y otras estructuras y así exhiben por lo general la isotropía verticalmente transversal eléctrica (EVTI) . Debido a que los espesores del depósito son por lo general pequeños en comparación con la profundidad del depósito de subterráneo, se entiende en esta invención que la resolución vertical de EVTI dentro del intervalo del depósito será sustancialmente menor que el espesor del depósito. Esta resolución espacial inferior dentro del depósito es una consecuencia del hecho de que las frecuencias de fuentes electromagnéticas bajas, típicamente menor a un Hertz, deben utilizarse para penetrar la profundidad del depósito debido al efecto de la profundidad de penetración electromagnética bien conocido. Es de deducir que las frecuencias necesarias para la resolución espacial alta dentro del depósito más delgado están típicamente ausentes en los datos de respuesta del depósito medidos remotamente, debido a que esas frecuencias más altas sólo penetran muchos menos que la profundidad del depósito. Los recientes desarrollos en los estudios electromagnéticos de fuente controlada marinos (CSEM) proporcionan un medio para determinar remotamente la resistividad de un depósito subterráneo utilizando tanto el modelo delantero repetitivo como la inversión matemática (Srnka, "Remote Reservoir Resistivity Mapping" , Society of Exploration Geophysicists 75th Annual Meeting Extended Abstracts, noviembre de 2005, documento SS 3.3) Srnka, et al ("Remote Reservoir Resistivity Mapping-Breakthrough Geophysicists for the Upstream" , Abstract 17284, Offshore Technology Conference, Houston, Texas, mayo de 2005) además mostraron que la magnitud de la respuesta de CSEM esperada de un depósito de hidrocarburos en África Occidental terrestre diferente coincidió estrechamente con la respuesta predicha de un modelo de cómputo tridimensional realista de la estructura eléctrica de la tierra, cuando se toma en cuenta la presencia de hidrocarburos eléctricamente resistivos en el depósito . Los estudios electromagnéticos de fuente controlada de ultramar, tales como los que utilizan los métodos descritos en la Patente Norteamericana No. 6,603,313 para Srnka y la Publicación de Patente Norteamericana No. 2003/0050759 publicada el 13 de marzo de 2003 (Srnka, et al.), han mostrado que la resistividad en la tierra puede depender fuertemente de la dirección del flujo de corriente eléctrica utilizada para hacer estas medidas. En particular, la resistividad eléctrica vertical pv puede ser mucho más larga (dos o más veces) que la resistividad eléctrica horizontal pH, especialmente en rocas estratificadas finamente tales como esquistos, y puede variar en magnitud de ubicación a ubicación. Los profesionales en la técnica llaman a este fenómeno anisotropía eléctrica, o específicamente isotropía transversal vertical eléctrica ("EVTI"). La resistividad eléctrica de la tierra puede además variar azimutalmente (es decir en las direcciones del compás) , pero este efecto anisotrópico parece ser por lo general mucho menos importante (es decir de magnitud mucho más pequeña) que EVTI en cuencas sedimentarias de interés para la exploración de hidrocarburos . La presencia de EVTI distorsiona las señales recibidas en los receptores electromagnéticos del fondo del mar utilizados en los estudios de CSEM marinos adquiridos con una fuente controlada de dipolo magnético horizontal ("HMD") o dipolo eléctrico horizontal ("HED") , en relación con lo que se recibiría en la ausencia de EVTI. Véase Figura 1 para una ilustración de una geometría de estudio adecuada para la presente invención. El dibujo muestra un vaso 1 de estudio remolcando un HED 2 y un HMD 3 sobre el fondo del mar 4 en el que los receptores 6 en línea y receptores 7 fuera de línea se disponen en una matriz fija alrededor de una cuerda de remolque 5 fuente. Esta distorsión afecta la interpretación de las anomalías de resistividad de CSEM marinas asociadas con la presencia de hidrocarburos en depósito tales como 8. Los efectos de distorsión aparecen en la amplitud y fases de los campos del fondo del mar medidos, y cambian con frecuencia. Estas distorsiones pueden disimular la presencia de hidrocarburos (negativos falsos) o sugerir incorrectamente su presencia (positivos falsos) . Las distorsiones de este tipo se han observado en numerosos estudios de CSEM. Por ejemplo, Tompkins et al., ("Effect of Vertical Anisotropy on Marine Active Source Electromagnetic Data and Inversions" , EAGE 65th Annual Convention, Paris, Francia, abstract E025 (2004)) describen los diversos efectos de EVTI en los datos de CSEM marinos recopilados para las aplicaciones de hidrocarburos, utilizando sólo las medidas del campo eléctrico (fondo del mar) . Estos efectos incluyen subestimar la profundidad verdadera para los yacimientos subterráneos tales como los depósitos de hidrocarburos, y subestimar su resistividad en volumen, si se descuida el EVTI. Srnka (Publicación de Patente PCT No. WO2006/135510 ) enseña cómo medir y analizar EVTI en estudios de CSEM marinos. Los pasos del análisis descritos en la presente incluyen: (1) la medida de datos de campos magnéticos y eléctricos del fondo del mar fuera de línea y en línea apropiados, la combinación exacta de lo que depende del tipo de la fuente electromagnética controlada (HED o HMD) utilizada; y (2) la inversión matemática de los datos del fondo del mar para la estructura de resistividad eléctrica de la subsuperficie incluyendo el efecto de EVTI, utilizando un algoritmo numérico en una computadora. Para utilizar estos principios, la fuente de CSEM necesita producir las corrientes verticales y horizontales. Los dos tipos de fuentes de CSEM marinas llevan a cabo esto, el dipolo eléctrico horizontal (HED) y el dipolo magnético horizontal (HMD) . Las modalidades preferidas de la invención hacen uso de los datos de medidas del campo electromagnético particular requeridos para cada uno de los dos tipos de fuentes, como se enseñó en la Publicación de Patente PCT No. WO2006/135510. Las Figuras 1, 2 y 3A-B de la presente solicitud se reproducen desde esta última solicitud. En algunos casos, la anisotropía de resistividad en la región subterránea cubierta por el estudio incluyendo el depósito subterráneo puede ser muy pequeña (es decir, EVTI estrechamente igual a la unidad) . Esto puede ocurrir si el depósito es un depósito de piedra arenisca muy uniforme y la región subterránea fuera del depósito no contiene un volumen significante de depósitos de esquistos anisotrópicos . En estos contados casos, las respuestas de CSEM serán aproximadamente isotrópicas, que pueden determinarse fácilmente por el análisis de los datos de estudios como se enseñó en la técnica anterior. En estos casos la inversión matemática de los datos puede llevarse a cabo al utilizar menos componentes de datos medidos que son sensibles a la resistividad del depósito (por ejemplo, sólo EX en línea) y al utilizar un algoritmo de inversión isotrópica para una formación de imágenes económica y más eficiente de la región subterránea. La Figura 1 ilustra una posible geometría (estudio) de adquisición de datos para el caso de resistividad de tierra generalmente anisotrópica (es decir, EVTI>1) . Un barco 1 en o bajo la superficie del mar remolca una fuente 2 de HED y/o una fuente 3 de HMD cerca del fondo del mar 4 a lo largo de la línea 5 de la fuente, y transmite una forma de onda específica de corriente eléctrica y se lleva a cabo habitualmente (por lo general con una fuente HED) en el estudio de CSEM. Alternativamente, la fuente de HED y/o HMD puede colocarse de manera fija cerca o en contacto con el fondo del mar entre cada par de los receptores 6 electromagnéticos del fondo del mar en línea individuales a lo largo de la línea 5, mientras ocurre la transmisión de forma de onda de la fuente. La opción para utilizar una fuente fija y/o continuamente remolcada depende de una variedad de condiciones de estudio operacionales , pero principalmente del ambiente del ruido electromagnético. Los ruidos naturales y generados de la fuente, incrementan mientras la profundidad del agua disminuye, favoreciendo el uso de fuentes fijas en el agua poco profunda (típicamente 150 metros o menos para que puedan utilizarse las veces de (apilamiento) suma de datos muy largos, sin la extensión lateral de datos, para suprimir los ruidos aleatorios. La transmisión en forma de onda de fuente puede consistir de una variedad de formas de onda de duraciones adecuadas, tales como las descritas en la Publicación de Patente PCT O2005/117326 o más generalmente en las publicaciones mencionadas con anterioridad. Los receptores 7 fuera de línea registran la respuesta electromagnética de la tierra debido a la excitación de la fuente, simultáneamente con la respuesta que se mide por los receptores 6 en línea. La línea de fuente, los receptores en línea, y los receptores fuera de línea se colocan en el fondo del mar sobre y en la cercanía de los yacimientos 8 geológicos subterráneos dentro de la tierra que se han identificado como depósitos potenciales para hidrocarburos u otros recursos. Los receptores del fondo del mar se colocan en diversas distancias desde la fuente de HED o HMD, utilizando ya sea el espacio inter-receptor uniforme o no uniforme (o ambos) , como se determinó a partir del modelo de preestudio de las respuestas del fondo del mar anticipadas o por límites operacionales como se comprenderá bien por los profesionales en la técnica. Típicamente, los espacios de línea cruzada y en línea de los receptores están desde 500 hasta 5000 metros. Con los datos electromagnéticos adquiridos como se describió anteriormente en la primera vez del estudio, lo mencionado previamente en la Publicación de Patente PCT No. O2006/135510 permite que los valores de resistividad de la tierra incluyendo EVTI se determinen en la región comprendida por cada combinación receptora en línea y fuera de línea del estudio, utilizando uno o más análisis de datos y métodos de interpretación. La cantidad, profundidad, y distribuciones laterales de cualquier EVTI presentes se determinan a partir de los análisis de las respuestas de campo en línea y fuera de línea en las frecuencias de estudio disponibles; la frecuencia más alta que determina EVTI en la profundidad más superficial (comenzando en el fondo del mar y extendiéndose de manera descendente aproximadamente una profundidad de penetración de EM) , y la frecuencia más baja que proporciona los efectos de EVTI integrados desde las profundidades más superficiales hasta la profundidad mayor de la penetración efectiva (aproximadamente la mitad de la longitud de onda de EM difusiva, o p veces la profundidad de penetración electromagnética) . Esta determinación permite que los efectos de EVTI se extraigan de, o se represente en, los datos de CSEM del fondo del mar para que la predicción precisa de la resistividad del depósito (es decir, resistividad de un yacimiento del depósito objetivo subterráneo) pueda llevarse a cabo . Cuando el estudio representado en la Figura 1 se adquiere en una o más veces posteriores para el propósito para determinar los cambios que dependen del tiempo en la resistividad subterránea, la geometría del estudio es preferentemente sustancial y similar a la que se utiliza para el estudio en una primera vez de estudio para que los datos medidos representen las respuestas electromagnéticas de la tierra para las mismas regiones subterráneas. En la práctica, la experiencia con los estudios de CSEM marinos demuestra que las ubicaciones de los receptores para los estudios en un tiempo posterior deben estar dentro de diez metros de las ubicaciones utilizadas para el primer tiempo de estudio, para que los datos medidos se reproduzcan altamente . La distancia exacta permisible entre las primeras ubicaciones receptoras subsiguientemente repetidas depende de los parámetros eléctricos subterráneos y de las frecuencias de la fuente utilizadas para probar la estructura de la tierra. Típicamente, la distancia permisible es menor a 100 metros para probar las frecuencias de 0.25 Hertz para un depósito a 1500 metros bajo el fondo del mar con una resistividad horizontal antecedente terrestre de 1.0 Ohm-m y un EVTI=2.0. Los pasos del procesamiento de datos individuales aplicados en el presente método inventivo para los datos del campo magnético y eléctrico en línea y fuera de línea, tanto en el primer tiempo de estudio como en el único o más tiempos de estudios posteriores, son procedimientos estándares utilizados por los profesionales de los estudios de CSEM marítimos y se describieron en la técnica anterior incluyendo publicaciones mencionadas en la presente. Los diversos pasos adicionales pueden ser recomendables para preparar los datos medidos adquiridos en las primeras y veces posteriores de estudio para la inversión matemática, dependiendo de la calidad, cobertura espacial, y otros aspectos de los datos (paso 62 en el diagrama de flujo de la Figura 6) . Estos pasos adicionales pueden incluir: la supresión de ruido utilizando un modo silencioso o el filtrado en el dominio de desplazamiento fuente-receptor, los ajustes de fases para representar los cambios en volumen debido a los errores de tiempo, ajuste de amplitud para representar las inconsistencias entre los componentes y las sumas de datos para producir las aperturas efectivas más amplias (véase, por ejemplo, Publicación de Patente Norteamericana No. 2003/0050759A1) . En el documento SEG 2005 anteriormente mencionado, Srnka describe que la resistividad de un depósito submarino puede producir imágenes utilizando datos de CSEM ingresados en un algoritmo de inversión tridimensional (3D) funcionando en una computadora, en la que los límites a priori pueden aplicarse y los valores absolutos de la resistividad subterránea se determinan. Thompson, et al., ( "Sensitivity to hydrocarbon targets using marine active source EM sounding: Diffusive EM imaging methods" , EAGE Annual Meeting, París, junio de 2004) muestran un ejemplo de la formación de imágenes aproximada de datos de CSEM marinos utilizando un algoritmo de computadora (2D) bidimensional que estima sólo los contrastes de resistividad relativos entre las estructuras eléctricas de la tierra, en lugar de determinar los valores de resistividad absolutos como se lleva a cabo utilizando la inversión no lineal. Carazzone, et al., ( "Three dimensional imaging of marine CSEM data", Extended Ajstract, EM 3.3 SEG Annual Meeting, Houston, Texas, noviembre de 2005) muestran diversos ejemplos de inversiones de datos no lineales de CSEM marinas en 3D que coinciden aproximadamente con los valores de resistividad del depósito medidos por la diagrafía de pozos de inducción en los depósitos. Sin embargo, ninguno de estos ejemplos de inversión mencionan la incorporación de EVTI en los resultados, ni mencionan los cambios que dependen del tiempo en la formación de imágenes en la resistividad del depósito. Los métodos de inversión de esta invención para los datos adquiridos en cada tiempo de estudio incluyen, pero no se restringen a, los cuatro procesos descritos en la Publicación de Patente PCT No. WO2006/135510 , que se resumen en los siguientes párrafos. En el paso 63 del diagrama de flujo de la Figura 6, se selecciona un método de inversión. (1) {Paso 64) Modelos delanteros en ID, 2D y/o 3D repetitivos en una computadora digital que utiliza algoritmos para los cálculos de la tierra isotrópicos, bien conocidos para los profesionales de la técnica incluyen los mencionados en la presente, en la que los datos reales (amplitudes y/o fases) se comparan con las respuestas modelo (amplitudes y/o fases) , y el modelo se ajusta posteriormente para hacer coincidir los datos del campo real con las respuestas modeladas. En este método de interpretación isotrópico, si los datos HED se utilizan, las respuestas en línea se modelan utilizando la resistividad eléctrica vertical, y las respuestas fuera de línea se modelan utilizando la resistividad horizontal, y a la inversa si los datos de HMD no se utilizan. (Véase Tabla 1 siguiente) . Los ajustes repetitivos para el modelo de resistividad vertical se hacen al comparar los datos medidos para un componente de campo de EM que es sólo de preferencia sensible pero por lo menos predominantemente a la resistividad vertical, y corresponde al modelo de resistividad horizontal. Donde se utilizan los datos fuera de línea, los datos son de preferencia de receptores exactamente de costado a la fuente (es decir, en x = 0 en la Figura 1) . La relación de los resultados del modelo en línea o fuera de línea (resistividad contra profundidad z y ubicación x, y) entonces proporciona un valor aproximado de la resistividad de la tierra incluyendo EVTI como una función de profundidad y posición. (2) {Paso 65) Modelos delanteros en ID, 2D y/o 3D repetitivos en una computadora digital que utilizan algoritmos para los cálculos de la tierra anisotrópicos , que incluyen EVTI, bien conocidos para los profesionales de la técnica incluyendo el documento mencionado con anterioridad de Yin y Maurer, en el que los datos reales (amplitudes y/o fases) se comparan con las respuestas modelo (amplitudes y/o fases) , y el modelo se ajusta posteriormente para hacer coincidir los datos del campo real con las respuestas modeladas. En este método de interpretación anisotrópico , las respuestas en línea y fuera de línea se modelan simultáneamente utilizando estimados de la resistividad vertical y horizontal. La solución del modelo final entonces contiene las resistividades de la tierra y el valor de EVTI (cantidad) como una función de profundidad y posición lateral . (3) {Paso 66) Inversión matemática en ID, 2D y/o 3D automatizados (formación de imagen) en una computadora digital utilizan algoritmos de resistividad isotrópicos bien conocidos para los profesionales en la técnica (véase, por ejemplo, Newman et al., T ree Dimensional Electromagnética (Oristaglio and Spies, eds . ) Soc . Expl . Geophysicists , Tulsa, 299-321 (1999)) . En una modalidad de este método de inversión isotrópico, E en línea y Ez en línea para la fuente de HED (o Hx en línea y Hy fuera de línea para una fuente de HMD) , y Hz fuera de línea para una fuente HED (o Hz en línea para una fuente HMD) , se ingresan por separado por el programa de inversión que entonces utiliza algoritmos de optimización numérica para resolver por separado la cantidad, profundidad, y la distribución lateral de resistividades horizontales y verticales cuyas respuestas electromagnéticas ajustan mejor los datos del fondo del mar observados. Se encuentra después EVTI al formar posteriormente la relación de la resistividad vertical invertida a horizontal en cada profundidad y ubicación. Al igual que el modelo delantero isotrópico, una clave es que una solución de inversión utiliza los datos del campo electromagnético que son más sensibles a la resistividad vertical, mientras la otra solución de inversión utiliza datos que son más sensibles a la resistividad horizontal. (4) {Paso 67) Los programas de inversión matemática automatizados (formación de imágenes) en una computadora digital utilizan algoritmos de resistividad de ID anisotrópicos (véase, por ejemplo, el documento mencionado con anterioridad por Tompkins, et al.) , y las extensiones anisotrópicas del dominio de frecuencia en 2D y 3D y los algoritmos de diferencia limitada de dominio de tiempo previamente desarrollados por los profesionales en la técnica (véase, por ejemplo, Weiss, et al., Geophysics 67, 1104-1114 (2002) ; y Weiss, et al., Geophysics 68, 922-930 (2003)) . En este método de inversión anisotrópico, las respuestas en línea y fuera de línea se ingresan conjuntamente en el programa de inversión que entonces utiliza algoritmos de optimización numérica para resolver la cantidad, profundidad, y distribución lateral de las resistividades horizontales y verticales cuyas respuestas electromagnéticas ajustan mejor los datos del fondo del mar observados . Los procesos isotrópicos requieren dos funcionamientos de computadoras separados de ya sea el programa de modelo delantero repetitivo o el programa de inversión. Un funcionamiento involucra datos para por lo menos un componente del campo electromagnético sensible de preferencia solo pero por lo menos predominantemente a la resistividad horizontal, y la salida es un volumen de datos de resistividad horizontal. El otro funcionamiento involucra datos para por lo menos un componente del campo EM sensible de preferencia solo pero por lo menos predominantemente a la resistividad vertical, y la salida es un volumen de dato de resistividad vertical. Los procesos anisotrópicos ingresan todos los datos en un único funcionamiento. Los datos pueden ser para componentes de campo que son sensibles a la resistividad vertical y horizontal; sin embargo, el método produce resultados más matemáticamente sólidos y los datos incluyen un componente sensible sólo a la resistividad vertical y otro sensible sólo a la resistividad horizontal. De esta manera, los datos electromagnéticos preferidos establecidos para un proceso serán un conjunto preferido para todos los procesos (para un tipo de fuente predeterminado) . La Tabla 1 enlista la sensibilidad para la resistividad vertical pv y para la resistividad horizontal pHl o para ambas, para ambos tipos de fuente de HED y HMD, y para la ubicación receptora en línea y fuera de línea. (Los datos fuera de línea preferidos son de ubicaciones de costado a la fuente) . Las entradas en la Tabla 1 de mayor interés para la presente invención son aquellas para las cuales los datos dependen por lo menos predominantemente en ya sea pv o pH . Esto puede observarse en la Tabla 1 y la descripción precedente del método que todas las modalidades preferidas de la invención requieren una medida en línea de por lo menos un componente del campo EM y una medida fuera de línea de por lo menos un componente del campo EM . Los datos adicionales proporcionan los beneficios de redundancia de datos esperados. En la Tabla 1, la sensibilidad etiquetada como "solo" para pv o pH asume un modelo de tierra estratificado plano, y debe reconocerse que en situaciones reales esta sensibilidad no será muy pura. Debe reconocerse que la Tabla 1 aplica los ambientes de ultramar. La Tabla 1 cambiaría considerablemente para las aplicaciones en tierra. Datos de CSE Marinos -Respuesta de EVTI Ubicación Sensibilidad de Resistividad
Fuente Receptora Datos de pv/ph HED En línea E:.: ambos predominantemente p-) Hy ambos predominantemente pv) E, solo p Ey, H:.:, Hz lo son en teoría=0 HED Fuera de Línea ambos predominantemente pv,) Hy ambos predominantemente pj Hz solo ph Ev, Ez, H,: ambos (pv y ft mezclados) HMD En línea Ey ambos predominantemente p¾) u ambos predominantemente ¾) Hz solo p¾ E , E-, Hy lo son en teoría=0 HMD Fuera de Línea Ey ambos predominantemente pv) Hx ambos predominantemente pv) Ez solo Ph E-, , Hy, Hz ambos (pv y ¾ mezclados)
Tabla 1 El profesional experto reconocerá fácilmente que todos los procesos anteriores, ya sean isotrópicos o anisotrópicos , el modelo delantero o inversión, involucran solucionar las ecuaciones del campo electromagnético de Maxwell con métodos numéricos asistidos por computadora. Con los parámetros de adquisición de fuentes conocidos, junto con las resistividades antecedentes (agua salada, etc.), y datos medidos para por lo menos dos componentes del campo EM, lo único desconocido es la resistividad objetivo y puede resolverse . Los procesos del modelo delantero repetitivos se aplicarán típicamente por computadora, pero requerirán típicamente una guía manual. El intérprete de datos ingresa típicamente parámetros de resistividad estimados o conocidos en un modelo de profundidad de inicio. El modelo puede incluir entre otros parámetros la profundidad de agua de mar, resistividad de agua y su gradiente vertical, la resistividad del aire, y un primer cálculo en la resistividad de la tierra basado en el conocimiento anterior (por ejemplo, diagrafías de pozos de un área similar) , datos asociados (por ejemplo, velocidades sísmicas convertidas en resistividad a través de una relación estadística) , y experiencia general en la tecnología. Se elige con frecuencia un valor de resistividad antecedente uniforme. El efecto primario del modelo de resistividad inicial es acelerar o retrasar la convergencia.
El modelo se ejecuta entonces en una computadora utilizando un algoritmo que resuelve las ecuaciones de Maxwell para los valores de entrada elegidos, y como resultado se obtienen los datos sintéticos para la configuración del estudio correspondiente a los datos reales. El intérprete entonces compara los datos sintéticos y reales en diversas ubicaciones, y se basa en el conocimiento disponible de la respuesta esperada, y modifica la resistividad en el modelo para acercar los datos sintéticos a los datos reales. El proceso se repite típicamente varias veces hasta que los criterios establecidos por el intérprete se reúnan, es decir los datos sintéticos del modelo resistividad-profundidad final coinciden con los datos reales dentro de algún limite aceptado. Si el proceso no converge, esto significa típicamente que la geología es compleja lo que requiere que más frecuencias, distancias fuente-a-receptor, y los componentes de E o H necesitan examinarse, o que los datos medidos se alteran en cierta manera. En los procesos de inversión, el intérprete de los datos crea un modelo de profundidad de resistividad de inicio, utilizando valores conocidos (agua de mar, aire, etc.) y un cálculo de inicio para la resistividad de la tierra tomado con frecuencia como uniforme y representativo del área como se determina por la experiencia, valores cercanos, como se describió con anterioridad para los procesos del modelo delantero. Los datos reales se ingresan entonces en un algoritmo de computadora junto con el modelo de resistividad de inicio, y el algoritmo genera datos sintéticos al resolver las ecuaciones de Maxwell, lo que se lleva a cabo típicamente por esquemas repetitivos, numéricos bien conocidos en la técnica. En las modalidades preferidas de la invención, el algoritmo utiliza técnicas matemáticas, tales como gradientes derivados en las diferencias entre los datos sintéticos y reales, para encontrar cambios en el modelo que resultarán al minimizar el desajuste entre los datos sintéticos y reales y la siguiente repetición del proceso. El algoritmo de computadora es capaz de manejar mucha más complejidad en los datos y modelo que un intérprete humano, y se le permite continuar operando sus procesos repetitivos internos hasta que el desajuste entre los datos sintéticos y reales alcance algún valor pequeño presente. En este punto la respuesta matemática tiene que converger en una solución óptima, que corresponde a un modelo de resistividad-profundidad final que represente mejor la estructura de resistividad de la tierra real incluyendo cualquier hidrocarburo que esté presente. Un usuario de la presente invención puede, por ejemplo, seleccionar (paso 63 de la Figura 6) una modalidad en la que el modelo de repetición e inversión en el dominio de frecuencia como se describe en la presente se utilice, pero se limite a algoritmos y programas de computo anisotrópicos , para proporcionar la verificación cruzada de resultados de EVTI (paso 68) y también para incorporar mejor el conocimiento geológico del intérprete. Por ejemplo, los datos seleccionados pudieron haberse adquirido utilizando una fuente controlada de HED que se remolque cerca del fondo del mar (preferentemente entre 25 y 50 metros) o que se coloque en posiciones fijas en el fondo del mar entre pares consecutivos de receptores del fondo del mar a lo largo de la línea fuente. En tal caso sólo son necesarias las respuestas del campo eléctrico Ex y Ez en línea, medidas simultáneamente con sólo las respuestas Hz fuera de línea, en una variedad de márgenes en línea y fuera de línea, típicamente cero (0) a 12,000 metros en línea y uno (1) a 8,000 metros fuera de línea para una resistencia de HED (momento dipolar) de 300,000 Amperes -metros . Los profesionales en la técnica entenderán que la opción de los márgenes de línea cruzada (fuera de línea) y en línea, es decir, distancias fuente-a-receptor, para estas medidas de respuesta dependen de la resistencia de la fuente y frecuencias utilizadas en el estudio, que a su vez dependen de las resistividades horizontales y verticales esperadas de la tierra y la profundidad para el objetivo u objetivos de interés. Existe una alternativa para las opciones de la Tabla 1 para una medida de componente de campo sensible sólo a la resistividad horizontal en forma de medidas electromagnéticas de fuente pasiva. La medición de la respuesta electromagnética en ausencia de una fuente operada por el hombre es una técnica conocida llamada estudio magnetotelúrico ( "MT" ) . La literatura publicada describe cómo medir la resistividad de la tierra bajo el fondo del mar utilizando el método magnetotelúrico marino ( "MMT" ) de fuente pasiva (Constable et al., Geophysics 63, 816-825 (1998) ; Hoversten et al., Geophysics 65, 1476-1488 (2000)) . La fuente de energía para la magnetotelúrica son las fluctuaciones naturales en el campo magnético del ambiente de la tierra, debido principalmente a fluctuaciones ionosféricas y relámpagos. Las medidas de MMT se confinan típicamente a los campos magnéticos y eléctricos horizontales (Ex, Ey, Hz, Hy) , aunque los datos de (Ez) del campo eléctrico vertical sean algunas veces útiles para estimar las variaciones laterales en estructuras geológicas (Zhdanov and Wan, "Three-dimensional marine magnetotellurics for petroleum exploration" SEG 2003 Annual Meeting Expanded Abstracts , 537-540 (2003)) . Los análisis de estos datos producen información casi completamente limitada a la resistividad horizontal. El cálculo de la inversión se lleva a cabo para un estudio inicial y (paso 61 de la Figura 6) , y para por lo menos un estudio llevado a cabo posteriormente (paso 72) . La inversión matemática de los datos de CSEM marinos proporciona un medio para trazar un mapa de la resistividad en la profundidad desde medidas relativamente bajas en costo obtenidas remotamente en o cerca del fondo del mar. El trazado de un mapa de la resistividad puede entonces utilizarse para estimar la saturación de hidrocarburos en toda la roca del depósito, utilizando relaciones empíricas que conectan la resistividad a la saturación tal como la ley de Archie (Archie, Trans . American Inst . Mech. Eng. 146, 54-62 (1942) ) . Los estimados de las propiedades de salmuera y rocas de datos de pozos y sísmicos y otros medios tales como modelos físicos de rocas pueden utilizarse para calibrar o mejorar las inversiones. Es bien conocido por los profesionales de la técnica que la resistividad eléctrica es una medida sensible del contenido de fluido en rocas porosas tales como depósitos de hidrocarburos subterráneos (Keller and Frischnecht, Electrical Methods in Geophysical Prospecting, 20-33, Pergamon (1966) . La resistividad eléctrica isotrópica en volumen de una roca hidratada con agua se describe por lo general en la relación matemática empírica conocida como ley de Archie : pr = pAl-Shc)-m- m (1) donde pr es la resistividad de la roca en volumen, pw es la resistividad de salmuera en la roca, Stc es la saturación de hidrocarburo, F es la porosidad, y m es un exponente empírico que por lo general tiene un valor cerca de m = 2 y representa la matriz de la roca. La ecuación (1) modela la disminución rápida en la resistividad del depósito en volumen mientras la saturación de hidrocarburos disminuye, para una porosidad de roca predeterminada y la resistividad de salmuera. Mientras se produce un depósito de hidrocarburos, la porosidad del depósito es esencialmente constante a menos que la roca del depósito se altere inadvertidamente durante la producción, por ejemplo por procesos diagenéticos tales como crecimientos de arcilla. El depósito podría además alterarse intencionalmente por procesos de fractura de presión o químicos utilizados para estimular la producción. La información sobre la densidad de las rocas en volumen puede obtenerse de los datos de reflexión sísmicas para estimar posteriormente los cambios en la porosidad. La resistividad de la salmuera del depósito que humedece las superficies del poro es aproximadamente constante durante la producción de hidrocarburos desde la mayoría de los depósitos, a menos que el agua o algún fluido soluble en agua se inyecte artificialmente en el depósito para estimular la producción. Por lo tanto, si los espacios del poro contienen principalmente fluidos de hidrocarburos y salmuera, los cambios locales en la resistividad en volumen pueden ser una medida directa de cambios locales en la saturación de hidrocarburos Shc- Si pr0 es la resistividad en volumen local y ¾c0 es la saturación de hidrocarburos local en el tiempo inicial t0, y Pri es la resistividad en volumen local y Shc\ es la saturación de hidrocarburos local en un tiempo posterior ti, entonces sustituir estos valores en la Ecuación (1) da como resultado: Shcl=l- (1-Shc0) ¦ (Pn/Pro) "m (2) La ecuación (2) proporciona un medio simple para estimar el cambio en Shc una vez que las propiedades iniciales del depósito se determinen. Si otro fluido eléctricamente resistente se introduce en el depósito, tal como dióxido de carbono (C02) para la estimulación de producción o para la eliminación del carbono, la relación directa entre Shc y pr se rompe y debe utilizarse un método más complicado para estimar Shc (Hoversten et al., "Pressure and fluid saturation prediction in a multi-component reservoir using combined seismic and electromagnetic imaging" , Geophysics 68, 1580-1591 (2003) ) . Ejemplos En lugar de los datos de CSEM reales del tipo y combinación requeridos en esta invención, los cálculos numéricos que emplean métodos en ID bien conocidos para los profesionales de la técnica se utilizan en la presente para demostrar las respuestas electromagnéticas del fondo del mar utilizadas por la invención. La Figura 2 muestra la geometría del estudio y el modelo de resistividad en ID utilizados para este cálculo modelo de los datos de respuesta de CSEM. El diseño del equipo es el mismo que en la Figura 1 (y se aplican los mismos números de referencia) , salvo que se utilice una sola fuente de HED . El modelo para este ejemplo utiliza una profundidad del fondo del mar de 3000 metros y un depósito 8 de hidrocarburo simulado de 50 metros de espesor cuya parte superior se oculta 1000 metros bajo el fondo del mar. Las Figura 3A y 3B muestran los cambios calculados en la fuente normalizada de HED (es decir, respuestas para una unidad dipolar de un metro de longitud y corriente de un Amper) amplitudes del campo del fondo del mar E;.: en línea en voltios/metro (Figura 3A) y las fases absolutas (Figura 3B) causadas por EVTI de magnitudes diferentes (relación de EVTI de 1:1 a 5:1 pv: ph, donde pv es la resistividad vertical y ph es la resistividad horizontal) , lo que corresponde a la geometría del estudio y a los parámetros de la tierra de la Figura 2 para una frecuencia de fuente sinusoidal de 0.25 Hertz. La anisotropía se encuentra típicamente en la tierra sobre y debajo de la capa de hidrocarburos, y puede estar presente dentro de la capa de hidrocarburos si, por ejemplo, el depósito está estratificado. A menos que la capa de hidrocarburos sea lo suficientemente espesa para resolverse por los datos electromagnéticos, su efecto de EVTI no es lo suficientemente largo para ser visible en estos datos de modelo, y se asume que el depósito tiene resistividad isotrópica para el propósito de estas simulaciones. El HED se alinea en la dirección x (algunas veces definida como fuente de XED) . (Es típico en la práctica de CSEM marina alinear una fuente de HED, que es básicamente un alambre largo, con la dirección en la que está remolcando, siendo ésta la orientación tenderá naturalmente a asumir cuando se remolque por un cable conectado a un extremo) . La resistividad horizontal ph se establece en 1.0 Ohm-m para este cálculo. El eje horizontal es la distancia x a lo largo de la línea fuente, que se mide en términos de distancia de la fuente de movimiento desde un receptor en línea particular, es decir uno de los receptores 6 ubicado a lo largo de la cuerda 5 de remolque fuente (véase Figura 1) . Los profesionales en la técnica entenderán que otros valores de los parámetros de entrada podrían utilizarse de igual manera en una forma adecuada en esta ilustración. Se asume que la capa 8 del depósito tiene resistividad de 100 Ohm-m (eléctricamente isotrópica, EVTI=1) . Seis curvas despliegan las respuestas receptoras del fondo del mar para diversos casos de ya sea el depósito 8 presente o no presente, y para valores diferentes de EVTI sobrecargados y descargados. En las Figuras 3A-B, el segundo dígito en el número de referencia indica el valor de EVTI y si la capa del depósito está presente ( "WR" ) en el modelo o no está presente ( "NR" ) de acuerdo con la siguiente clave: 1 indica EVTI= p ph =1, WR; 2 indica EVTI=2, WR; 3 indica EVTI=5, WR; 4 indica EVTI= 1, NR ; 5 indica EVTI=2, NR; y 6 indica EVTI=5, NR. Puede observarse que mientras el efecto de EVTI aumenta, la presencia o ausencia de la capa objetivo hace progresivamente menos diferencia, lo que ilustra la necesidad para la presente invención al determinar los cambios en las propiedades del depósito. Las Figuras 4 y 5 son cortes horizontales de un trazado de un mapa de profundidad en 3D tal como para que puedan prepararse (al invertir los datos asociados con diferentes frecuencias) como se indica en el paso 69 de la Figura 6. La Figura 4 muestra una inversión anisotrópica en 3D simulada de datos en línea y fuera de línea recopilados en un tiempo inicial utilizando la geometría de estudio de la Figura 2 sobre un depósito de hidrocarburo subterráneo. La inversión de dato real no preparó ni la Figura 4 ni la 5; son meramente ilustraciones diseñadas para indicar los tipos de trazados de mapa [69] de resistividad y comparaciones [73] que dependen del tiempo que pueden llevarse a cabo utilizando el presente método inventivo. A diferencia del caso del modelo de la capa uniforme simple mostrado en las Figura 1 y 2, aquí la saturación de hidrocarburos y los espesores de las zonas económicas varían dentro de la capa del depósito, debido a su estructura geológica y propiedades internas, para que la resistividad del depósito varíe lateralmente. Se muestran las ubicaciones de pozos 9 simulados para producir los hidrocarburos . Los contornos representan los valores de la resistividad vertical invertida promediada sobre el espesor bruto de 50 metros del depósito (valores numéricos en unidades de Ohm-m que se indican en la barra de referencia de escala de grises) medidos independientemente de los datos de pozos y datos sísmicos. La resistividad vertical promedio es típicamente el parámetro más sólido en dichas inversiones. Para un buena y primera aproximación, los datos recopilados en línea y fuera de línea son principalmente sensibles al producto de resistividad de espesor vertical en la profundidad del depósito. En esta simulación, una zona de alta permeabilidad de fluidos se indica por la línea 41 discontinua. Otros números de referencia tienen el mismo significado que en la Figura 1. La Figura 5 muestra una inversión anisotrópica en
3D simulada de los datos recopilados en línea y fuera de línea en un tiempo posterior que los mostrados para los resultados en la Figura 4, utilizando de nueva cuenta la geometría de estudio de la Figura 2. En este resultado simulado, la fuente y las ubicaciones receptoras para el estudio de tiempo posterior se muestran en exactamente las mismas posiciones que para el estudio del tiempo inicial. En la práctica, pueden introducirse pequeños errores en la inversión de resistividad subterránea para el estudio o estudios posteriores si la fuente y las ubicaciones receptoras se encuentran lejos de los que se utilizan en el estudio del tiempo inicial, por ejemplo, mayores que 100 metros . Los contornos en la Figura 5 representan los valores de la resistividad vertical invertida promediada sobre el espesor de 50 metros del depósito, que corresponde a los datos de CSEM del fondo del mar medidos en un tiempo posterior. En el resultado simulado, la resistividad vertical promedio dentro del depósito modelo se reduce sustancialmente cerca de la zona de alta permeabilidad de fluido (es decir, las áreas más oscuras se han reducido en tamaño) , como se esperaría en un depósito real mientras la resistividad local promedio se reduce por el desplazamiento de hidrocarburos eléctricamente resistentes. Dependiendo de los valores reales de la permeabilidad, porosidad de las rocas, y la saturación del fluido inicial de un depósito real y los índice de producción de hidrocarburos de los dos pozos, el tiempo entre la primera imagen de resistividad (Figura 4) y la segunda imagen de resistividad en la Figura 5 podría ser típicamente de 3 a 10 años. Será claro a partir de la descripción de esta invención que los estudios repetidos pueden adquirirse en una variedad de veces siguiendo el estudio del tiempo inicial, dependiendo de los índices de producción esperados, y la inversión de resistividad llevada a cabo de manera apropiada durante una o más veces posteriores y después compararse con inversiones para el tiempo inicial o con inversiones de resistividad para una o más veces posteriores de tales estudios . Una modalidad de la presente invención además utiliza los valores de resistividad invertidos en el tiempo 1 inicial y en por lo menos un tiempo 2 posterior para estimar (paso 70 de la Figura 6) las saturaciones de hidrocarburos promedio Shcl y Shc2 estas dos veces, y después trazar un mapa (paso 71) y analizar (paso 73) el cambio que depende del tiempo en la saturación AShc= (Shcl-ShC2 ) dentro del área del depósito. La conversión desde la resistividad hasta la saturación del fluido es bien conocida para los profesionales en la técnica, y puede llevarse a cabo en un número de maneras descritas en la técnica anterior incluyendo el uso de relaciones empíricas tales como la ley de Archie calibrada por medidas de la porosidad del depósito y la saturación del agua medida por la diagrafía de pozos. Tanto el dominio de frecuencia como las técnicas de dominio de tiempo pueden utilizarse para la adquisición de datos, procesamiento, análisis, e interpretación al practicar el presente método inventivo. La opción entre el dominio de tiempo y las técnicas de dominio de frecuencia se determina en gran parte por las consideraciones operacionales (tal como profundidad de agua) que los profesionales en la técnica comprenden bien. Las fuentes, los instrumentos del fondo del mar, y los sensores del campo magnético y eléctricos requeridos para los datos del fondo del mar medidos utilizados en esta invención también son bien conocidos por los profesionales en los estudios de CSEM marítimos. Los instrumentos y sensores se desarrollaron originalmente para estudios magnetotelúricos marítimos (Chave et al., "Electrical Exploration Methods for the Seafloor" , Electromagnetic Methods in Applied Geophysics, 2, 931-966, Society of Exploration Geophysicists, Tulsa (1991)) . La aplicación anterior se dirige a modalidades particulares de la presente invención con el objetivo de ilustrarla. Sin embargo, será aparente, para los expertos en la técnica, que son posibles muchas modificaciones y variaciones de las modalidades descritas en la presente. Se pretende que todas las modificaciones y variaciones se encuentren dentro del alcance de la presente invención, como se define en las reivindicaciones anexas.