MXPA05006215A - Sistema y metodo para verificar yacimientos de hidrocarburos que utilizan campos electromagneticos de fuentes controladas. - Google Patents

Abstract

El sistema y metodo para verificar en tiempo real un yacimiento de hidrocarburo (4) durante la extraccion, incluye un montaje de fuente electromagnetica (16) para transmitir una primera pluralidad de campos electromagneticos. Una pluralidad de antenas de lecho marino (30a-30d) esta distribuida sobre un area del lecho marino (8) correspondiente al yacimiento (4), en donde cada antena (30a-30d) comprende un arreglo de electrodo receptor (30a-30d) adaptado para recibir una segunda pluralidad de campos electromagneticos y generar senales que corresponden a los campos detectados. Un procesador de exploracion recibe las senales sobre tiempo y almacena datos correspondientes a las senales. Las diferentes combinaciones del electrodo receptor son utilizadas en combinacion con las antenas transmisoras para la medicion de los campos vertical, radial y/o azimuthal. La transmision y deteccion de lo campos puede ser efectuadas continuamente o en intervalos sincronizados durante la extraccion de hidrocarburos para estimar la velocidad y eficiencia de la extraccion.

Description

SISTEMA Y METODO PARA VERIFICAR YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS QUE UTILIZAN CAMPOS ELECTROMAGNETICOS DE FUENTE CONTROLADA CAMPO DE LA INVENCION la presente invención se relaciona con la medición de la conductividad eléctrica en el lecho marino en un estudio electromagnético de fuente controlada para verificar yacimientos de hidrocarburos del sublecho marino, y de manera más particular, con un sistema y método para verificar yacimientos de hidrocarburo del sublecho marino durante la extracción.

ANTECEDENTES DE LA INVENCION La medición de la resistividad eléctrica debajo del lecho marino ha asumido un papel importante en la exploración y evaluación y desarrollo de yacimientos de hidrocarburos, por ejemplo, de petróleo o gas natural. Los métodos sísmicos han sido usados tradicionalmente para esos propósitos, sin embargo, los resultados podrían ser ambiguos. Han sido desarrollados varios métodos electromagnéticos para trazar mapas de variaciones de resistividad del sublecho marino. Véase por ejemplo, la Patente Estadounidense No. 5,770,945 de Constable (métodos magnetotelúricos) , la Patente Estadounidense No. 6,522,146 de Srnka (fuente de EM controlada) , Publicación Internacional No. WO 03/048812 de MacGregor y Sinha (fuente de EM controlada), y Publicación Internacional No. WO 01/57555 de Rees (fuente de EM controlada) . La descripción de cada uno de los documentos de patente identificados se incorpora aquí como referencia. Los métodos de fuente de EM controlado (CSEM) son bien conocidos en la técnica y se han vuelto casi rutinarios para trazar mapas de conductividad eléctrica del lecho marino en aguas oceánicas muy poco profundas hasta profundas, alcanzando profundidades de penetración del lecho marino tan grandes como 30 km en 5 km de agua. Esos métodos han proporcionado ahorros económicos significativos en términos de evitar los costos de pozos de prueba de perforación en estructuras del sublecho marino que no contienen cantidades económicamente recuperables de hidrocarburos. Sin embargo, a la fecha, las aplicaciones de esos métodos a yacimientos de hidrocarburos se han limitado a la identificación y trazo de mapas de capas llenados con hidrocarburos . Una vez que han sido localizadas y perforadas, es importante verificar los cambios en el yacimiento de hidrocarburo durante la extracción de gas /aceite para la producción óptima. Existen técnicas que incluyen la perforación de pozos de verificación discretos, los cuales, además de ser caros y consumir tiempo, son incapaces de proporcionar una imagen comprensiva de la geometría del yacimiento debido al pequeño número de lugares de muestreo. Otra técnica incluye la colocación de detectores en el pozo de extracción o "registro de pozos", en la cual la cadena de perforación es extraída, son insertados instrumentos para la medición luego retirados, y la cadena de perforación es reemplazada. Otros métodos existentes incluyen inspecciones sísmicas repetidas o en lapsos de tiempo, también conocidas como modelos sísmicos 4-dimensionales . Las inspecciones sísmicas incluyen el uso de arreglos de cañones de aire para generar pulsaciones sísmicas ruidosas en la superficie que son reflejadas por límites entre las capas de piedras y el yacimiento de hidrocarburo. El método sísmico mide propiedades acústicas de la estructura del lecho submarino, las cuales están menos correlacionadas con el contenido de hidrocarburo real que está en resistencia eléctrica. Además, debido al peligro para aquellos que operan el cañón de aire o están ubicados cercanos y el daño a o perturbación de la vida marina en una amplia área alrededor de las pulsaciones, las inspecciones sísmicas continuas o repetidas son indeseables e imprácticas para aplicaciones de verificación extendidas. Además, las inspecciones sísmicas de perforaciones incluyen gastos de tiempo caros. En consecuencia, sigue existiendo la necesidad de un sistema y método para verificar económicamente el yacimiento con el tiempo para mejorar la recuperación de hidrocarburos del yacimiento con daño mínimo al ambiente a partir de la técnica de verificación.

LA INVENCION Es una ventaja de la presente invención proporcionar un método para el trazo de mapas continuo o repetido de la estructura del yacimiento sobre una gran área sin el uso de pozos caros. Otra ventaja de la presente invención es proporcionar un método para generar una imagen comprensiva de la geometría del yacimiento. Aún otra ventaja de la presente invención es proporcionar un transmisor electromagnético controlado, mejorado para usarse en la medición y verificación de los yacimientos de hidrocarburos del lecho submarino. De acuerdo con la presente invención, los cambios de tiempo en la resistencia eléctrica de los yacimientos de hidrocarburos del lecho submarino son verificados usando métodos electromagnéticos que incluyen una fuente electromagnética controlada. Los cambios en la resistencia del yacimiento estimados, ocurren cuando el aceite y gas son reemplazados por agua. El espesor y grado lateral del yacimiento pueden ser verificados por este método. Esa verificación permite que las posiciones de los pozos y velocidades de extracción sean optimizadas para su extracción total durante la vida del yacimiento. En una primera modalidad ejemplar, una pluralidad de cables conductores, cada uno conectado a una pluralidad de electrodos receptores, son distribuidos sobre el lecho marino alrededor de una plataforma de producción de hidrocarburos de manera que se extienden sobre el área del yacimiento de hidrocarburos. Un transmisor electromagnético (EM) es colocado sobre la plataforma y es conectado vía un conjunto separado de cables a uno o más pares de electrodos de transmisión que están colocados en o cerca del lecho marino. Donde son proporcionados pares de electrodos múltiples, las corrientes eléctricas pueden ser aplicadas simultáneamente o secuencialmente entre pares de electrodos de transmisión, los cuales están colocados para producir campos eléctricos verticales, radiales y/o azimutal. La profundidad del yacimiento también rige las distancias entre electrodos de transmisión y recepción, con una regla general que la distancia deberá ser al menos tres veces la profundidad del yacimiento. Las frecuencias de transmisión son determinadas por la profundidad del yacimiento y la conductividad eléctrica de los sedimentos subyacentes, y son yacimientos típicamente de 0.25 Hz por 1 km de profundidad. Los electrodos de transmisión pueden estar acostados horizontalmente sobre el lecho marino o colgados verticalmente de la plataforma. Los campos eléctricos a través de los electrodos receptores que resultan de las transmisiones EM son verificados sobre la plataforma de producción. La amplificación de las señales de los electrodos receptores puede ser aplicada usando amplificadores submarinos o amplificadores ubicados sobre la plataforma. El tamaño y posición de los campos eléctricos en las frecuencias de transmisión determina la extensión y espesor del yacimiento. El modo de campo eléctrico radial es más sensible a las dimensiones laterales del yacimiento. Instalando electrodos transmisores y receptores permanentemente sobre el lecho marino, las variaciones en la amplitud de las señales EM recibidas depende únicamente de los cambios en el yacimiento, y no de la proximidad relativa de otra geología que ocurrirían si los electrodos fueran a ser movidos. En una segunda modalidad ejemplar, las inspecciones repetidas pueden ser efectuadas usando un transmisor EM de fuente controlada remolcados por embarcación (CSEM) el cual es movido dentro de un arreglo de antena de recepción localizada en el lecho marino. Este arreglo puede estar fijo en lugar que se extienda sobre el yacimiento, como en una primera modalidad, o una pluralidad de registradores de datos de lecho marino, como los registradores descritos en la Patente No. 5,770,945 o en la Solicitud Internacional copendiente No. PCT ÜS03/18522, la cual es incorporada aquí como referencia, puede estar distribuida en ubicaciones sobre el yacimiento. Las unidades registradoras de datos pueden ser desplegadas por la misma embarcación que es usada para remolcar el transmisor o puede ser desplegado por separado en consecuencia por una o más embarcaciones diferentes o usando una grúa u otra estructura ubicada sobre una plataforma fija. La profundidad del yacimiento determina las distancias transmisor-receptor. En este caso, las distancias entre el transmisor remolcado y los receptores son preferiblemente dos veces la profundidad del yacimiento. En un primer aspecto de la presente invención, se proporciona un sistema para verificar en tiempo real un yacimiento de hidrocarburos durante un intervalo de tiempo durante el cual puede existir extracción de hidrocarburos. El sistema incluye un transmisor electromagnético de fuente controlada que comprende al menos una antena de transmisión para transmitir energía electromagnética en una pluralidad de ocasiones durante el intervalo; una pluralidad de antenas del lecho marino distribuidas sobre el lecho marino sobre un área que corresponde al yacimiento, donde cada antena del lecho marino comprende un arreglo de electrodos receptores cada uno proporcionando una señal de respuesta a la energía del transmisor en cada ocasión; al menos un proceso de registro de datos para recibir en cada ocasión la señal desde cada antena, la señal caracterizando, en parte, la impedancia del yacimiento, y para causar el almacenamiento, por cada ocasión, de al menos un parámetro relacionado con las señales recibidas desde las antenas; un dispositivo de sincronización para asociar un tiempo con respecto a al menos un parámetro almacenado; y un proceso de comparación para identificar cambios con el tiempo en al menos un parámetro. Cada antena del lecho marino comprende una pluralidad de electrodos colocados a distancias predeterminadas a lo largo de un cable conductor. El montaje de fuente electromagnético incluye al menos un transmisor de campo vertical para generar campos eléctricos verticales que son medidos sobre todos los electrodos receptores. Los transmisores adicionales pueden ser colocados para generar campos radiales y/o campos de azimut los cuales son medidos por todos o electrodos receptores seleccionados . El transmisor comprende un transmisor de fuente' controlada diseñado para producir la corriente más grande posible en las aguas en el lecho marino a través del cable transmisor. Debido a que la señal es rápidamente atenuada en el agua, el arreglo del electrodo transmisor debe ser colocado cercano al lecho marino. En aplicaciones en las cuales la fuente u origen es remolcada por una embarcación, es importante que el arreglo del cable remolcado sea construido de manera que no flote. También es preferible que el cable no sea tan pesado que sea arrastrado directamente sobre el lecho marino para evitar daños al cable y/o electrodos asi como para minimizar el impacto ambiental, es decir daño a las estructuras de coral o estructuras del lecho marino asociadas con la producción de hidrocarburos. Para lograr este equilibrio, la construcción deseada para cables remolcados a profundidad deberá tener flotabilidad neutra. De acuerdo a la tecnología existente, los conductores de cobre son recubiertos en una manguera llena con aceite donde la densidad del aceite es seleccionada para la flotabilidad neutra. Esos cables son pesados y difíciles de manejar y son sometidos a rupturas las cuales pueden liberar el aceite en el agua y/o dejar que el agua entre al cable. En la modalidad preferida de la presente invención, un cable mejorado para aplicaciones remolcado a profundidad comprende un conductor de energía de aluminio en hebra hecho neutralmente flotante en agua de mar cubierto en un elastómero termoplástico (TPE) con densidad menor de 1000 kg/m3. La invención proporciona además un método para verificar un yacimiento de hidrocarburo del lecho submarino en un intervalo de tiempo durante el cual puede ocurrir la extracción de hidrocarburos. El método incluye distribuir una pluralidad de antenas receptoras sobre el lecho marino sobre un área que corresponde al yacimiento, donde cada antena comprende ún arreglo de electrodos receptores; desplegando al menos un transmisor de campo electromagnético en o cerca del lecho marino anterior al yacimiento, obteniendo, en una pluralidad de ocasiones durante el intervalo, de cada una de las antenas receptoras, una señal de respuesta a la energía del transmisor, cada señal caracterizando en parte la impedancia del yacimiento; almacenando, por cada ocasión, al menos un parámetro relacionado con señales recibidas desde la antena; e identificando cambios en el tiempo en al menos un parámetro. La sensibilidad de las mediciones para la extracción de hidrocarburos puede ser controlada seleccionando la frecuencia y el intervalo receptor-transmisor para producir un cambio de diez veces en la fuerza del campo durante la extracción. Pueden ser usados procesadores múltiples y los datos combinados para la medición sobre grandes distancias. El dispositivo de sincronización es usado además para sincronizar entre procesadores múltiples y para el tiempo de llenado. El método para verificar un yacimiento de hidrocarburos puede ser usado durante la extracción y producción para evaluar la velocidad de extracción.

BREVE DESCRIPCION DE LOS DIBUJOS El entendimiento de la presente invención será facilitado por consideración de la siguiente descripción detallada de una modalidad preferida de la presente invención tomada en conjunto con los dibujos acompañantes, en los cuales números similares se refieren a partes similares y en los cuales: la Figura 1 es una vista lateral esquemática de un sistema de instalación fijo de acuerdo con la presente invención; la Figura 2 es una vista plana superior de un sistema de instalación fijo de acuerdo con la presente invención; la Figura 3 es una vista plana superior esquemática de un arreglo ejemplar de unidades de registro móviles desplegadas en lugares sobre el lecho marino de acuerdo con una segunda modalidad de la invención; la Figura 4 es una vista esquemática de un montaje de transmisor EM remolcado; la Figura 5 es una vista en corte transversal del cable para el transmisor remolcado a profundidad; la Figura 6a es un modelo unidimensional de una estructura estratificada para medición; la Figura 6b es una gráfica sensible de un intervalo fuente-receptor con frecuencia de transmisión; y la Figura 7 es una gráfica que muestra el cambio en el campo eléctrico por el momento dipolar con el espesor del yacimiento.

DESCRIPCION DETALLADA DE LAS MODALIDADES PREFERIDAS DE LA INVENCION De acuerdo con la presente invención, los cambios en el tiempo en la resistencia eléctrica de los yacimientos de hidrocarburos de suelo submarino son verificados para determinar cuando el aceite o gas es reemplazado en el yacimiento por agua. Son usados métodos electromagnéticos que incluyen una fuente electromagnética controlada. El espesor y el grado lateral del yacimiento pueden ser verificados por este método tomando mediciones continuas o a intervalos de tiempo de manera que la velocidad de extracción pueda ser determinada. Esas verificaciones permiten que las posiciones de los pozos y velocidades de extracción sean optimizadas para la extracción total durante la vida del yacimiento. Como es sabido en la técnica, los yacimientos de hidrocarburos pueden encontrarse bajo lagos y rios asi como océanos. En consecuencia, para propósitos de la descripción de la presente, el término "lecho marino" se usa para referirse, de manera general, al fondo de un cuerpo de agua dentro del cual puede ocurrir un nivel suficiente de conducción eléctrica para la medición y no se pretende que se limite al fondo del océano. El tamaño y posición de los campos eléctricos a las frecuencias de transmisión es usado para determinar la extensión y espesor del yacimiento. Instalando electrodos transmisores y receptores permanentemente sobre el lecho marino, las variaciones en la amplitud de las señales E recibidas dependen únicamente de cambios en el yacimiento, y no de la proximidad relativa de otra geología de lo que ocurriría si los electrodos fueran movidos. Las Figuras 1 y 2 ilustran una primera modalidad ejemplar de un sistema de acuerdo a la presente invención, el cual es montado en una relación fija en relación a la plataforma 2 como una plataforma de perforación submarina construida para extraer un hidrocarburo de un yacimiento 4 del sublecho marino vía la perforadora 6. Un transmisor de campo electromagnético (EM) 10 se localiza sobre la plataforma 2, conectado eléctricamente a una o más antenas transmisoras 12. El transmisor 10 comprende un transmisor de origen controlado diseñado para producir la corriente más grande posible en las aguas en el lecho marino a través del cable del transmisor. Debido a que la señal es atenuada rápidamente en el agua, el arreglo del electrodo del transmisor es colocado preferiblemente cerca del lecho marino dentro de las restricciones de la separación transmisor-receptor. Donde se proporcionan pares de electrodos múltiples, pueden ser aplicadas corrientes eléctricas ya sea simultanea o secuencialmente entre pares de electrodos transmisores, los cuales son colocados para producir campos eléctricos vertical, radial y/o azimutal. Las frecuencias de transmisión son determinadas por la profundidad del yacimiento y la conductividad eléctrica de los sedimentos suprayacentes y son típicamente de 0.25 Hz para yacimientos de 1 km de profundidad. Los electrodos de trasmisión pueden ser colocados horizontalmente sobre el lecho marino o colgar verticalmente de la plataforma. En el ejemplo ilustrado en la Figura 1, la antena 12a está formada de la combinación del cable 14a y de los electrodos transmisores 16A y 16B. En una modalidad preferida, los electrodos son electrodos de plata-cloruro de plata, como aquellos descritos en la Patente No 5,770,945, sin embargo, pueden ser usados otros tipos de electrodos como será evidente a aquellos expertos en la técnica. La antena 12a, la cual está suspendida de la plataforma 2, genera un campo eléctrico vertical, de acuerdo a lo indicado por las líneas de campo 48. La antena 12b, formada de la combinación del cable 14b y los electrodos transmisores 16C y 16D, es colocada sobre el lecho marino 8 para generar un campo eléctrico radical indicado por las lineas de campo 50 en la Figura 2. Como una alternativa a la plataforma encima de la superficie del agua, los componentes pueden localizarse en un alojamiento sellado apropiadamente en o cerca del lecho marino. Instalar los electrodos transmisor y receptor permanentemente sobre el lecho marino, las variaciones en la amplitud de las señales EM recibidas depende únicamente de cambios en el yacimiento, y no de la proximidad relativa de otra geología de lo que ocurriría si los electrodos fueran a ser movidos. Un arreglo de antenas receptoras 26 están distribuidas alrededor del lecho marino 8 para cubrir el área del yacimiento 4. El arreglo receptor está conectado a un amplificador multicanal 62 el cual recibe y amplifica las señales de la antena para la transmisión al procesador de registro cronológico de datos 70 el cual almacena los datos recolectados por las antenas con el tiempo. (Para propósitos de la invención reclamada, a menos que el contexto requiera otra cosa, el término "tiempo" se refiere a al menos una de la fecha o la hora del día) . Un dispositivo de sincronización, el cual puede ser alojado dentro del alojamiento del procesador, y por lo tanto, no se muestra separado en la Figura, proporciona una señal de teitiporizacíón al procesador para la sincronización para el uso en el apilamiento de señales y determinación de fase. El dispositivo de sincronización puede ser cualquier dispositivo que sea capaz de generar una señal de temporización exacta y puede incluir, por ejemplo, un oscilador de cristal, un dispositivo de circuitos integrados, un receptor GPS, o alguna combinación de los mismos. La selección de un dispositivo de sincronización apropiado será evidente a un experto en la técnica. Los tiempos superpuestos son registrados por el procesador como referencias de los datos de señales almacenados. El amplificador 62 y el procesador de registro cronológico de datos 70 pueden localizarse sobre la plataforma 2 o debajo de la superficie del agua, protegidos por un alojamiento hermético al agua. Refiriéndose aún a la modalidad ejemplar mostrada en la Figura 1, la antena 26a comprende el cable 40 y electrodo receptores 30a-30b. Cada par de electrodos receptores, por ejemplo, los electrodos 30a-30b, y los electrodos 30c-30d, comprende un electrodo de AgCl y un electrodo de metal. La antena 26a es únicamente una de muchas antenas receptores las cuales, como se ilustra en la Figura 2, se extienden radialmente en un arreglo similar a rayos de rueda desde la plataforma 2 para cubrir el yacimiento 4 (indicado por la linea discontinua) en direcciones suficientemente diferentes para proporcionar una representación razonable de la extensión del yacimiento. En el ejemplo ilustrado, el arreglo receptor 26 tiene ocho rayos de rueda, específicamente, las antenas 26a-26h. La antena 26b comprende el cable 41 y los electrodos receptores 31a-31d, la antena 26c comprende el cable 42 y los electrodos receptores 33a-d, la antena 26d comprende el cable 44 y los electrodos receptores 33a-d. La antena 26e comprende el cable 44 y los electrodos 34a-d, la antena 26f comprende el cable 45 y los electrodos receptores 35a-d. La antena 26g está constituida en el cable 46 y los electrodos receptores 36a-d y la antena 26h comprende el cable 47 y los electrodos 37a-d. En general, el patrón de distribución de las antenas receptoras dependerá de la forma del yacimiento y la localización de la plataforma. De este modo, el patrón de distribución ilustrado pretende ser ejemplar únicamente. Aunque un transmisor será típicamente verificado por muchos receptores, en la modalidad ejemplar, por cada antena receptora radial existe una antena transmisora correspondiente para generar el campo EM radial a ser detectado por la antena receptora. Esas antenas transmisoras pueden ser activadas simultánea o secuencialmente . Las lecturas son tomadas de las antenas receptoras para proporcionar una medición de la extensión radial del yacimiento en una dirección correspondiente a la orientación radial de las antenas receptoras. Como se ilustra en la Figura 2, cuando la antena transmisora 12f, la cual incluye los electrodos 22A y 22B, es energizada, son tomadas lecturas de al menos la antena receptora 26a (electrodos 30a-d) para proporcionar una medición de campo radial correspondiente a la dirección radial de la antena. El campo eléctrico generado por una antena transmisora también será medido en otras antenas receptoras, y posiblemente todos los otros receptores en el arreglo, en tanto exista una fuerza de señal suficiente en los electrodos. De este modo, por ejemplo, el campo eléctrico generado por la antena transmisora 12f seria medido en las antenas receptoras 26a, 26b, 26c, 26g y 26h. Cuando la antena transmisora 12e (los electrodos 21A y 21B) es activada, al menos la antena receptora 26b detecta el campo radial. De manera similar, las combinaciones de antena transmisora 12d y antena receptora 26c, antena transmisora 12c y antena receptora 26d, antena transmisora 12b y antena receptora 26e, antena transmisora 12i y antena receptora 26f, antena transmisora 12h y antena receptora 26g, y antena transmisora 12g y antena receptora 26h pueden ser usadas para medir los campos radiales en sus direcciones respectivas a través del yacimiento 4. Aunque generalmente no responde bien a variaciones en la resistividad, un campo azimutal es útil como una señal de control para proporcionar una medición de la resistividad de fondo. La resistividad de fondo puede entonces ser sustraída de las mediciones tomadas usando campos vertical y/o radial para proporcionar una medición de resistividad corregida de fondo. No se requieren transmisores o receptores adicionales para medir el campo azimutal. En su lugar, pueden ser seleccionadas combinaciones diferentes de los electrodos transmisores y electrodos receptores usados para la medición radial para generar y medir el campo azimutal. Por ejemplo, refiriéndose a la Figura 2, un campo azimutal puede ser generado a través de los electrodos transmisores 20B y 21B, de acuerdo a lo indicado por las líneas de campo 52, y detectado usando los electrodos receptores 31b y 32b, creando efectivamente una línea o arco imaginario que conecta los puntos sobre dos rayos de rueda radiales diferentes. Como con la medición del campo radial, las combinaciones de electrodos pueden ser activadas simultánea o secuencialmente para medir el campo azimutal a través de todas las secciones del yacimiento. Por ejemplo, el campo generado por los electrodos transmisores 19B y 20B puede ser medido usando los electrodos receptores 32b y 33b, entonces el campo generado por los electrodos transmisores 18B y 19B sería medido usando los electrodos receptores 31b y 32b, y así sucesivamente. De este modo, usando los mismos arreglos de antena transmisora y receptora, puede ser estimada la extensión y uniformidad lateral del yacimiento con la resistividad de fondo eliminada. Puede ser deseable efectuar un sondeo magneto telúrico (MT) para determinar correcciones a los datos de CSEM. Los datos MT pueden proporcionar una medición basal para la conductividad del sedimento o cancelación de ruido dentro de los datos de CSEM. Aunque los métodos CSEM son muy efectivos para resolver características resistivas en la estructura del sublecho marino, la magnetotelúrica (MT) es mejor en la resolución de características conductoras. El método MT usa la medición de campos electromagnéticos que ocurren naturalmente para determinar la resistividad eléctrica, o conductividad, de rocas subsuperficiales . Existen ciertas ventajas de combinar las dos técnicas para obtener una mayor exactitud y resolución, particularmente en áreas de rocas resistivas poco profundad como el basalto . En una aplicación combinada, el método MT puede ser usado como referencia para propósitos de cancelación de ruido de los datos de CSEM. Específicamente, a más grande la fuente de ruido en los datos de CSEM por debajo de aproximadamente 0.3 Hz (la frecuencia exacta depende de la profundidad del agua) es la señal MT. Puesto que las señales MT son espacialmente uniformes, es posible tomar mediciones de series de tiempo de campos magnéticos y/o eléctricos fuera del arreglo de verificación, entonces usar esas mediciones para sustraer el ruido MT de las mediciones de verificación. Las aplicaciones de este método en un escenario diferente (detección submarina) reportan una reducción del ruido de hasta 40 dB. En otra aplicación, la MT puede ser usada para mejorar la interpretación de los datos de CSEM. El método MT es preferiblemente sensible a partes conductoras de la estructura del sublecho marino, la cual en este caso, es las rocas sedimentarias por encima y por debajo del yacimiento. Debido a que el método MT es casi completamente insensible a capas resistivas delgadas, a menos que el yacimiento sea relativamente grueso y relativamente poco profundo, no existirá respuesta en los datos MT. Esto proporciona un mecanismo para asegurar que los cambios en los datos de verificación de CSEM sean el resultado del agotamiento del yacimiento y no causados por cambios en la conductividad del sedimento. Mediciones repetidas de la respuesta MT sobre el yacimiento pueden ser usadas para verificar la conductividad del sedimento independientemente del arreglo de verificación de CSEM. Las unidades de registro cronológico de datos, como aquellas descritas en la Patente No. 5,770,945, las cuales incluyen detectores de inducción de campo magnético para usarse en estudios MT, pueden ser usadas para medición EM y MT. De manera alternativa, no pueden ser usados sistemas de detección separados . La medición del campo vertical 48, la cual proporciona una estimación de los cambios laterales en la resistividad del yacimiento, es decir, que muestra los bordes, es efectuada por todos los electrodos receptores en el arreglo de antena. Por ejemplo, los electrodos 30a-30d de la antena receptora 26a pueden ser usados para estimar el espesor del yacimiento en la localización correspondiente al área bajo la antena 26a. De manera similar, las señales de otras antenas receptoras 26b-26g pueden ser leídas secuencialmente o en una o más combinaciones para estimar el espesor del yacimiento en la localización en el yacimiento correspondiente a la localización de la antena en la cual la señal es detectada. Para tratar con las diferentes combinaciones de cables y electrodos receptores, puede ser proporcionado un preamplificador alimentado sobre el cable por cada nodo del cable. Las señales amplificadas son entonces transmitidas al procesador de registro cronológico de datos 70 sobre la plataforma. SE proporciona un canal ADC por cada par de cables permitiéndoles ser verificados simultáneamente. Entonces, únicamente el transmisor sería conmutado para generar los diferentes campos eléctricos.

En una segunda modalidad, pueden ser efectuados estudios repetidos usando un transmisor EM de fuente controlada remolcado por un barco el cual se mueve dentro de un arreglo de antena receptora localizada sobre el lecho marino. Este arreglo puede ser fijado en su lugar extendiéndose sobre el yacimiento, como en la primera modalidad, o una pluralidad de unidades de registro cronológico de datos del lecho marino, como la unidad de registro cronológico de datos descritos en la Patente No. 5,770,945 o en la Solicitud Internacional copendiente No. PCT US03/18522, la cual se incorpora aquí como referencia, puede ser distribuida en lugares sobre el yacimiento. En las unidades de registro cronológico de datos pueden ser desplegadas por el mismo buque que sea usado para remolcar el transmisor o pueden ser desplegadas por separado de antemano por uno o más buques o usando una grúa u otra estructura localizada sobre una plataforma fija. La Figura 3 ilustra un arreglo ejemplar de unidades de registro cronológico de datos 100 desplegadas en lugares sobre el lecho marino cubriendo el yacimiento de hidrocarburos 4. Aunque se muestran 12 unidades, pueden ser usadas más o menos unidades en tanto exista suficiente cobertura del área correspondiente al yacimiento para proporcionar una estimación razonable de su extensión lateral. El arreglo de las unidades de registro cronológico de datos 100 no es critico en tanto exista un muestreo razonable del área del yacimiento pues es el patrón de arrastre del transmisor el que permite la medición del campo radial. Cada unidad de registro cronológico de datos 100, mostrada esquemáticamente, tiene al menos dos antenas receptoras bipolo 102, 104 en una relación ortogonal, el amplificador de señales 106 para recibir y amplificar las señales de los electrodos de la antena, y un procesador de registro cronológico de datos 108, en el cual las señales son digitalizadas y almacenadas en la memoria junto con una señal de temporización . De manera alternativa, los circuitos apropiados pueden ser empaquetados en un alojamiento hermético al agua localizado cerca de los 'electrodos receptores, permitiendo que las señales de campo eléctrico sean amplificadas y digitalizadas en lugares bipolo, de modo que sea transmitida una señal digital al dispositivo de registro cronológico de datos central. Otros detalles de la unidad de registro cronológico de datos son descritos en la Patente y Solicitud Internacional referidas anteriormente y no serán repetidos aquí. (Los detalles adicionales de la unidad de registro cronológico de datos también son proporcionados por Constable y Cox ("Marine controlled source electromagnetic sounding 2. The PEGASUS experiment", J. Geophys . Res., 101, pp. 5519-5530, 1996, la cual se incorpora aquí como referencia) . Nótese que el campo vertical puede ser medido usando una antena bipolo vertical adicional, como se describe en la Solicitud Internacional No. PCT US03/18522. Pueden ser efectuados estudios repetidos usando un transmisor electromagnético de fuente controlada, marino, 202 remolcado por un barco 200 u otro buque, como se muestra en la Figura 4. Para proporcionar la medición del campo radial, el transmisor es remolcado en un patrón radial sobre el área del yacimiento. La distancia entre el transmisor 202 y los receptores deberá ser dos o más veces la profundidad del yacimiento. De este modo, para una profundidad de yacimiento de 1 km, los receptores deberán estar al menos 2 km del transmisor. En una modalidad ejemplar, el transmisor 202 es alimentado por un acondicionador de energía a bordo del barco que convierte al energía trifásica del barco a energía de amplitud ajustable, limpia, de frecuencia apropiada para la transmisión al transmisor remolcado profundo (60 a 400 Hz -las más altas frecuencias permiten el uso de transformadores más eficientes y compactos) . De manera alternativa, el suministro de energía a bordo del barco puede ser una fuente de DC con la señal convertida a una señal de alta frecuencia en el montaje remolcado cerca del lecho marino. El control de frecuencia deberá ser preciso y estable, usando preferiblemente una base de tiempo GPS. El acondicionador de energía puede ser un sistema de energía de la serie DMAC II de Elgar Electronics Corporation (San Diego, California) o similar. Se usa un transformador de energía de instalación para incrementar el voltaje del acondicionador de energía al máximo que el cable de remolque profundo pueda tolerar (típicamente 2000 VAC) . Se usan un montaje de cable restante y anillo deslizable para transferir la energía de alto voltaje al cable de remolque 210. La unidad transmisora 202, como se ilustra en la Figura 4, incluye un armazón de remolque mecánico 204 para sujetar los dispositivos electrónicos del transmisor 206 y la antena de transmisión 208. Donde la unidad transmisora se localiza sobre una plataforma, no se requieren el armazón de remolque y el cable. Para un transmisor remolcado, los dispositivos electrónicos de transmisor 206 son alojados en una armadura resistente a la presión, hermética al agua. La antena transmisora 208, con el cable de la antena 207 y los electrodos 209A y B, son conectados a la armadura de dispositivos electrónicos y remolcados detrás del armazón 204. Los dispositivos electrónicos del transmisor 206 incluyen un transformador de energía gradual descendente para convertir la energía de alto voltaje del cable de remolque profundo 210 a energía de bajo voltaje, de alta corriente para el transmisor 202. La salida del transformador de energía es rectificada por onda completa y conmutada a una frecuencia de transmisión menor (10 Hz a 0.01 Hz) usando un puente rectificador controlado por silicio (SCR) y circuito de control, de acuerdo a lo descrito por Constable y Cox ("Marine controlled source electromagnetic sounding 2. The PEGASOS experiment", J. Geophys. Res., 101, pp. 5519-5530, 1996), o conversión a corriente directa usando un puente rectificador de onda completa de diodos de energía y la conmutación de la corriente DC resultante usando transistores bipolares de compuerta integrada (IGBT) . Un cable electromecánico 210 transfiere energía del transformador de instalación al transmisor remolcado profundo 202. Debido a gue las señales son atenuadas rápidamente en el agua, la antena transmisora 208 deberá ser colocada cerca del lecho marino, por lo tanto, es importante que el arreglo del cable remolcado sea construido de modo que no flote. También se prefiere que el cable no sea demasiado pesado de modo que sea arrastrado directamente sobre el lecho marino para evitar daños al cable y/o electrodos así como para minimizar el impacto ambiental, por ejemplo, dañar estructuras de coral o estructuras artificiales asociadas con la extracción de hidrocarburos. Para lograr este equilibrio, la construcción deseada del cable de remolque profundo 210 deberá ser de flotabilidad neutra. De acuerdo a la tecnología existente, los conductores de cobre son encapsulados en una manguera llena de aceite donde la densidad del aceite se selecciona de flotabilidad neutra (véase, por ejemplo, la Patente Estadounidense No. 4,634,804). Esos cables pueden ser difíciles de manejar y son objeto de rupturas las cuales pueden liberar el aceite hacia el agua y permitir que el agua entre al cable. En la modalidad preferida de la presente invención un cable mejorado para aplicaciones de remolque profundo comprende un conductor de energía de metal hecho de flotabilidad neutra en el agua de mar encapsulando este en un elastómero termoplástico (TPE) con una densidad menor de 1000 kg/m3. En la modalidad preferida, se seleccionó un conductor de aluminio trenzado por su ligereza, sin embargo, pueden ser usados otros metales, incluyendo el cobre. Una sección transversal ejemplar del cable 210 se ilustra en la Figura 5, con el conductor de aluminio trazado 212 encapsulado en TPE 214. En una tercera modalidad de la configuración del receptor, pueden ser instalados anclajes permanentes en posiciones a través del lecho marino sobre el área del yacimiento, por ejemplo, en una configuración similar a la que se muestra en la Figura 3. Esos anclajes permanentes son usados para mantener una pluralidad de antenas receptoras removióles en su lugar. Las antenas receptoras pueden ser colocadas repetidamente en los sitios de anclaje usando vehículo operados remotamente (ROV) como es sabido en la técnica, justo antes de la colocación del transmisor remolcado hacia el agua. Bajo esta modalidad, no es necesario dejar equipo electrónico en el sitio entre las operaciones de medición. La selección de la frecuencia de transmisión óptima maximiza la capacidad para detectar cambios en el espesor del yacimiento de hidrocarburos usando los datos de resistividad obtenidos de campos eléctricos remotos del transmisor. Esta frecuencia óptima es determinada por la profundidad del agua, la profundidad del yacimiento, la resistividad eléctrica de los sedimentos sobre el yacimiento, y el piso del ruido del sistema de medición.

Esta frecuencia puede ser encontrada usando modelaje por computadora del lecho marino con la estructura estratificada de la Figura 6a, la cual ilustra un modelo base unidimensional de un yacimiento de 1 km de profundidad en 1 km de agua marina con 1 ohm-m de sedimento. (El modelaje tridimensional muestra que este proporciona la respuesta correcta si ambos del transmisor y el receptor se encuentran sobre el reservorio) . Existe un intercambio entre la resolución temporal y la señal más pequeña que puede ser medida. Esto es relacionado por los principios bien conocidos de análisis espectral y relación de señal a ruido. El parámetro fijo es el piso del ruido del voltaje del amplificador y el sistema de electrodo, VNf La energía del piso del ruido del voltaje es de aproximadamente 10"18V2/Hz entre 0.1 y 10 Hz. Esta es cercana al límite de ruido (térmico) de Johnson del sistema del electrodo, y aunque este puede ser mejorado un tanto, es poco probable que cambie dramáticamente. La amplitud del piso del ruido {Nf) de un sistema de EM de fuente controlada, es decir, la señal más pequeña que puede ser medida con una relación de señal a ruido de 1, está dada por Donde Bw es el ancho de banda de la medición (el tiempo de apilamiento o medición) , Dm es el momento dipolo (en Amperímetros) del transmisor, y LRA es la longitud de la antena receptora. Los valores típicos para Día serían de 104 (transmisión de 100 amp en una antena de 100 metros. Nótese que la corriente puede fluctuar de un valor tan bajo como de 10 amps hasta 1000 amps) . Los valores típicos para LRA serían de 100 m para un sistema fijo y de 10 m para un receptor desplegado. El piso del ruido puede ser mejorado incrementando la longitud de ambas antenas transmisora y receptora, sin embargo, la resolución espacial se reducirá. Para una instalación fija de acuerdo a la primera modalidad, la transmisión puede ser continua, con un intercambio entre la resolución temporal y el piso del ruido. Con mediciones de apilamiento durante un dia, se obtiene un piso de ruido de 3xl0~18 V/m/ (Am) . Este puede ser disminuido a IxlO-18 V/m/ (Am) con una medición de una semana. Sumando las mediciones durante un año, puede obtenerse un piso de ruido de 1CT19 V/m/ (Am) . Esto probablemente representa la medición más baja que puede ser hecha en la práctica. Para un estudio repetido usando receptores desplegados y un transmisor remolcado por un barco como en la segunda modalidad, son posibles anchos de banda de unos cuantos minutos antes de que la ubicación del transmisor haya cambiado significativamente. Usando 2 minutos y los parámetros típicos anteriores, se obtiene un piso de ruido de 10"15 V/m/(Am) . La Figura 6b es una gráfica de pixeles en escala de grises que ilustra la sensibilidad usando la relación de los campos eléctricos radicales, horizontales, con el yacimiento en el modelo mostrado en la Figura 6a a los campos eléctricos para un yacimiento completamente agotado y el modelo base. La clave en escala de gris a la derecha de la gráfica indica la amplitud del piso de ruido Nf. Las líneas del contorno en la Figura 6b muestran la magnitud del campo eléctrico con el yacimiento presente, en forma exponencial. Es decir, que -20 es 1CT20 V/m por momento dipolo. Primero, se elige una distancia fuente-receptor. Esta deberá ser tan grande como sea posible, pero es limitada por el tamaño del yacimiento y la resolución deseada. Aquí, se seleccionan 5 km, (de acuerdo a lo indicado por la flecha "A") . Para esta distancia, el efecto máximo es a 10 Hz, donde las señales debidas al yacimiento son 10,000 veces más grandes que sin este (indicadas por el diamante blanco dentro de la gráfica) . Sin embargo, la magnitud de las señales 10"19 V/m/ (Am) con el yacimiento y 10-23 V/m/ (Am) sin este, la cual es probablemente demasiado pequeña para medir. Sin embargo, si el piso del ruido del sistema 10~15 V/m/ (Am) a 10~19 V/m/ (Am) , entonces una frecuencia de 3 Hz será óptima, produciendo un cambio de 1000 veces en la señal cuando el yacimiento se agota (indicado por la flecha "B") . Si el piso del ruido del sistema es 10-15 V/m/ (Am) a 10"16 V/m/ (Am) , entonces una frecuencia de 1 Hz producirá un cambio de 10 veces en la fuerza del campo (indicado por la flecha "C") . Las líneas discontinuas en la Figura 6b abarcan los cambios de 10 veces y mayores indicados en la gráfica, la cual cubre un intervalo de frecuencia aproximado de 0.1 Hz hasta aproximadamente 20 Hz para el modelo de la Figura 6a. En general, tomando en cuenta la magnitud de la señal y el piso del ruido, un intervalo de frecuencia preferido seria del orden 0.1-1.0 Hz para conductividades y profundidades de yacimiento típicas. (Una discusión más completa de la sensibilidad es proporcionada por Flosadóttir and Constable ("Marine controlled source electromagnetic sounding 1. Modeling and experimental design", J. Geophys . Res., 101, pp. 5507-5517, 1996), la cual se incorpora aquí como referencia) . Cualquier combinación de distancia y frecuencia que produce un cambio de un factor de 10 o más en los campos eléctricos será útil para el método propuesto. Cambios más pequeños también pueden ser útiles si otras variaciones en la resistividad ambiental no son un problema . El efecto de agotamiento del yacimiento sobre los campos eléctricos medidos puede ser predicho/modelado . Con referencia al ejemplo mostrado en la Figura 7, una distancia de 4.6 km y una frecuencia de transmisión de 1 Hz, el campo eléctrico horizontal radial es graficado contra el espesor del yacimiento. De acuerdo a lo indicado, el campo eléctrico varía casi linealmente con el volumen del yacimiento, y de este modo una resolución del 1% en el campo eléctrico corresponde a una resolución del 1% del espesor del yacimiento. Un cambio en la resistividad del sedimento también crearía un cambio en el campo eléctrico radial. Sin embargo, es poco probable que la resistividad del sedimento cambie lo suficiente para producir un orden de cambio de magnitud en el campo eléctrico. Además, un cambio en la resistividad del material de carga también produciría un cambio en el campo eléctrico azimutal, mostrado como una línea discontinua en la Figura 7. Puede observarse que el campo eléctrico azimutal es mucho menos sensible al volumen del yacimiento. El método para verificar un yacimiento de hidrocarburos del sublecho marino comprende localizar un arreglo de antenas receptoras sobre el lecho marino para cubrir un área correspondiente a la localización y dimensiones del yacimiento de hidrocarburos del sublecho marino. El arreglo de receptores puede ser fijado permanentemente o puede ser desplegado de manera removxble usando una pluralidad de unidades de registro cronológico de datos o antenas receptoras unidas a anclajes permanentes. Un transmisor de campo electromagnético es colocado en o cerca del lecho marino por encima del yacimiento usando una instalación fija o una plataforma o un barco, que remolque el transmisor. La plataforma puede encontrarse encima del agua o sobre el lecho marino. El transmisor es activado para generar un primer campo electromagnético el cual es detectado usando una o más antenas dentro del arreglo de receptores. Todo el yacimiento puede ser probado por la activación secuencial de transmisores múltiples, los cuales pueden ser usados para generar campos verticales, campos radiales o campos azimutales. Las señales detectadas corresponden al primer campo electromagnético sometido a la resistividad del yacimiento en la posición correspondiente a la localización de la antena receptora. Las señal generada por la antena receptora es amplificada y los datos correspondientes a la señal son registrados cronológicamente usando un procesador de registro cronológico de datos. Los procesadores de registro cronológico de datos son sincronizados para el apilamiento de señales y medición de fase. Los datos registrados lógicamente son procesados para la verificación en tiempo real de los parámetros electromagnéticos sobre el sublecho marino, donde los parámetros electromagnéticos corresponden a cambios en la resistividad del yacimiento para la determinación de una o más de la extensión lateral, uniformidad y profundidad del yacimiento. Pueden ser usados procesadores múltiples y los datos combinados para la medición sobre áreas grandes. El método de verificación de yacimiento de hidrocarburos pueden ser usados durante la extracción y producción para evaluar la velocidad de extracción . Otras modalidades y modificaciones de la presente invención se les ocurrirán fácilmente a aquellos expertos en la técnica en vista de esas enseñanzas. Por lo tanto, esta invención es limitada únicamente por las siguientes reivindicaciones las cuales incluyen todas aquellas otras modalidades y modificaciones cuando sean revisadas en conjunto con la especificación anterior y los dibujos acompañantes . Referencias Adicionales (incorporadas aquí como referencia) . 1. Chave, A. D. , S. C. Constable, and R. N . Edwards, 1991: Electrical exploration methods for the seafloor, in Electromagnetic Methods in Applied Geophysics, Volume 2, M. Nabighian (ed) , Soc. Explor. Geophys., Tulsa. , pp. 931-966. 2. MacGregor, L. , M. Sinha, and S. Constable, 2001: Electrical resistivity structure of the Valu Fa Ridge, Lau Basin, from marine controlled-source electromagnetic sounding, Geophys . J Int., 146, pp217-236. 3. Eidsmo, T. , S. Ellingsrud, L. M. MacGregor, S. Constable, M.C. Sinha, S. Johansen, F. N. Kong, and H. Westerdahl, 2002: Sea bed logging (SBL), a new method for remote and direct identification of hydrocarbon filled layers in deepwater áreas, First Break, 20,144-152. 4. Ellingsrud, S. , T. Eidsmo, S. Johansen, M. C. Sinha, L.M. MacGregor, and S. Constable, 2002: Remóte sensing of hydrocarbon layers by seabed logging (SBL) : Results from a cruise offshore Angola, The Leading Edge, 21, 972-982. 5. Cox, C. S. , S. C. Constable, A. D. Chave and S. C. Webb, 1986: Controlled-source electromagnetic sounding of the oceanic lithosphere, Nature, 320: 6057,52-54. 6. Sinha, M. C. , P. D. Patel, M. J. Uns orth, T.

R. E. Owen and M. R. G. acCormack, 1990: An Active Source Electromagnetic Sounding System for Marine Use, Marine Geophys. Res., 12,59-68.

Claims (29)

1. REIVINDICACIONES 1. Sistema para verificar en tiempo real los cambios en un yacimiento de hidrocarburos del sublecho marino durante un intervalo de tiempo durante el cual puede existir la extracción de hidrocarburos, que comprende un transmisor electromagnético de fuente controlada que comprende al menos una antena transmisora para transmitir energía electromagnética en una pluralidad de ocasiones durante el intervalo; una pluralidad de antenas en el lecho marino distribuidas sobre el lecho marino sobre un área correspondiente al yacimiento, donde cada antena del lecho marino comprende un arreglo de electrodos receptores que proporciona una señal en respuesta a la energía del transmisor en cada una de las ocasiones; al menos un proceso de registro cronológico de datos para recibir en cada ocasión la señal de cada una de las antenas, caracterizando la señal, en parte, la impedancia del yacimiento, y para producir el almacenamiento, por cada ocasión, de al menos un parámetro de las señales recibidas de las antenas; un dispositivo de sincronización para asociar un tiempo con respecto a al menos un parámetro almacenado; y un procesador de comparación opcional para identificar cambios durante en tiempo en al menos un parámetro .
2. 2. Sistema según la reivindicación 1, donde al menos una antena transmisora transmite energia electromagnética a una frecuencia seleccionada para producir un cambio de diez veces o mayor en la fuerza del campo cuando el yacimiento está agotado.
3. 3. Sistema según la reivindicación 2, donde la frecuencia cae dentro de un intervalo de 0.1 Hz a 1.0 Hz.
4. 4. Sistema según la reivindicación 2, donde una distancia entre al menos una antena transmisora y una de la pluralidad de antenas del lecho marino se selecciona en combinación con la frecuencia.
5. 5. Sistema según la reivindicación 1, donde cada antena del lecho marino comprende una pluralidad de electrodos colocados a distancias predeterminadas a lo largo de un cable conductor.
6. 6. Sistema según la reivindicación 1, donde la pluralidad de antenas del lecho marino es instalada en un arreglo fijo sobre el lecho marino.
7. 7. Sistema según la reivindicación 1, donde la pluralidad de antenas del lecho marino comprende una pluralidad de receptores desplegados de manera móvil sobre el lecho marino.
8. 8. Sistema según la reivindicación 1, donde el transmisor electromagnético está fijo en un lugar con relación al yacimiento y la pluralidad de antenas del lecho marino.
9. 9. Sistema según la reivindicación 8, donde el transmisor electromagnético es montado sobre una plataforma construida para la extracción de hidrocarburos del yacimiento .
10. 10. Sistema según la reivindicación 9, donde la plataforma es colocada encima del agua.
11. 11. Sistema según la reivindicación 9, donde la plataforma es colocada sobre el lecho marino, y donde el transmisor electromagnético es encerrado en un alojamiento resistente al agua y la presión.
12. 12. Sistema según la reivindicación 1, donde el transmisor electromagnético es remolcado por un barco sobre un área correspondiente al yacimiento.
13. 13. Sistema según la reivindicación 12, donde el transmisor electromagnético es remolcado por un cable de flotabilidad neutra que comprende un conductor encapsulado en un elastomero termoplástico que tiene una densidad menor de 1000 Kg/m3.
14. 14. Sistema según la reivindicación 1, donde la energía electromagnética incluye un campo vertical y cada una de la pluralidad de antenas del lecho marino proporciona una señal en respuesta al campo vertical.
15. 15. Sistema según la reivindicación 1, donde la energía electromagnética incluye un campo radial y el arreglo de electrodos receptores incluye pares de electrodos receptores colocados en una orientación radial a través del yacimiento que miden el campo radial y proporcionan una señal en respuesta al campo radial.
16. 16. Sistema según la reivindicación 1, donde la energía electromagnética incluye un campo azimutal y el arreglo de electrodos receptores incluye un par de electrodos receptores correspondientes a una línea o arco entre un par de radios que detectan el campo azimutal y proporcionan una señal en respuesta al campo azimutal.
17. 17. Sistema según la reivindicación 1, que comprende además: sensores de inducción de campo magnético para efectuar estudios magnetotelúricos para generar una señal para la corrección de datos obtenidos de la pluralidad de antenas del lecho marino.
18. 18. Método para verificar en tiempo real cambios en un yacimiento de hidrocarburos del sublecho marino durante un intervalo de tiempo durante la extracción, que comprende: (a) distribuir una pluralidad de antenas receptoras sobre el lecho marino sobre un área correspondiente al yacimiento, donde cada antena comprende un arreglo de electrodos receptores; (b) desplegar al menos un transmisor de campo electromagnético en o cerca del lecho marino encima del yacimiento; (c) obtener, en una pluralidad de ocasiones durante el intervalo, de cada una de las antenas receptoras, una señal en respuesta a la energía del transmisor, caracterizando cada señal, en parte la impedancia del yacimiento; (d) almacenar, por cada ocasión, al menos un parámetro relacionado con señales recibidas de las antenas; y (e) identificar cambios durante el tiempo en al menos un parámetro.
19. 19. Método según la reivindicación 18, donde el transmisor emite energía a una frecuencia seleccionada para producir un cambio de diez veces o mayor en la fuerza del campo de la señal obtenida cuando el yacimiento está agotado.
20. 20. Método según la reivindicación 19, donde la frecuencia cae dentro de un intervalo de 0.1 Hz a 1.0 Hz.
21. 21. Método según la reivindicación 19, donde una distancia entre la antena transmisora y una de la pluralidad de antenas receptoras se selecciona en combinación con la frecuencia.
22. 22. Método según la reivindicación 18, donde cada antena receptora comprende una pluralidad de electrodos colocados a distancias predeterminadas a lo largo de un cable conductor.
23. 23. Método según la reivindicación 18, donde la pluralidad de antenas receptoras es instalada en un arreglo fijo sobre el lecho marino.
24. 24. Método según la reivindicación 18, donde la pluralidad de antenas receptoras comprende una pluralidad de receptores desplegados de manera móvil sobre el lecho marino .
25. 25. Método según la reivindicación 18, donde el transmisor de campo electromagnético está fijo en un lugar con relación al yacimiento y la pluralidad de antenas receptoras .
26. 26. Método según la reivindicación 25, que comprende además montar el transmisor de campo electromagnético sobre una plataforma construida para la extracción de hidrocarburos del yacimiento.
27. 27. Método según la reivindicación 18, que comprende además desplegar y remolcar el transmisor de campo electromagnético sobre un área correspondiente al yacimiento usando un barco.
28. 28. Método según la reivindicación 27, donde el transmisor electromagnético es remolcado por un cable de flotabilidad neutra que comprende un conductor encapsulado en un elastómero termoplástico que tiene una densidad menor de 1000 g/m3.
29. 29. Método según la reivindicación 18, que comprende además: efectuar un estudio magnetotelúrico; aplicar las mediciones del estudio magnetotelúrico para la corrección de al menos un parámetro almacenado.