MX2014010955A

MX2014010955A - Tecnicas de correlacion para prospeccion electrosismica y sismoelectrica pasiva.

Info

Publication number: MX2014010955A
Application number: MX2014010955A
Authority: MX
Inventors: Mohammad Rahman; Robert England; Arthur Thompson; Alan Katz; Naga P Devineni
Original assignee: Hunt Energy Entpr Llc
Priority date: 2013-03-05
Filing date: 2014-02-28
Publication date: 2015-05-14
Also published as: US10203427B2; AU2017202539B2; US20180011219A1; AU2014226214B2; AU2018241094A1; WO2014137810A3; US20150071033A1; US20140254317A1; AU2017202539A1; GB2527238A; AU2018241094B2; GB201517356D0; US20190250305A1; WO2014137810A2; US9759838B2; GB2527238B; US8873334B2; AU2014226214A1; MX342155B; MX360416B

Abstract

Un método para prospección, puede incluir recibir, por un procesador, primeros datos de estudio de una primera fuente, la primera fuente comprende una primera señal generada por un yacimiento terrestre subterráneo en respuesta a una señal electromagnética de fuente pasiva, en donde la señal electromagnética se genera por una conversión electrosismica o sismoeléctrica de la señal electromagnética de fuente pasiva. El método también puede incluir recibir, por el procesador, segundos datos de estudio de una segunda fuente y procesar los primeros datos de estudio y los segundos datos de estudio para determinar una o más propiedades de un yacimiento terrestre subterráneo.

Description

TÉCNICAS DE CORRELACIÓN PARA PROSPECCIÓN ELECTROSÍSMICA Y SISMOELÉCTRICA PASIVA DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Las téenicas de prospección de geofísica convencionales se basan en varias tecnologías de prospección para identificar regiones probables para perforación o exploración. Estas técnicas de prospección convencionales, sin embargo, padecen de ciertas limitaciones que pueden evitar una comprensión total de las propiedades geofísicas de las regiones probables. Por ejemplo, técnicas de prospección particulares pueden requerir el uso de equipo de prospección que es costoso y/o exige mucho tiempo y métodos que pueden limitar la viabilidad económica para estudiar una región probable particular. Además, tecnologías de prospección particulares pueden ser capaces de proporcionar información con respecto a una o más propiedades geofísicas de una región subterránea, pero pueden no ser capaces de proporcionar información sobre otras propiedades geofísicas. Tales limitaciones pueden conducir a la identificación de regiones probables para perforación o exploración basándose en una comprensión incompleta y/o incorrecta de la región probable, que pueden provocar que se incurra en tiempo innecesario y/o gastos por explorar o perforar regiones que no tienen las propiedades geofísicas deseables. Por ejemplo, basándose en la prospección geofísica incompleta o incorrecta, una operación de perforación puede perforar un agujero seco o perforar un yacimiento subterráneo que contiene menos hidrocarburos de los esperados. Como otro ejemplo, una empresa de exploración puede calcular mal la cantidad estimada de reservas en un yacimiento subterráneo.

De acuerdo con las enseñanzas de la presente descripción, desventajas y problemas asociados con téenicas de prospección geofísica convencionales pueden reducirse y/o eliminarse. Por ejemplo, un sistema de prospección puede proporcionarse utilizando técnicas de prospección pasiva electros!smica o sismoeléctrica. El sistema de prospección puede utilizar datos de prospección de prospección pasiva electros!smica o sismoeléctrica y datos de prospección de otros métodos de prospección geofísica para determinar una o más propiedades de un yacimiento terrestre subterráneo.

De acuerdo con una modalidad de la presente descripción, un método para prospectar, puede incluir recibir, por un procesador, primeros datos de prospección de una primera fuente, la primera fuente comprende una primera señal generada por un yacimiento terrestre subterráneo en respuesta a una señal electromagnética de fuente pasiva, en donde la señal electromagnética se genera por una conversión electros!smica o sismoeléctrica de la señal electromagnética de fuente pasiva. El método también puede incluir recibir, mediante el procesador, segundos datos de prospección a partir de una segunda fuente y procesar los primeros datos de prospección y los segundos datos de prospección para determinar una o más propiedades de un yacimiento terrestre subterráneo.

Ventajas téenicas de ciertas modalidades de la presente invención incluyen la capacidad de realizar prospección pasiva electrosismica o sismoeléctrica Tal prospección puede ser capaz de detectar una señal electromagnética generada en respuesta a una conversión electrosismica o sismoeléctrica del campo eléctrico de fondo de la tierra. La conversión electrosismica o sismoeléctrica puede llevarse a cabo en un yacimiento terrestre subterráneo. La señal electromagnética detectada puede ser una señal vertical que es sensible a un componente vertical de campo eléctrico del fondo de la tierra. Otra ventaja técnica puede ser la capacidad de detectar una señal sísmica generada en respuesta a una conversión electrosismica o sismoeléctrica del campo eléctrico de fondo de la tierra. Al utilizar tales técnicas, puede realizarse una prospección geofísica sin el requisito de fuentes activa costosas de energía electromagnética o sísmica, que pueden mejorar la seguridad del sitio y reducir cualesquier impactos ambientales. La reducción en la cantidad de equipo y energía, junto con el espacio ocupado o reducido correspondiente, en el sitio de medición, puede ser ventaja sobre otros sistemas de prospección y métodos. A partir de una prospectiva ambiental y de salud, la reducción en el transporte, la preparación del sitio, y las altas fuentes de energía pueden mejorar la salud y seguridad general de los obreros que operan el equipo. Además, el campo electromagnético de origen natural de la tierra comprende un amplio espectro de frecuencias, de frecuencias de sub-hercios hasta decenas de miles de frecuencias de hercios, junto con una amplia cobertura sobre la superficie de la tierra. El amplio espectro permite un amplio margen de profundidades de penetración desde decenas de metros a decenas de kilómetros. Por consiguiente, las señales electromagnéticas y/o sísmicas detectadas pueden procesarse para identificar varias propiedades del yacimiento terrestre subterráneo. Otra ventaja téenica puede incluir la capacidad de utilizar datos de prospección a partir de datos de prospección y estudio pasivo electros!smico o sismoeléctrico de otros métodos de prospección geofísica para determinar una o más propiedades de un yacimiento terrestre subterráneo. Por ejemplo, los datos del primer método de estudio pueden correlacionarse con los datos del segundo método de estudio. Al utilizar datos de dos o más métodos de estudio puede permitir una comprensión más completa y/o confiable del yacimiento subterráneo de interés.

Otras ventajas técnicas de la presente descripción serán fácilmente aparentes para alguien de experiencia ordinaria en la téenica a partir de las siguientes figuras, descripción y las reivindicaciones. Además, otras ventajas específicas de técnicas de prospección particulares y combinaciones se discuten a continuación. Además, aunque se explican ventajas específicas en la presente descripción, varias modalidades pueden incluir parte, todas o ninguna de estas ventajas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Para una comprensión más completa de la presente invención y sus características y ventajas, ahora se hace referencia a la siguiente descripción, tomada junto con los dibujos anexos, en los cuales: La FIGURA 1A es un diagrama en perspectiva que ilustra un sistema ejemplar para prospección pasiva electrosísmica y sismoeléctrica; La FIGURA IB es un diagrama en perspectiva que ilustra un sistema ejemplar para prospección pasiva electrosismica y sismoeléctrica; las FIGURAS 2A-2C son diagramas de bloque que ilustran sensores ejemplares para prospección pasiva electrosismica y sismoeléctrica; la FIGURA 3, es un diagrama de flujo que ilustra un método ejemplar para procesar dos o más fuentes de datos de estudio geofísico; la FIGURA 4 es un diagrama en perspectiva que ilustra un sistema de prospección ejemplar que utiliza téenicas de prospección pasiva electrosismica y sismoeléctrica y técnicas de prospección activa electrosismica y sismoeléctrica, y técnicas de prospección activa sísmica/ la FIGURA 5 es un dibujo en perspectiva que ilustra un sistema de prospección ejemplar que utiliza técnicas de prospección pasiva electrosismica y sismoeléctrica, y técnicas de prospección electromagnética de fuente controlada; la FIGURA 6 es un dibujo en perspectiva que ilustra un sistema de prospección ejemplar que utiliza técnicas de prospección pasiva electrosismica y sismoeléctrica, y técnicas de prospección magnetotelúrica; la FIGURA 7 es un dibujo en perspectiva que ilustra un sistema de prospección ejemplar que utiliza técnicas de prospección pasiva electrosismica y sismoeléctrica, y técnicas de diagrafía; y la FIGURA 8, es un diagrama de flujo que ilustra un método ejemplar para correlacionar datos recibidos de varios métodos de prospección geofísica; la FIGURA 9 es un diagrama de bloque que ilustra un sistema de cómputo ejemplar adecuado para implementar una o más modalidades descritas en la presente.

Las modalidades ejemplares en la presente pueden utilizar técnicas de prospección pasiva que utilizan fuentes pasivas, tales como campos electromagnéticos de origen natural y/u ondas sísmicas, y las interacciones de las señales electromagnéticas o sísmicas generadas por esas fuentes y con yacimientos subterráneos a través de conversiones electrosísmicas y/o sismoeléctricas para identificar características y/o propiedades de yacimientos terrestres subterráneos. Tal prospección puede ser útil por una variedad de propósitos, incluyendo la identificación de agua y minerales subterráneos. Aunque la prospección pasiva puede ser adecuada para su uso como método autónomo de prospección geofísica, la prospección pasiva en algunas modalidades, puede realizarse junto con otros métodos de prospección geofísica para identificar propiedades de yacimientos terrestres subterráneos. Las enseñanzas de la presente descripción se pretenden para abarcar modalidades que emplean prospección pasiva como téenica de prospección autónoma así como modalidades que son prospección pasiva junto con un o más métodos adicionales de prospección geofísica.

Una fuente pasiva puede utilizarse para proporcionar la energía para generar conversiones electrosísmicas y/o sismoeléctricas en un yacimiento subterráneo o característica estructural. Por ejemplo, el campo electromagnético de la tierra y/o la energía sísmica ambiental pueden inducir conversiones electrosísmicas o sismoeléctricas en un yacimiento terrestre subterráneo que contiene hidrocarburos u otros minerales. Como se utiliza en la presente, una "fuente pasiva" puede incluir cualquier fuente que no se inicie activamente por una operación de prospección para generar de manera activa una fuente de energía sísmica y/o electromagnética. Aunque una fuente pasiva generalmente incluye una fuente natural de energía electromagnética y/o energía sísmica tal como el campo electromagnético natural de la tierra, otras fuentes artificiales de radiación electromagnética y/o sísmica tales como líneas de energía eléctrica o equipo mecánico también pueden incluirse como fuentes pasivas en modalidades particulares. Aunque ciertas fuentes artificiales pueden inducir un campo electromagnético u onda sísmica, se pueden distinguir de una "fuente activa" tal como un generador sísmico, explosivos, generadores de campo eléctrico, y similares que tales fuentes generalmente se inician por y/o se asocian con una operación de prospección para facilitar la prospección de un yacimiento subterráneo. Como se utiliza en la presente, la "prospección pasiva", "prospección electros!smica pasiva", y "prospección sismoeléctrica pasiva" pueden referirse a prospección que utiliza una fuente pasiva en comparación con una fuente activa. La prospección pasiva puede detectar la generación de onda sísmica secundarias a través de acoplamiento del campo de fuente electromagnética para varias formaciones rocosas (efecto electrosísmico) y generaciones subsiguientes de campos electromagnéticos secundarios a través de acoplamientos de las ondas sísmicas generadas con varias formaciones rocosas (efecto sismoeléctrico) para sondear esas formaciones y los fluidos que contienen. Alternativa o adicionalmente, la prospección pasiva puede detectar la generación de campos electromagnéticos secundarios a través de acoplamiento de un campo de fuente sísmica con varias formaciones rocosas (efecto sismoeléctrico) y generaciones subsiguientes de ondas sísmicas secundarias a través de acoplamiento de los campos electromagnéticos generadas con varias formaciones rocosas (efecto sismoeléctrico) para sondear estas formaciones y los fluidos que contienen. Generación de campos electromagnéticos terciarios o de orden superior y ondas sísmicas también puede resultar de acoplamientos adicionales ya que los campos se propagan hacia la superficie de la tierra.

Otras téenicas de prospección tales como prospección magnetotelúrica o prospección electros!smica de fuente controlada típicamente rechazan señales generadas por tales conversiones generadas de forma pasiva como ruido de fondo. Utilizando las técnicas de la presente descripción, sin embargo, señales electromagnéticas y sísmicas generadas por conversiones sismoeléctricas y electrosísmicas en respuesta a una fuente pasiva de energía pueden detectarse y procesarse utilizando varias técnicas de procesamiento de datos para identificar propiedades del yacimiento terrestre subterráneo. Por ejemplo, una señal sísmica generada puede identificarse al detectar los tiempos de retraso característicos o frecuencias asociadas con el tiempo de recorrido sísmico utilizando un método de tiempo selectivo y determinar la profundidad del origen de la señal sísmica a partir del método de tiempo selectivo.

Las señales electromagnéticas y/o sísmicas generadas como resultado de las conversiones electrosísmicas o sismoeléctricas pueden detectarse en cualquier forma adecuada. Por ejemplo, varios sensores pueden utilizarse para detectar una o más de una señal electromagnética y una señal sísmica que se generan por un yacimiento terrestre subterráneo en respuesta a una señal electromagnética o sísmica de fuente pasiva, en donde la señal electromagnética se genera por una conversión electrosísmica o sismoeléctrica de la señal electromagnética o sísmica de fuente pasiva. En algunas modalidades, pueden utilizarse disposiciones de sensores. El procesamiento de datos puede utilizarse para procesar señales para facilitar la identificación de una o más de las propiedades del yacimiento terrestre subterráneo discutidas en lo anterior.

Al utilizar estas téenicas, varias propiedades del yacimiento terrestre subterráneo pueden identificarse. Por ejemplo, el procesamiento de la señal detectada puede indicar la presencia de fluidos tales como hidrocarburo y líquido acuoso tal como agua potable, agua dulce y agua de salmuera en el yacimiento subterráneo. En algunas modalidades, las enseñanzas de la presente descripción pueden utilizarse para identificar propiedades adicionales del yacimiento terrestre subterráneo, incluyendo pero no limitándose a la existencia de yacimiento terrestre subterráneo, la profundidad del yacimiento subterráneo, la porosidad y/o permeabilidad del fluido del yacimiento terrestre subterráneo, la composición de uno o más fluidos dentro del yacimiento terrestre subterráneo, una extensión espacial del yacimiento terrestre subterráneo, una orientación de los limites del yacimiento terrestre subterráneo, y la resistividad del yacimiento terrestre subterráneo. Basado en las propiedades identificadas, pueden desarrollarse modelos del yacimiento terrestre subterráneo, incluyendo estructuras en tres dimensiones y modelos dependientes del tiempo. Además o alternativamente, las téenicas de la presente descripción pueden utilizarse para identificar la presencia y/o migración de varios contaminantes, la inundación en la producción de hidrocarburos, el movimiento de fallas, la profundidad del acuifero, el uso de agua, la presencia de y/o migración de magma, y las propiedades de hidrofracturación.

En algunas modalidades, los datos de estudio pasivo obtenidos y/o recolectados como resultado de la prospección pasiva pueden procesarse con datos de estudio geofísico obtenidos y/o recolectados utilizando otras diversas técnicas de prospección. El procesamiento de datos de estudio pasivo y otras fuentes disponibles de datos de estudio geofísico pueden proporcionar varios beneficios téenicos. Por ejemplo, tal procesamiento puede permitir información adicional, información más completa y/o confirmación de información con respecto a yacimientos terrestres subterráneos. Tal procesamiento puede aprovechar las resistencias particulares de otros métodos de estudio para establecer una línea de referencia para comparación y/o determinar propiedades particulares para las cuales esos métodos son bien adecuados. Como resultado, técnicas de prospección pasiva combinadas con otras técnicas de prospección disponibles pueden dar como resultado en un entendimiento más completo del yacimiento subterráneo que de otra manera puede encontrarse disponible si se utilizan solas técnicas individuales.

Aunque ventajas específicas se han enumerado en lo anterior, varias modalidades pueden incluir todas, algunas o ninguna de las ventajas enumeradas. Modalidades de la presente descripción y sus ventajas se entienden mejor al referirse a las FIGURAS 1 a 9, en donde números similares se refieren a partes similares y correspondientes de los diversos dibujos.

Las FIGURAS 1A y IB son diagramas en perspectiva que ilustran un sistema 10 ejemplar para prospección pasiva electrosísmica y sismoeléctrica; El sistema 10 incluye sensores 26 electromagnéticos, sensores 28 sísmicos y sistema 30 de cómputo. La FIGURA 1A ilustra una modalidad en la cual es sistema 10 generalmente se configura para utilizar señales 14 propagadas por una fuente 12 electromagnética pasiva de energía electromagnética para realizar prospección geofísica. La FIGURA IB ilustra una modalidad en la cual el sistema 10 generalmente se configura para utilizar señales 20 y/o 22, las cuales pueden propagarse por una fuente 40 sísmica pasiva.

Como se ilustra en la FIGURA 1A, los sensores 26 y/o 28 generalmente detectan señales generadas por el yacimiento 16 terrestre subterráneo en respuesta a una señal 14 electromagnética propagada a partir de la fuente 12 electromagnética pasiva. El sistema 30 de cómputo entonces puede procesar las señales detectadas utilizando varias téenicas de procesamiento de señales para identificar propiedades y/o características del yacimiento 16 terrestre subterráneo. El sistema 10 puede detectar señales 20 sísmicas generadas debido a interacciones electrosísmicas entre la señal 14 electromagnética y el yacimiento 16 subterráneo, ya sea solas o en combinación con detectar la señal 22 electromagnética, la cual puede generarse como resultado de conversiones sismoeléctricas de las señales 20 sísmicas. Una o más de las señales sísmicas detectadas entonces pueden procesarse para determinar una o más propiedades del yacimiento terrestre subterráneo.

La fuente 12 electromagnética pasiva representa cualquier fuente pasiva adecuada de energía electromagnética. Por ejemplo, la fuente 12 electromagnética pasiva puede representar el campo electromagnético natural de la tierra. La fuente 12 electromagnética pasiva propaga la energía electromagnética hacia la superficie de la tierra como señal 14 electromagnética. La señal 14 electromagnética puede representar, por ejemplo, una onda 14 plana electromagnética. A medida que la señal 14 electromagnética se propaga en la tierra, puede encontrarse con varios yacimientos 16 terrestres subterráneos. La interacción de las señal 14 electromagnética y el yacimiento 16 terrestre subterráneo puede provocar que una conversión electrosísmica se lleve a cabo en un borde y/o límite 18 del yacimiento 16 subterráneo. Como resultado, una o más ondas 20 sísmicas pueden propagarse hacia la superficie de la tierra. La señal 22 electromagnética puede generarse como resultado de una conversión electrosísmica a medida que las señales 20a sísmicas se propagan hacia la superficie. Los sensores 26 electromagnéticos pueden detectar las señales 22 electromagnéticas. Los sensores 28 sísmicos pueden detectar las señales 20b sísmicas.

La fuente 12 electromagnética pasiva puede representar el campo electromagnético de origen natural de la tierra. El campo electromagnético de origen natural de la tierra puede incluir un amplio espectro de frecuencias, desde frecuencias de sub-hercios hasta decenas de miles de frecuencias de hercios, que tienen una amplia cobertura sobre la superficie de la tierra. Este amplio espectro permite un amplio margen de profundidades de penetración de la señal 14 electromagnética desde de decenas de metros a decenas de kilómetros. Las frecuencias correspondientes de la señal 14 electromagnética en la tierra pueden resultar de variaciones en la fuente 12 electromagnética pasiva debido a varios eventos naturales tales como fluctuaciones electromagnéticas en la ionosfera, descargas electromagnética de origen natural en la atmósfera tal como relámpagos, y/o otros eventos electromagnéticos. En algunas modalidades, la fuente 12 electromagnética pasiva de las señales 14 electromagnéticas puede incluir fuentes culturales de radiación electromagnética, las cuales pueden tener frecuencias lo suficientemente bajas para alcanzar e interactuar con el yacimiento 16 subterráneo. Como otro ejemplo, la fuente 12 electromagnética pasiva puede incluir lineas de transmisión de energía, las cuales pueden generar señales 14 electromagnéticas de resistencia y/o frecuencias adecuadas para interactuar con el yacimiento 16 subterráneo.

La señal 14 electromagnética representa una onda electromagnética, onda plana electromagnética, u otra señal electromagnética adecuada que se propaga hacia la Tierra a partir de la fuente 12 electromagnética pasiva. Por ejemplo, en respuesta al campo electromagnético de la Tierra, la señal 14 electromagnética puede propagarse hacia la Tierra como modulación electromagnética que, a diferencia de una onda acústica, viaja a la velocidad de una onda electromagnética en la subsuelo. La velocidad de una onda electromagnética en el subsuelo generalmente puede ser menor que la velocidad de una onda electromagnética en un vacio o aire. La señal 14 electromagnética típicamente puede viajar en el subsuelo de la tierra a una velocidad de aproximadamente cien veces más que la velocidad de propagación de una onda acústica en la banda de frecuencia sísmica de aproximadamente 1-100 Hz. Debido a la velocidad relativa de la señal 14 electromagnética cuando se compara con una señal sísmica, el tiempo de viaje de la señal 14 electromagnética hacia el yacimiento terrestre del subsuelo, en algunas modalidades, puede ignorarse cuando se procesa el campo 22 electromagnético detectado y/o las señales 20 sísmicas detectadas. Aunque se ilustra como un campo estático, debe observarse que la señal 14 electromagnética puede ser un campo de variación de tiempo.

La señal 14 electromagnética puede propagarse hacia el subsuelo de la tierra, como una onda plana aproximada, incluyendo sobre el yacimiento 16 de subsuelo de interés. El término "onda plana" puede referirse a una onda con una amplitud sustancialmente uniforme en un plano normal a un vector de velocidad de la señal 14 electromagnética. El vector de velocidad generalmente puede ser vertical, aunque no necesariamente es perpendicular a la superficie de la Tierra por encima del yacimiento 16 terrestre del subsuelo. Por ejemplo, un vector de velocidad puede ser sustancialmente vertical aunque puede parecer inclinado con respecto a un eje vertical en la superficie donde la superficie se encuentra en una inclinación, tal como en una ladera u otra inclinación. Como resultado del efecto electrosismico y/o efecto sismoeléctrico, las señales 20 sísmicas y/o las señales 22 electromagnéticas que resultan de las señales 14 electromagnéticas pueden generarse sustancial y uniformemente a través del yacimiento 16 del subsuelo. Como resultado, las señales 20 sísmicas y/o las señales 22 electromagnéticas cada una puede formar una onda plana sustancialmente vertical que viaja a la superficie de la Tierra.

El yacimiento 16 terrestre del subsuelo representa cualquier yacimiento terrestre del subsuelo de interés para propósitos de prospección geofísica. El yacimiento 16 terrestre del subsuelo puede representar un yacimiento geológico que contiene uno o más fluidos. En algunas modalidades, el yacimiento 16 terrestre del subsuelo representa una formación rocosa porosa capaz de contener fluidos. Una formación rocosa porosa, por ejemplo, puede incluir una porción de roca sólida intercalada con espacios porosos tipo canal. Una formación rocosa porosa, por ejemplo, puede incluir una sustancia terrestre que contiene un volumen sin tierra o espacio poroso, y puede incluir, pero no se limita a, materiales de tierra consolidada, muy poco consolidada, o no consolidada. Los fluidos contenidos por el yacimiento 16 terrestre subterráneo pueden ser hidrocarburos tales como petróleo y gas, agua (incluyendo agua dulce, salada, potable o de salmuera), helio, dióxido de carbono, minerales, u otros fluidos terrestres. En algunas modalidades, el yacimiento 16 terrestre del subsuelo puede representar un yacimiento que contiene contaminantes, magma, o material fundido. El yacimiento 16 terrestre del subsuelo, puede representar una capa geológica, una trampa estratigráfica, una falla, un cinturón de pliegues y cabalgamientos, u otra formación geográfica de interés. El yacimiento 16 terrestre del subsuelo, puede representar un área probable o potencial de interés para exploración y/u operaciones de perforación.

El yacimiento 16 terrestre subterráneo puede incluir un fluido polarizable que incluye uno o más dipolos 114 de fluido asociados con un fluido en el yacimiento 16 terrestre subterráneo. Como resultado, una interacción electroquímica puede formarse entre el fluido polarizable y las porciones de roca sólida en el límite 18. La interacción electroquímica se representa por el símbolo "+" en la porción de fluido y el símbolo en la porción de roca sólida. Las señales 14 electromagnéticas pueden encontrarse y/o interactuar con dipolos 114 de fluido del yacimiento 16 terrestre subterráneo.

En particular, las señales 14 electromagnéticas pueden provocar un cambio en la polarización de los dipolos 114 en el fluido poroso, el cual a su vez puede provocar que un pulso 118 de presión se genere. Por ejemplo, las señales 14 electromagnéticas pueden modificar los enlaces electroquímicos o mover las cargas de los dipolos 114 de fluido, con lo cual crean de manera efectiva el pulso 118 de presión donde se distorsionan las interacciones. El pulso 118 de presión puede representar un cambio en la presión y/o flujo de fluido que produce un gradiente de presión de variación de tiempo, que entonces puede propagarse y/o transmitirse a la formación terrestre (o roca) en el límite 18, del yacimiento 16 terrestre del subsuelo. Las señales 14 electromagnéticas existen a través del área de fluido y principalmente pueden afectar las cargas de los dipolos 114 que se encuentran en o cerca del límite 18 de la roca. El gradiente de presión producido por el pulso 118 de presión puede propagarse hacia la superficie como señal 20 sísmica. Debe observarse que la porción de roca sólida puede tener una carga de superficie natural existente sobre al menos una porción de la superficie de la roca. La interacción electroquímica puede resultar en que un dipolo 114 de fluido poroso local provoque un campo electromagnético de fondo local. Sin embargo, el singo del campo electromagnético de fondo o la dirección de polaridad de campo depende de la carga de superficie en el sólido y la forma en que el fluido filtra esa carga. Por ejemplo, para capas de arcilla, la carga típicamente es como se muestra y se ilustra. En otros materiales tales como carbonatos, sin embargo, la carga puede invertirse. De esta manera, un yacimiento 16 de subsuelo adecuado puede ser una fuente subterránea de energía sísmica.

El límite 18 puede representar un borde, límite, superficie de fluido o interconexión adecuados entre el yacimiento 16 terrestre del subsuelo y otras porciones del subsuelo. El límite 18 puede representar el límite de un depósito de hidrocarburos, trampa estratigráfica, cinturón de pliegues y cabalgamientos, capa rocosa geológica, u otra formación geológica que contenga o probablemente contendrá fluidos y otros minerales de interés. El límite 18 puede representar un límite entre cualquiera de dos tipos de materiales de subsuelo.

La conversión de energía electrosísmica puede producirse entre el límite 18 entre dos tipos de roca. Por ejemplo, la conversión de energía electrosísmica puede producirse en el límite 18 entre la roca productiva y la roca de sellado y/o confinación. Alternativamente, la conversión de energía electrosísmica puede producirse en una interconexión 18 entre los fluidos porosos, por ejemplo, entre el petróleo y el agua. En las interconexiones 18 de roca y/o fluido, puede existir un gradiente en el potencial químico. Por ejemplo, en el límite 18 entre una roca de silicato y una roca de carbonato, una reacción química puede producirse en los fluidos porosos mezclados. Por ejemplo, el silicato puede disolver el carbonato, y los iones de silicato en solución pueden reaccionar con los iones de carbonato en solución. La reacción general puede impulsarse por un gradiente en el potencial químico en la interconexión 18. El producto de reacción entre los iones positivos y negativos en solución es eléctricamente neutro y puede precipitarse fuera de la solución. Cuando se forma un precipitado, la deposición resultante del precipitado endurece la roca, incrementa su dureza, e incrementa la resistividad eléctrica de la interconexión. Durante las reacciones en espacios porosos, los gradientes de concentración de iones cargados pueden crearse dentro de los fluidos porosos. Estos gradientes de concentración pueden producir un gradiente de potencial electroquímico que puede manifestarse en sí como gradiente de potencial eléctrico macroscópico. Los gradientes de potencial eléctrico interno en las interconexiones pueden crear tensiones internas, y la interacción del campo 14 electromagnético de fondo de la tierra con el gradiente de potencial electroquímico puede cambiar estas tensiones internas. Debido a las modulaciones naturales en el campo 14 electromagnético de fondo de la tierra, las tensiones internas pueden modularse, justificando las conversiones electrosísmicas no lineales que puedan medirse y utilizarse por el sistema 10.

Las señales 20 sísmicas representan cualesquier señales sísmicas y/u ondas sísmicas generadas por el efecto electrosísmico en respuesta a la señal 14 electromagnética. Como se observa en lo anterior, las señales 20 sísmicas pueden representar un onda plana sustancialmente vertical que viaja hacia la superficie de la tierra. Las señales 20 sísmicas pueden generar campos electromagnéticos secundarios subsiguientes y ondas sísmicas a través de varias combinaciones de efectos electrosísmicos y sismoeléctricos a medida que las señales 20 sísmicas se propagan a la superficie. Por ejemplo, como se ilustra, la onda 20a sísmica puede convertirse por el efecto sismoeléctrico, en una señal 22 electromagnética, en un yacimiento 24 de subsuelo inmediato. En algunas modalidades, las señales 20 sísmicas pueden representar señales sísmicas secundarias generadas como resultado de varias conversiones sismoeléctricas y/o electrosísmicas de las señales 20 sísmicas a medida que se propagan hacia la superficie. Las señales 20 sísmicas pueden representar cualquier onda sísmica mecánica que se propague en el subsuelo de la tierra y pueden incluir, pero no se limitan a ondas P y S.

Las señales 22 electromagnéticas representan cualesquier señales electromagnéticas, campos electromagnéticos, u ondas electromagnéticas generadas por el efecto sismoeléctrico en respuesta a las señales 20 sísmicas. Como se indica en lo anterior, las señales 22 electromagnéticas pueden representar una onda plana sustancialmente vertical que viaja a la superficie de la Tierra. Las señales 22 electromagnéticas pueden generar señales sísmicas secundarias subsecuentes y señales electromagnéticas como señales 22 electromagnéticas propagadas a la superficie. Las señales 22 electromagnéticas pueden representar señales electromagnéticas secundarias generadas como resultado de varias conversiones sismoeléctricas y/o electrosísmicas de las señales 20 sísmicas a medida que se propagan hacia la superficie. En algunas modalidades, las señales 22 electromagnéticas pueden detectar subsuelo inmediato de la Tierra y/o a cierta distancia por encima de la superficie de la Tierra. Además las señales 22 electromagnéticas pueden representar un campo electromagnético de tiempo variante que resulta del efecto sismoeléctrico. Las señales 22 electromagnéticas pueden modular un campo electromagnético dentro de la Tierra, tal como subsuelo inmediato 24 y de esta manera puede denominarse como señal de modulación. "Modulación", o "de modulación" pueden referirse a modulación de frecuencia, modulación de fase, y/o modulación de amplitud. Por ejemplo, las señales 20 sísmicas pueden viajar en el subsuelo inmediato 24 y directamente modular un campo electromagnético dentro de subsuelo inmediato 24. Las señales 20 sísmicas pueden provocar un cambio en la impedancia eléctrica en el subsuelo inmediato 24, lo cual puede dar como resultado en una variación dependiente del tiempo de las señales 22 electromagnéticas y/o el paso de las señales 20 sísmicas puede interactuar con un límite de fluido o roca en el subsuelo inmediato 20 para producir señales 20 electromagnéticas.

Las conversiones electros!smicas también pueden producir conversiones electromagnéticas no lineales. Los efectos sismoeléctricos y electros!sínicos generan respuestas armónicas donde el acoplamiento de las señales 22 electromagnéticas y las señales 20 sísmicas crean nuevas modulaciones en frecuencias que son armónicas de las señales 22 electromagnéticas y las señales 20 sísmicas. Por consiguiente, las señales 22 electromagnéticas y las señales 20 sísmicas pueden representar una o más respuestas electromagnéticas no lineales. Las conversiones electrosísmicas no lineales pueden producir señales útiles durante el procesamiento. En algunas modalidades, señales armónicas no lineales, que tienen componentes de frecuencia en mayores armónicas de frecuencia de la frecuencia fundamental de la fuente 12 electromagnética pasiva, tal como aquellas frecuencias presentes en el campo electromagnético de fondo déla tierra, pueden detectarse como resultado de las distorsiones de las señales 14 electromagnéticas que interactúan con el yacimiento 16 terrestre subterráneo cuando con tienen al menos un fluido. Las señales armónicas pueden procesarse solas o junto con las frecuencias fundamentales de las señales 20 sísmicas y/o las señales 22 electromagnéticas para determinar una o más propiedades del yacimiento terrestre del subsuelo. En algunas modalidades, el sistema 10 puede utilizarse para detectar y/o aislar las señales armónicas que pueden presentarse en ambas señales 22 electromagnéticas y señales 20 sísmicas.

El yacimiento 16 subterráneo puede generar señales 20 sísmicas y/o señales 22 electromagnéticas particularmente cuando el fluido se presenta en un yacimiento poroso, tal como yacimientos de alta permeabilidad. Por consiguiente, las señales 20 sísmicas y/o las señales 22 electromagnéticas pueden indicar la presencia de ese fluido y/o pueden utilizarse por el sistema 20 para ubicar y/o localizar potencialmente fluidos particulares, tales como hidrocarburos, agua, u otros tipos de fluidos como se describe en lo anterior. Además, cuando los límites 18 de reflexión sísmica convencionales, existen entre el yacimiento 16 de subsuelo y la superficie, las reflexiones sísmicas pueden producirse y pueden detectarse por los sensores 20 sísmicos.

El yacimiento 24 de subsuelo inmediato representa un yacimiento subterráneo en o en el subsuelo inmediato de la tierra. El yacimiento 24 de subsuelo inmediato, por ejemplo, puede representar una capa freática u otra capa de roca porosa. Las señales 20 sísmicas pueden interactuar con fluido en los poros del yacimiento 24 de subsuelo inmediato. Como resultado, las cargas dentro del poro pueden modificarse. Por ejemplo, el poro puede contener agua dulce como se presenta en la capa freática. La modificación resultante de las cargas puede generar un campo de corriente alterna, el cual puede conducir la emisión de señales 22 electromagnéticas a través del efecto sismoeléctrico.

Los sensores 26 electromagnéticos representan cualquier combinación adecuada de elementos de detección capaces de detectar y/o medir al menos cierta porción de las señales 22 electromagnéticas. Los sensores 26 electromagnéticos pueden acoplarse de manera comunicativa con el sistema 30 de cómputo y/o configurarse para producir señales detectadas en el sistema 30 de cómputo. En algunas modalidades, los sensores 26 pueden configurarse para detectar y/o aislar el componente vertical de las señales 22 electromagnéticas. Como se indica en lo anterior, las señales 22 electromagnéticas pueden emitirse sobre la superficie de la tierra como campo electromagnético detectable. También debe observarse que un campo electromagnético generalmente incluye un campo eléctrico y un campo magnético. Por consiguiente, el sensor 26 electromagnético puede ser capaz de detectar señales 22 electromagnéticas, una porción eléctrica de las señales 22 electromagnéticas y/o una porción magnética de las señales 22 electromagnéticas. En algunas modalidades, el sensor 26 electromagnético puede representar un detector de campo magnético capaz de detectar un campo magnético. En algunas modalidades, los sensores 26 electromagnéticos pueden configurarse para atenuar y/o rechazar señales electromagnéticas horizontales.

Los sensores 26 electromagnéticos pueden disponerse en una disposición y/o en una variedad de patrones. Cualquier número adecuado de sensores 26 electromagnéticos pueden disponerse en la disposición o patrón. Por ejemplo, una disposición de sensores 26 electromagnéticos puede incluir cualquiera de dos a miles de sensores. En algunas modalidades, los sensores 26 electromagnéticos pueden representar un conjunto de sensores que incluye uno o más detectores de campo magnético, uno o más detectores de campo eléctrico, y uno o más detectores de campo electromagnético, que pueden utilizarse en ubicaciones particulares para prospección pasiva. La disposición puede configurarse para disponer los sensores electromagnéticos, tal como el sensor 26a, y 26b, separados por cualquier distancia lateral adecuada. Por ejemplo, el sensor 26a y 26b pueden ubicarse en cualquier lugar entre varios centímetros (pulgadas) a varios kilómetros (millas) de separación.

Los sensores 26 pueden comprender cualquier tipo de sensor capaz de medir el componente de campo eléctrico vertical de las señales 22 electromagnéticas en el subsuelo inmediato 24 de la Tierra. En algunas modalidades, señales adicionales o alternativas también pueden medirse incluyendo la porción vertical de fondo de las señales 14 electromagnéticas, la fuente 12 electromagnética pasiva, de radiación electromagnética, uno o más componentes del campo magnético, uno o más componentes horizontales, de la señal electromagnética y/o uno o más componentes de la amplitud sísmica. En algunas modalidades, uno o más detectores de campo electromagnético pueden configurarse para medir un componente horizontal del campo electromagnético de la tierra en una o más dimensiones. Por ejemplo, los sensores 26 pueden incluir pares de electrodos dispuestos en una alineación horizontal para medir uno o más componentes horizontales de señales 22 electromagnéticas y/o las señales 14 electromagnéticas. En algunas modalidades, el sensor 26 puede configurarse para medir varios componentes de las señales 22 y/o 14 electromagnéticas. Por ejemplo, el sensor 26 puede representar un detector de campo electromagnético de dos ejes y/o un detector de campo electromagnético de tres ejes.

Los sensores 26 pueden disponerse por encima de la superficie de la Tierra y/o dentro de la Tierra. En algunas modalidades, el sensor 26 puede colocarse en o sobre la superficie de la Tierra o en cualquier distancia por encima de la superficie de la Tierra. Por ejemplo, los sensores 26 electromagnéticos pueden disponerse en cualquier lugar de uno a treinta punto cuarenta y ocho metros (cien pies) por encima de la Tierra, dependiendo de las capacidades de amplificación relativa de los sensores 26 y la atenuación de las señales 22 electromagnéticas. En algunas modalidades, los sensores 26 pueden disponerse por encima y/o por debajo de la capa freática, por encima y/o por debajo del yacimiento 16 terrestre de subsuelo, y/o cualesquier combinaciones adecuadas de ubicaciones y profundidades. Los sensores 26 pueden mantenerse en una ubicación durante un periodo de detección de señales 22 electromagnéticas particulares y/o pueden moverse de manera subsiguiente para proporcionar otro periodo de detección. Adicional o alternativamente, una pluralidad de sensores 26, tal como una disposición, pueden utilizarse para proporcionar varias medidas simultáneas en varios lugares. Por ejemplo, los sensores 26 electromagnéticos pueden disponerse dentro de un sondeo. Alternativamente o además, una disposición de sensores 26 electromagnéticos puede disponerse en el área por encima y/o que rodea el sondeo para facilitar las operaciones de perforación y/o exploración de campos perforados. Una discusión más detallada de una operación ejemplar de tales modalidades se discute a continuación con respecto a la FIGURA 7. Ejemplos más detallados de los sensores 26 se ilustran en las FIGURAS 2A, 2B, y 2C.

Los sensores 28 sísmicos representan cualquier combinación adecuada de elementos de detección capaces de detectar y/o medir al menos una porción de las señales 20 sísmicas. Por ejemplo, los sensores 26 pueden configurarse para detectar el componente vertical de las señales 20 sísmicas. Los sensores 28 sísmicos pueden acoplarse de manera comunicativa con el sistema 30 de cómputo y/o configurarse para producir señales detectadas en el sistema 30 de cómputo. Sensores 28 sísmicos, pueden incluir, pero no se limitan a, geófonos, hidrófonos, y/o acelerómetros, incluyendo acelerómetros digitales. Los sensores 28 pueden representar un geófono de un solo componente, un geófono de dos componentes, o un geófono de tres componentes. Los sensores 28 también pueden representar un acelerómetro de un solo eje, un acelerómetro de dos ejes, o un acelerómetro de tres ejes. En algunas modalidades, los sensores 28 sísmicos pueden representar uno o más acelerómetros de tres componentes. Adicional o alternativamente, los sensores 28 pueden representar cualesquier combinaciones adecuadas de estos tipos de sensores sísmicos. Por ejemplo, varios tipos de sensores 28 pueden utilizarse por el sistema 10 para detectar las señales 20 sísmicas. Los sensores 28 sísmicos pueden medir una onda sísmica en varias direcciones, por ejemplo en una o dos direcciones paralelas a la superficie de la tierra, en una dirección perpendicular a la superficie de la tierra, y/o en una dirección vertical.

Los sensores 28 sísmicos pueden disponerse en cualquier disposición y/o en una variedad de patrones. Por ejemplo, los sensores 26 sísmicos pueden disponerse y/o ubicarse en formas similares y ubicaciones como se discute en lo anterior con respecto a los sensores 26. Cualquier número adecuado de sensores 28 sísmicos pueden disponerse en la disposición o patrón. Por ejemplo, los sensores 28 sísmicos pueden disponerse en una forma similar como se discute en lo anterior con respecto a los sensores 26 electromagnéticos. Los sensores 28 sísmicos pueden separarse de manera lateral por menos que aproximadamente la mitad de la longitud de onda de la onda sísmica de superficie de más alta frecuencia que se espera detectar. Esto puede incluir frecuencias superiores a aquellas que se espera que se produzcan por el efecto electrosísmico dentro del yacimiento terrestre subterráneo. Los sensores 28 sísmicos pueden configurarse para atenuar y/o rechazar las señales sísmicas de la superficie y/u horizontales. Tales señales pueden provocarse por diversas fuentes incluyendo equipo pesado, tráfico vehicular, y/o fuentes naturales tales como terremotos y/o truenos.

En algunas modalidades, un patrón y/o disposición de sensores 26 electromagnéticos pueden solaparse con un patrón o disposición de sensores 28 sísmicos. Las señales detectadas por los sensores 26 y/o 28 pueden transmitirse al sistemas 30 de cómputo. En algunas modalidades, las señales pueden registrarse adecuadamente, por ejemplo, utilizando un registro de campo sísmico convencional. Adicional o alternativamente, cada sensor puede tener su propio dispositivo de registro, y cada dispositivo de registro puede ser interno o externo al sensor sísmico. Debe observarse que aunque se ilustra como incluyendo sensores 26 y 28, el sistema 10 puede incluir sólo sensores 28 o solo sensores 28 según convenga para modalidades particulares. Por consiguiente, cualquier combinación adecuada de sensores 26 y/o sensores 28 puede utilizarse.

Los sensores 26 y/o 28 pueden formar toda o una porción de una instalación a largo plazo, la cual puede utilizarse para prospección pasiva a largo plazo. Las señales 20 y/o 22 pueden detectarse varias veces durante un periodo de tiempo, los cuales pueden ser periodos de días, semanas, meses o años. Los estudios a largo plazo pueden proporcionar una indicación basada en tiempo de varias propiedades del yacimiento 16 terrestre subterráneo, incluyendo cualesquier cambios en el yacimiento durante el periodo de tiempo en el cual se detectan las señales. El sistema 10 de esta manera puede utilizarse para monitorear el desarrollo y/o reducción de campo de hidrocarburo y/o pozo de agua o acuífero durante periodos de producción.

El sistema 30 de cómputo, representa cualquier combinación adecuada de hardware, software, procesadores de señales, y lógica de control para procesar, almacenar, y/o analizar señales 22 electromagnéticas y/o señales 20 sísmicas, recibidas de sensores 26 y/o 28. El sistema 30 de cómputo puede incluir uno o más procesadores, memoria, y/o interfaces. El sistema 30 de cómputo, por ejemplo, puede incluir una interfaz que puede operar para acoplarse de manera comunicativa con y/o recibir información de los sensores 26 y/o 28. El sistema 20 de cómputo puede ser operativo para recibir y/o procesar datos de estudio pasivo de sensores 26 y 28. Los datos de estudio pasivo pueden incluir, por ejemplo, datos representativos de señales 20 y/o 22. El sistema 30 de cómputo puede incluir uno o más convertidores de análogo a digital adecuados para digitalizar las señales 20 y/o 22 para procesamiento de señales digitales. Alternativamente o además, los sensores 26 y/o 28 pueden incluir convertidores de análogo a digital adecuados. El sistema 30 de cómputo puede incluir un dispositivo de registro y/o almacenamiento capaz de operar para recibir y almacenar datos recibidos de los sensores 26 y 28. El sistema 30 de cómputo puede incluir, por ejemplo, dispositivos de registro digital y/o análogo y/o medios no transitorios. En algunas modalidades, el sistema 30 de cómputo puede ser capaz de procesar la señal 20 sísmica detectada y la señal 22 electromagnética detectada en tiempo real sin registrar primero las señales en un medio no transitorio.

El sistema 30 de cómputo, puede formar toda o una porción de un vehículo de registro, una estructura de alojamiento, o un recinto resistente al clima ubicado cerca de los sensores 26 y/o 28. En algunas modalidades, el sistema 30 de cómputo puede encerrarse al menos parcialmente en un recinto resistente al clima. Por consiguiente, el sistema 30 de cómputo puede ser capaz de registrar datos de estudio pasivo durante días hasta semanas sin intervención humana. Como se muestra a continuación con respecto a las FIGURAS 4-6, un sistema 30 de cómputo puede encerrarse en un vehículo de registro dedicado. Además, aunque se ilustra como externo a los sensores 26 y/o 28, el sistema 30 de cómputo puede ser interno o externo a un alojamiento de uno o más sensores 26 y/o 28. Además, el dispositivo 30 de cómputo puede ser uno de una pluralidad de dispositivos 30 de cómputo utilizados para registrar una o más señales eléctricas y/o sísmicas. El dispositivo 30 de cómputo puede ser capaz de comunicarse con otros dispositivos 30 de cómputo u otros servidores de procesamiento de datos sobre una red (no ilustrada). La red puede ser una red de comunicación alámbrica o inalámbrica. De esta manera, cualquiera de las téenicas de procesamiento de datos descritas en la presente puede realizarse por uno o más dispositivos 30 de cómputo y/o puede realizarse por un servidor de procesamiento de datos remoto, el cual puede ser capaz de procesar y correlacionar datos a partir de varios dispositivos 30 de cómputo. Una modalidad ejemplar del sistema 30 de cómputo se discute en mayor detalle a continuación con respecto a la FIGURA 9.

Como se ilustra en la FIGURA IB, la fuente 40 sísmica pasiva representa cualquier fuente pasiva adecuada de energía sísmica. Por ejemplo, la fuente 40 pasiva puede representar la energía sísmica natural de la tierra. La fuente 40 pasiva propaga la energía sísmica hacia el subsuelo de la tierra como señal 42 sísmica. La señal 42 sísmica puede representar, por ejemplo, una onda 42 plana sísmica. Cuando la señal 42 sísmica se propaga hacia la tierra, puede encontrarse con varios yacimientos 16 terrestres del subsuelo. La interacción de las señal 42 sísmica y el yacimiento 16 terrestre subterráneo puede provocar que una conversión sismoeléctrica se lleve a cabo en un borde y/o límite 18 del yacimiento 16 subterráneo. Como resultado, una o más señales 22 electromagnéticas y/o señales 20 sísmicas pueden propagarse hacia la superficie de la tierra. La señal 22 electromagnética puede generarse como resultado de una conversión sismoeléctrica a medida que las señales 20 sísmicas se propagan hacia la superficie. Los sensores 26 electromagnéticos pueden detectar las señales 22 electromagnéticas. Los sensores 28 sísmicos pueden detectar las señales 20 sísmicas. En algunas modalidades, los sensores 28 sísmicos pueden detectar las señales 40 sísmicas, las cuales pueden utilizarse como referencia para detectar una modulación de señales 20 y/o 22 por el yacimiento 16 terrestre subterráneo.

La fuente 40 sísmica pasiva puede representar la energía sísmica que se produce naturalmente de la tierra. Cada energía sísmica que se produce naturalmente de la tierra puede incluir un amplio espectro de frecuencias, desde frecuencias de sub-hercios hasta decenas de miles de frecuencias de hercios, que tienen una amplia cobertura sobre la superficie de la tierra. Este amplio espectro permite un amplio margen de profundidades de penetración de la señal 42 sísmica desde de decenas de metros a decenas de kilómetros, las frecuencias correspondientes de las señal 42 sísmica en la tierra pueden resultar de variaciones en la fuente 40 pasiva debido a varios eventos naturales tales como terremotos, mareas, eventos tectónicos, actividad volcánica, truenos y fluctuaciones de presión atmosférica. En algunas modalidades, la fuente 40 pasiva de las señales 42 sísmicas puede incluir fuentes culturales de ondas sísmicas, las cuales pueden tener frecuencias lo suficientemente bajas para alcanzar e interactuar con el yacimiento 16 subterráneo. Como otro ejemplo, la fuente 40 pasiva puede incluir actividades de perforación de pozos, fluidos de bombeo, ruido de automóviles, ruido de compresores, ruido de granjas y ruido de manufactura, que pueden generar señales 42 sísmicas de resistencia adecuada y/o frecuencia para interactuar con el yacimiento 16 subterráneo.

La FIGURA IB incluye varios ejemplos de fuente 40 sísmica pasiva, que incluyen las fuentes 40a-40e sísmicas pasivas. La fuente 40a sísmica pasiva puede representar una fuente de energía sísmica que resulta de una operación de perforación. La fuente 40a sísmica pasiva puede representar un evento de perforación localizado en una profundidad particular (tal como, por ejemplo, el cabezal de una barrena de perforación o el aparato de perforación que interactúa con subsuelo) y/o puede representar vibraciones de actividades de perforación a lo largo de un tramo del agujero y tubería de revestimiento. La fuente 40b sísmica pasiva puede representar una fuente de energía sísmica que resulta de actividades de perforación horizontal tales como, fracturación, hidrofracturación, u otras operaciones de perforación. Adicional o alternativamente, la fuente 40b sísmica pasiva puede representar energía sísmica provocada por el fluido que se mueve a través de los espacios porosos de la roca (que pueden ser el resultado de la hidrofracturación). Las fuentes 40c y 40d sísmicas pasivas pueden representar fuentes de energía sísmica que resultan de la actividad sísmica natural de la tierra y/o un microsismo u otro evento natural, tal como se describe en lo anterior. La fuente 40a sísmica pasiva puede representar una fuente de energía sísmica que resulta de un evento de subsuelo inmediato o de la superficie. Por consiguiente, la fuente 40 sísmica pasiva puede incluir cualquier fuente adecuada de energía sísmica y/o puede ubicarse en cualquier relación adecuada con el yacimiento 16 terrestre subterráneo que incluye por encima, por debajo, por detrás o en el yacimiento 16 terrestre subterráneo. Adicional o alternativamente, la fuente 40 sísmica pasiva puede incluir energía sísmica provocada por una barrena de perforación, roca de fracturación, fluido que se mueve a través de espacios porosos de la roca, pozos donde se produce la actividad de perforación o bombeo, y/o por fluidos contaminantes que emigran a través del subsuelo.

La señal 42 sísmica representa una onda sísmica, una onda plana sísmica, u otra señal sísmica adecuada que se propaga hacia la Tierra a partir de la fuente 40 pasiva. Por consiguiente, la señal 42 sísmica puede emanar de cualquier fuente 40 sísmica pasiva adecuada, incluyendo aquellas que se originan en la superficie de la Tierra y/o ubicadas a una cierta profundidad adecuada bajo la superficie. Por ejemplo, las señales 42a-42e sísmicas pueden originarse de manera respectiva a partir de las fuentes 40a-40e sísmicas pasivas. Debe entenderse que las diversas señales ilustradas en las FIGURAS 1A y IB se representan en diferentes figuras para claridad solamente. Por consiguiente, modalidades particulares del sistema 10 pueden ser capaces de utilizar señales 20 y/o 22 propagadas por la fuente 12 electromagnética pasiva y/o por la fuente 40 sísmica pasiva. Además, el sistema 10 puede configurarse para utilizar señales 20 y/o 22 a partir de la fuente 12 electromagnética pasiva en momentos particulares mientras utiliza las señales 20 y/o 22 a partir de la fuente 40 sísmica pasiva en otros momentos particulares y/o puede utilizar las señales al mismo tiempo. Por ejemplo, las prospección pasiva electrosísmica/sismoeléctrica que utiliza las fuentes 40 sísmicas pasivas y/o las fuentes 12 electromagnéticas pasivas pueden recolectarse durante la perforación o fracturación o la recuperación mejorada de petróleo para adquirir información sobre hidrocarburos y/u otros fluidos. Los datos de estudio de las fuentes 12 electromagnéticas pasivas pueden recolectarse, por ejemplo, cuando se atenúan las fuentes 40 sísmicas pasivas. Por ejemplo, la operación de perforación puede ponerse en pausa y/o terminarse. Como otro ejemplo, el sistema 30 de cómputo puede realizar prospección pasiva durante la perforación, fracturación, y/o recuperación mejorada de petróleo para adquirir información sobre hidrocarburos y/u otros fluidos.

En operación, el sistema 10 detecta, almacena, y/o analiza las señales 22 electromagnéticas y/o señales 20 sísmicas. Los sensores 26 y 28 respectivamente pueden detectar las señales 22 electromagnéticas y señales 20 sísmicas. Cada sensor puede transmitir las señales detectadas al dispositivo 30 de cómputo para almacenamiento y/o procesamiento. El dispositivo 30 de cómputo puede registrar las señales 22 electromagnéticas resultantes y/o las señales 20 sísmicas. El dispositivo 30 de cómputo puede procesar las señales 22 electromagnéticas y/o las señales 20 sísmicas para identificar varias propiedades asociadas con el yacimiento 16 subterráneo. Los sensores 26 y/o 28 pueden detectar adicional o alternativamente las señales generadas por el yacimiento 16 terrestre subterráneo en respuesta a una señal 42 electromagnética propagada desde la fuente 40 sísmica pasiva. El sistema 30 de cómputo entonces puede procesar las señales detectadas utilizando varias téenicas de procesamiento de señales para identificar propiedades y/o características del yacimiento 16 terrestre subterráneo. De esta manera, las técnicas discutidas en la presente descripción pueden utilizarse para analizar las señales 20 y/o 22 generadas como resultado de la fuente 12 electromagnética pasiva y/o la fuente 40 sísmica pasiva. Ciertos ejemplos de la operación del sistema 10 proporcionados a continuación pueden discutirse con respecto a una fuente 12 electromagnética pasiva, pero debe observarse que las enseñanzas de la presente descripción aplican similarmente y/o igual que las señales generadas por la fuente 40 sísmica pasiva.

El sistema 10 puede procesar las señales para determinar la existencia de un fluido en el yacimiento 16 subterráneo y/u otras propiedades del yacimiento subterráneo, tal como la existencia del yacimiento 16 terrestre subterráneo, y/o una indicación de que contiene un fluido, una profundidad del yacimiento 16 terrestre subterráneo, una porosidad del yacimiento 16 terrestre subterráneo, una permeabilidad al fluido del yacimiento 16 terrestre subterráneo, una composición y/o tipo de al menos un fluido dentro del yacimiento 16 terrestre subterráneo, una extensión espacial del yacimiento 16 terrestre subterráneo, una orientación de los limites del yacimiento 16 terrestre subterráneo, una resistividad del yacimiento 16 terrestre subterráneo, o cualquier combinación de los mismos. Los fluidos que se pueden detectar y/o identificar por el sistema 10 pueden incluir un fluido acuoso (tal como agua), un hidrocarburo, petróleo, dióxido de carbono, monóxido de carbono, gases ácidos, helio, nitrógeno, otros minerales subterráneos. El sistema 10 también puede ser capaz de identificar y/o rastrear la migración de fluidos, contaminantes, magma, y otros fluidos subterráneos.

El sistema 10 puede moverse durante una medición para detectar las señales 20 y/o 22 en varios lugares. De esta manera, el sistema 10 puede ser capaz de generar y analizar datos de estudio pasivos a través de grandes áreas de estudio. El sistema 10 móvil puede proporcionar información útil para una clasificación o una primera mirada sobre un área de interés. En algunas modalidades, el sistema 10 puede disponerse en un vehículo móvil. Por ejemplo, los sensores 26 pueden instalarse en un patrón en un dispositivo móvil para facilitar el movimiento de la disposición. Por ejemplo, los sensores 26 pueden disponerse en un remolque, bastidor o transporte de carga que se puede conectar a un vehículo móvil tal como un camión o camioneta. Los sensores 26 pueden instalarse alternativamente en un vehículo terrestre, buque acuático, o aeronave. El sistema 10 puede grabar y/o almacenar las señales 20 y/22 detectadas por los sensores 26 y/o 28, como se describe en mayor detalle en la presente. En cierta modalidad, el sistema 10 puede detectar continua y/o repetidamente las señales 20 y/o 22 mientras se mueve.

El sistema 30 de cómputo puede registrar las señales 20 y/o 22 durante varios períodos de tiempo cuando convenga. El sistema 30 de cómputo puede utilizar téenicas de muestreo para asegurar una representación adecuada de las señales detectadas. Una proporción de muestreo mínima puede determinarse basándose en la frecuencia de las señales muestreadas. En general, la proporción de muestreo para la conversión análoga a digital debe ser por lo menos dos veces la frecuencia más alta de interés para representar adecuadamente la forma de onda registrada. Sin embargo, puede utilizarse un muestreo de mayor orden, incluyendo varias técnicas de sobremuestreo. Tiempos de registro superiores pueden permitir mejores relaciones de señal a ruido (SNR) y por consiguiente pueden incrementar la confiabilidad de las señales detectadas.

El sistema 30 de cómputo puede procesar las señales 20 y/o 22 detectadas para determinar propiedades particulares del yacimiento terrestre subterráneo, incluyendo cualquiera de una o más de las propiedades discutidas en lo anterior. El sistema 30 de cómputo puede procesar las señales sustancialmente al mismo tiempo que el tiempo en que se detectan las señales y/o puede almacenar las señales para procesar las señales en un momento posterior. El sistema 30 de cómputo puede configurarse para aplicar varias téenicas de procesamiento de señales digitales a las señales detectadas. Por ejemplo, el sistema 30 de cómputo puede aplicar una serie de etapas de pre-procesamiento a las señales detectadas, incluyendo aplicar varias técnicas de filtrado calculadas para eliminar el ruido y/o aislar las señales de interés de las señales detectadas. Después del pre-procesamiento, el sistema 30 de cómputo puede determinar a partir de los datos procesados varias propiedades del yacimiento 16 terrestre subterráneo. El sistema 30 de cómputo, por ejemplo, puede correlacionar los datos procesados para identificar las propiedades del yacimiento 16 terrestre subterráneo. Cada una de estas etapas se discuten en mayor detalle a continuación.

Pre-Procesamiento de Señales 20 y/o 22 Detectadas El sistema 30 de cómputo puede aplicar varias téenicas de pre-procesamiento a los datos recibidos de los sensores 26 y/o 28 para identificar y/o aislar las señales 20 y/o 22 de otras fuentes de señales electromagnéticas que puedan recibirse por los sensores 26 y/o 28. Por ejemplo, para aislar las señales 22 electromagnéticas, el sistema 30 de cómputo, puede aplicar un esquema de reducción de ruido utilizando una señal de referencia generada que se detecta y/o desmodula para identificar y/o aislar las señales 20 electromagnéticas. El sistema 30 de cómputo también puede aplicar otras técnicas de reducción de ruido, tal como aislamiento de componentes de corriente directa de la señal, técnicas de muestreo digital, y/o filtración de paso de banda análoga y/o digital.

El ruido coherente se refiere a señales 20 y/o 22 cíclicas que tienen una frecuencia aproximadamente constante durante un periodo de medición predeterminado. Muchas fuentes de ruido electromagnético coherentes pueden encontrarse en una configuración de medición típica y pueden justificarse a través de varias técnicas de procesamiento. Por ejemplo, la frecuencia de línea de potencia de 60 Hercios (Hz) puede generar una señal electromagnética de alta amplitud que puede propagarse en la tierra, donde la amplitud resultante en uno o más sensores 26 electromagnéticos pueden ser de cientos o miles de veces mayor que el campo electromagnético de fondo deseado dentro de la tierra. De manera similar, las lineas de potencia desequilibradas pueden generar 180 Hz de ruido y los motores pueden generar 400 Hz de ruido. Como ejemplo adicional, los circuitos de protección catódica pueden introducir señales de corriente alterna (CA) rectificadas de manera deficiente en varias frecuencias que resultan en ruido electromagnético en uno o más sensores 26 electromagnéticos.

El sistema 30 de cómputo puede aplicar varias téenicas de reducción de ruido, incluyendo una técnica que puede utilizar una señal de referencia generada que se desmodula para identificar y/o aislar las señales 22 electromagnéticas. El esquema de reducción de ruido puede utilizarse para generar una señal que puede tener una relación de señal a ruido incrementada con respecto al aspecto completo del campo 14 electromagnético. Por ejemplo, una señal de referencia puede generarse por un generador de señal de referencia e introducirse en la superficie 24 cercana de la Tierra. El generador de señales de referencia puede transmitir la señal de referencia en la tierra desde una ubicación cercana a la tierra. Las señales 22 electromagnéticas pueden modular la señal de referencia de la misma manera que la porción vertical de las señales 22 electromagnéticas. Tras detectar la señal de referencia modulada con el sensor 26, el sistema 30 de cómputo entonces puede comparar la señal detectada con la señal de referencia conocida y aislar las señales 22 electromagnéticas para procesamiento adicional. La señal de referencia modulada, detectada, en algunas modalidades, puede filtrarse o de otra manera pre-procesarse antes de compararse y aislar la señal 22 electromagnética. Por ejemplo, un amplificador de bloqueo puede utilizarse para aislar la señal 22 electromagnética de la señal detectada. El generador de señales de referencia puede acoplarse al amplificador 804 de bloqueo o puede formar parte del amplificador de bloqueo. La señal de referencia y la señal de modulación detectada pueden ingresarse al amplificador de bloqueo. El amplificador de bloqueo puede producir una señal que comprende la señal 22 electromagnética con una relación de señal a ruido mejorada en comparación con la señal detectada por el sensor 26. La existencia de una modulación de la señal de referencia puede tomarse como indicación de que se ha producido un acoplamiento debido a la interacción de la señal de referencia con las señales 22 electromagnéticas. Las señales 22 electromagnéticas entonces pueden aislarse basándose en el hecho de que las señales 22 electromagnéticas pueden tener un espectro de frecuencia-banda más estrecho que la señal de referencia y/o pueden tener características reconocibles y extraíbles. La señal producida entonces puede enviarse a una o más etapas de procesamiento adicionales, antes de pasarse para análisis adicional.

Dependiendo del tipo de sensores 26 y/o 28 utilizados para detectar la señal, las señales 22 electromagnéticas y/o las señales 20 sísmicas pueden incluir una porción de corriente alterna (CA) y una porción de corriente directa (CD). La porción de CD de la señal puede resultar de la detección de una o más porciones del campo 14 electromagnético de la tierra, y pueden no ser representativas de las señales 22 electromagnéticas o señales 20 sísmicas. Por consiguiente, la porción de CD puede representar ruido que puede filtrase antes del análisis de las señales 20 y/o 22. La porción de CD puede filtrarse y/o eliminarse utilizando cualesquier téenicas adecuadas, tales como utilizando un filtro capacitivo y otros elementos del sensor 26 y/o diseño 28 y/o utilizar un filtro digital implementado en software.

Las técnicas de muestreo digital que incluyen la reducción de datos pueden utilizarse para limitar y/o filtrar los datos que van a procesarse. La reducción puede referirse a una técnica adecuada para reducir la proporción de muestreo efectiva. Al grado adecuado, la reducción puede reducir la cantidad de datos que se procesan en las etapas de análisis, que puedan reducir los tiempos de procesamiento. Los datos de señales típicamente pueden reducirse a una proporción de muestreo efectiva que se aproxime a dos veces la frecuencia más alta de interés mientras permita una identificación de las características de frecuencia en los datos. Pueden utilizarse mayores proporciones de reducción, por ejemplo, cuando se desea un primer vistazo más rápido, y posiblemente menos preciso. En algunas modalidades, las señales 20 y/o 22 pueden sobremuestrearse y/o promediarse sobre una o más frecuencias y/o márgenes de frecuencia para reducir los efectos de fluctuaciones momentáneas en el campo 14 electromagnético y/o las señales 20 y/o 22. Por ejemplo, la amplitud de señal puede seleccionarse para promediarse por el sistema 30 de cómputo en una o más frecuencias fijas presentes en la señal 20 sísmica detectada y/o la señal 22 electromagnética. También debe observarse gue las señales 20 sísmicas pueden requerir ciertos tiempos de propagación característicos para una onda sísmica que se origina en el yacimiento 16 terrestre subterráneo para alcanzar la superficie de la Tierra. El proceso de promediado puede incluir identificar los tiempo característicos de propagación sísmica del yacimiento subterráneo. El proceso de promediado puede incluir y/o muestrear la amplitud de señal por una duración de tiempo, que puede ser más de dos veces el periodo de oscilación, y promediar la amplitud de señal durante el periodo de tiempo de detección.

Varias téenicas de filtrado pueden utilizarse para aislar las señales 20 y/o 22, reducir el ruido, y/o incrementar la SNR. Por ejemplo, las señales 20 y/o 22 pueden filtrarse con un filtro de paso de banda para aislar una o más bandas de frecuencia de interés. El ruido puede filtrarse utilizando un filtro de paso alto, un filtro de paso bajo, filtro de frecuencia de banda ancha, y/o el filtro de frecuencia de banda estrecha, u otro filtro de ruido adecuado. En algunas modalidades, las fuentes ambientales y/o de origen natural de radiación electromagnética, tales como las señales 14 electromagnéticas y/o la fuente 12 electromagnética pasiva, pueden utilizarse para determinar el margen de frecuencia, margen de amplitud, y/u otros parámetros de un filtro de ruido deseado.

Las fuentes de ruido coherentes pueden no tener una frecuencia exactamente constante para un periodo de medición predeterminado. Estas imperfecciones pueden ser debido a los cambios de fase en las fuentes de ruido coherentes. Por ejemplo, el ruido electromagnético generado por las lineas de energía puede experimentar algunas variaciones en el voltaje de línea de energía. El sistema 30 de cómputo puede monitorear la fase de la fuente de ruido coherente para ajustar los tiempos de inicio para corresponder con la fase del ruido coherente para cada intervalo. La fuente de ruido coherente también puede experimentar variaciones de amplitud con el paso del tiempo, que pueden dar como resultado en una cancelación parcial del ruido coherente con la suma de los intervalos. En una modalidad, el sistema 30 de cómputo puede aplicar un filtro de frecuencia, tal como un filtro de muesca de frecuencia, a las señales 22 electromagnéticas detectadas para mejorar adicionalmente la relación de señal a ruido y/o reducir una porción del ruido coherente en un campo electromagnético de fondo.

Las téenicas utilizadas para eliminar por lo menos una porción del ruido coherente de las señales 22 electromagnéticas detectadas también pueden aplicarse a las señales 20 sísmicas detectadas. Varias fuente de ruido sísmico coherente pueden presentarse en una configuración de medición típica, incluyendo, por ejemplo, el ruido de motor y el equipo industrial. Debe observarse que el tiempo de inicio y la duración para cada intervalo correspondiente de las señales 22 electromagnéticas detectadas y las señales 20 sísmicas detectadas pueden ser las mismas para mejorar la correlación cruzada de las señales. En algunas modalidades, el tiempo de inicio y la duración pueden seleccionarse para permitir la cancelación de por lo menos una porción del ruido coherente en las señales 22 electromagnéticas detectadas y las señales 20 sísmicas detectadas.

Los componentes horizontales de las señales 22 electromagnéticas y/o las señales 20 sísmicas pueden rechazarse en cualquier forma adecuada. Por ejemplo, varios sensores 26 electromagnéticos pueden disponerse en una disposición y pueden utilizase para detectar uno más componentes horizontales y/o verticales de la señal 22 electromagnética. De manera similar, el ruido sísmico horizontal también puede rechazarse en las señales 20 sísmicas detectadas. En particular, las señales 20 sísmicas detectadas pueden filtrarse en el dominio espacial para rechazar las ondas de superficie que viajan horizontalmente a través de los sensores 28 sísmicos. Uno o más sensores 28 sísmicos pueden configurarse para medir un componente horizontal de las señales 22 sísmicas, el cual puede utilizarse para generar los componentes horizontales utilizados en el filtro espacial. Por consiguiente, un componente horizontal de la señal 22 electromagnética y/o la señal 20 sísmica pueden utilizarse como filtro de predicción para eliminar el ruido del componente vertical de la señal 22 electromagnética y/o la señal 20 sísmica. El filtro de predicción puede utilizar componentes horizontales detectados por uno o más sensores 26 electromagnéticos y/o sensores 28.

Los filtros espaciales también pueden aplicarse para rechazar el ruido sísmico local que puede detectarse por los sensores 28 sísmicos. En algunas modalidades, las ondas de ruido locales pueden propagarse a través de la pluralidad de los sensores 28 sísmicos en patrones de propagación esperados, que pueden ser análogos a las ondas de agua en un estanque. Las ondas de ruido de propagación pueden eliminarse al determinar la dirección de viaje y velocidad, y al aplicar un filtro espacial que hace uso de la simetría de propagación de la onda de ruido. El filtro espacial puede eliminar el ruido local de las señales 20 sísmicas detectadas por cada sensor 28. En algunas modalidades, un filtro de predicción puede emplearse para predecir la llegada y amplitud de la onda de ruido local en un sensor sísmico y eliminar la onda de ruido local durante la generación de la señal 20 sísmica detectada. Como se indica en lo anterior, uno o más sensores 28 sísmicos pueden configurarse para medir un componente horizontal de la onda sísmica. Estos sensores 28 sísmicos también pueden utilizarse para determinar la geometría de propagación de la onda de ruido local. El filtro espacial entonces puede aplicarse a cada uno de la pluralidad de sensores 28 sísmicos, incluyendo aquellos que pueden no configurarse para medir un componente horizontal de la onda sísmica. En algunas modalidades, uno o más sensores 28 sísmicos adicionales utilizados para rechazo de ruido local pueden implementarse a una distancia de separación de los sensores 28 sísmicos que miden las señales 20 sísmicas. La capacidad de medir la onda de ruido local a una distancia de otros sensores 28 sísmicos puede proporcionar una mejor predicción de la onda de ruido local y una mejora en la reducción de la onda de ruido local en la señal sísmica detectada.

Para mejorar la continuidad espacial a través de los sensores 28 sísmicos, las señales 20 sísmicas detectadas por varios sensores 28 sísmicos pueden correlacionarse de manera cruzada y/o sumarse. Las señales 20 sísmicas sumadas pueden utilizarse como filtro de predicción para mejorar la continuidad espacial. Las señales 20 sísmicas sumadas pueden resultar en un incremento en la amplitud de las ondas sísmicas que llegan al mismo tiempo, por ejemplo, desde una onda plana. Las señales 20 sísmicas sumadas pueden tender a cancelar las fuentes de ruido local y/o componentes de señales 20 sísmicas que no viajan como onda plana. En algunas modalidades, un filtro de inmersión puede utilizarse para rechazar ruido Por ejemplo, el hecho de que las señales 20 sísmicas que resultan de una o más conversiones electros!smicas puedan ser onda plana pueden utilizase para eliminar por lo menos una porción de una señal de ruido de la señal 20 sísmica detectada. En particular, un filtro de inmersión puede utilizarse para rechazar las señales 20 sísmicas detectadas que llegan en un ángulo no normal a los sensores 28 sísmicos. En algunas modalidades, el filtro de inmersión puede aplicarse después de una correlación cruzada de las señales sísmicas detectadas a partir de dos o más de los sensores sísmicos.

Procesamiento de las Señales 20 y/o 22 Después de que se realizan cualquiera de las etapas de pre-procesamiento opcionales anteriores, las señales 20 y/o 22 filtradas resultantes pueden procesarse para determinar una o más propiedades del yacimiento 16 terrestre subterráneo. El procesamiento puede incluir extraer un envolvente de las señales 20 y/o 22 filtradas, aplicando varias etapas de procesamiento y/o análisis de dominio de frecuencia, y otras téenicas de procesamiento como se explica en mayor detalle a continuación. La existencia de hidrocarburos en un yacimiento puede indicarse por la existencia de una modulación en las señales 20 y/o 22. En términos de análisis de señales descrito en esta sección, la modulación puede identificarse por el sistema 30 de cómputo al desmodular una porción de las señales 20 y/o 22 detectadas para determinar si puede identificarse un envolvente. Si no se encuentra ningún envolvente que se pueda distinguir del ruido blanco, por ejemplo, o alguna otra señal de referencia adecuada, entonces este resultado puede tomarse como evidencia de que no existen hidrocarburos en el yacimiento 16 subterráneo. Si se identifica un envolvente adecuado, entonces el análisis descrito en la presente puede llevarse a cabo para identificar las propiedades espectrales del envolvente y correlacionar los resultados con la presencia de varios fluidos asi como un tiempo y/o función de frecuencia-profundidad. En algunas modalidades, otros estudios como se describe a continuación pueden realizarse cuando se identifique un envolvente.

Las señales 20 y/o 22 pre-procesadas pueden pasar a una etapa de extracción de envolvente de señal en la cual el sistema 30 de cómputo determina un envolvente de la señal en la banda de interés. El envolvente de la señal puede referirse a la forma de la modulación de la señal. La modulación y por lo tanto el envolvente, pueden comprender una o más de una modulación de frecuencia, una modulación de fase o una modulación de amplitud. Un detector de envolvente utilizado para extraer el envolvente de la señal puede implementarse en hardware o software. El detector de envolvente puede desmodular las señales 20 y/o 22 para determinar y/o extraer el envolvente de señal. Varias téenicas de desmodulación pueden utilizarse para extraer el envolvente de señal, incluyendo el método de transformada Hilbert.

Si se ha obtenido un envolvente de señal, el sistema 30 de cómputo puede analizar el envolvente para calcular una o más propiedades espectrales. Las propiedades espectrales pueden incluir características de amplitud y frecuencia de una señal y/o envolvente, así como otras características de la señal y/o envolvente, tal como características de fase. La determinación de propiedades espectrales puede permitir que el sistema 30 de cómputo compare el envolvente con uno o más envolventes adicionales para bandas de señales adicionales. Las propiedades espectrales pueden determinarse en el dominio de frecuencia al calcular la Transformada de Fourier y/o la densidad espectral de potencia. Por ejemplo, la densidad espectral de potencia para varias bandas de frecuencia puede calcularse para proporcionar la potencia llevada por el envolvente expresado en unidades de potencia por frecuencia. Alternativamente o además de la densidad espectral de potencia, una Transformada de Fourier (FT), tal como una Transformada de Fourier Rápida (FFT) y/o una FFT compleja, pueden proporcionar una indicación de varias características de frecuencia del envolvente, incluyendo la distribución de frecuencia. Además, la densidad espectral de potencia y los cálculos de FT pueden proporcionar amplitudes relativas de cada una de las frecuencias identificadas. El cálculo de las propiedades espectrales puede implementarse en hardware y/o software. En algunas modalidades, el sistema 30 de cómputo puede determinar una o más propiedades espectrales utilizando un amplificador de bloqueo y/o un analizador de espectro.

Una vez que se han calculado las propiedades espectrales, el sistema 30 de cómputo puede comparar valores correspondientes en ciertas bandas de frecuencia con las propiedades espectrales correspondientes en otras bandas de frecuencia. Basándose en la comparación, el sistema 30 de cómputo puede generar una o más relaciones de las propiedades espectrales, tales como las relaciones de las densidades espectrales de potencia, amplitudes de FFT, y/o fases. Una señal 20 y/o 22 detectada particular que incluye varias porciones de ruido blanco puede utilizarse como conjunto base de propiedades espectrales que pueden utilizarse como bases para comparación. Por ejemplo, las propiedades espectrales base pueden utilizarse para normalizar otras relaciones calculadas. Debe observarse, sin embargo, que otras transformaciones matemáticas pueden utilizarse para producir resultados similares.

El sistema 30 de cómputo puede analizar y correlacionar las relaciones de propiedades espectrales como una función de las frecuencias de paso de banda de las señales 20 y/o 22 originales y/o como función de la banda de frecuencia de los envolventes extraídos. Basándose en el análisis, el sistema 30 de cómputo puede determinar la información sobre las características de frecuencia de la señal de modulación y/o la correlación de amplitud con respecto a la resistencia de la señal de modulación para cada frecuencia. Variaciones dentro del análisis pueden utilizarse como realimentación para ajustar los criterios de análisis tales como incrementar el ancho de banda de los filtros de paso de banda, que puede esperarse e incremente la amplitud de la relación de las propiedades espectrales de potencia. Las propiedades del análisis pueden diseñarse basándose en la calidad y cantidad de datos obtenidos, el tipo de señales presentes e interactuar con un yacimiento de interés, y una velocidad de costo de procesamiento deseados.

El sistema 30 de cómputo puede procesar la densidad espectral de potencia obtenida al no poner en tendencia la densidad espectral de potencia y/o integrar la densidad espectral de potencia. El sistema 30 de cómputo entonces puede realizar un análisis de correlación de campo electromagnético detectado en el dominio de tiempo, el dominio de frecuencia, o ambos. Por ejemplo, después de la eliminación de tendencia e integración, el sistema 30 de cómputo puede determinar una FT de la densidad espectral de potencia. La FT de la densidad espectral de potencia puede producir correlaciones entre el campo 14 electromagnético de origen, y los campos 22 electromagnéticos secundarios generados por las señales 20 sísmicas por el efecto sismoeléctrico en el yacimiento 24 de subsuelo inmediato. Las propiedades del análisis pueden diseñarse basándose en la calidad y cantidad de datos obtenidos, el tipo de señales presentes y la interacción con un yacimiento de interés, y una velocidad de costo de procesamiento deseado. En tales modalidades, el sistema 30 de cómputo puede determinar la existencia de hidrocarburos en el yacimiento 16 terrestre subterráneo que pueden indicarse basándose en la existencia de correlaciones fuertes entre la señal 14 electromagnética de fuente y las señales 22 electromagnéticas secundarias generadas por las señales 20 sísmicas a través del efecto sismoeléctrico en el yacimiento 24 de subsuelo inmediato. Las señales 20 sísmicas pueden generarse por efectos electrosísmicos en el yacimiento 16 terrestre subterráneo en momentos de correlación que pueden corresponder al tiempo de transito sísmico conocidos entre los yacimientos de hidrocarburos y la superficies de la tierra. Los tiempos de tránsito sísmicos pueden obtenerse de manera explícita a partir de datos sísmicos obtenidos en el área de interés o pueden estimarse basándose en las propiedades acústicas de la roca.

La correlación de propiedades espectrales del envolvente y la presencia de varios fluidos en los espacios porosos subterráneos pueden basarse en una variedad de metodologías de clasificación. Por ejemplo, el análisis de regresión estadística, y los clasificadores estadísticos tales como redes neurales, árboles de decisión, clasificadores Bayesianos, clasificadores de lógica difusa y clasificadores estadísticos convencionales todos pueden utilizarse para determinar una relación de tiempo-profundidad y/o frecuencia-profundidad. Por ejemplo, el análisis puede realizarse con el sistema y métodos descritos en la presente en lugares con propiedades conocidas y características de yacimiento para entrenar y/o determinar los parámetros de correlación. Una vez que se han determinado los parámetros, tal entrenamiento adecuado completo en una red neural, el sistema 30 de cómputo puede repetir el análisis en una nueva ubicación.

Adicional o alternativamente, el sistema 30 de cómputo puede realizar análisis espectral de potencia y obtener relaciones de potencia relativas de la señal 20 y/o 22 de modulación con respecto a una señal de fondo para determinar las características de frecuencia de la señal de modulación. Las características de tiempo y/o frecuencia pueden utilizarse para derivar la información de profundidad y ubicación sobre la fuente y resistencia de la señal de modulación, con lo cual se revela la información sobre la ubicación y/o profundidad de un yacimiento 16 terrestre subterráneo. Una variedad de modelos puede utilizarse para correlacionar los resultados del análisis espectral con la profundidad de la señal de modulación. Por ejemplo, la profundidad del yacimiento 16 subterráneo puede determinarse basándose en una función de tiempo-profundidad y/o una función de frecuencia-profundidad. Aunque una correlación generalmente existe entre las frecuencias de las señales 20 y/o 22 de modulación y la profundidad en la cual se originan esas señales, la correlación exacta puede o no ser evidente a partir del análisis de la señal detectada por los sensores 26 y/o 28. Por consiguiente, una función de tiempo-profundidad y/o función de frecuencia-profundidad puede establecerse utilizando ubicaciones conocidas o predeterminadas, parámetros y/o cálculos. Los valores de profundidad para ubicaciones similares pueden determinarse basándose en aquellas características predeterminadas una vez que las características espectrales de las señales se analizan y determinan. La relación de tiempo-profundidad y/o frecuencia-profundidad para las señales 20 y/o 22 pueden depender de la resistividad de la Tierra, las propiedades de yacimiento, los tipos de componentes presentes, y/o las propiedades eléctricas diversas de un área geológica particular. Por consiguiente, funciones nuevas y/o modificadas de tiempo-profundidad y/o frecuencia-profundidad pueden determinarse y/o aplicarse a medida que el sistema 30 de cómputo se mueve de una ubicación a otra. En algunas modalidades, una función de tiempo-profundidad y/o frecuencia-profundidad para un área puede proporcionar una estimación adecuada para otra área dependiendo de las características relativas de estas áreas. Las funciones de tiempo-profundidad y/o frecuencia-profundidad pueden derivarse de datos empíricos pre-existentes obtenidos a partir de estudios geográficos previos y/o exploración. Otras fuentes adecuadas de datos para determinar una función de frecuencia-profundidad pueden considerarse, tal como análisis de conductividad de efecto superficial convencionales. Basándose en una función de tiempo-profundidad y/o frecuencia-profundidad y señales 20 y/o 22 particulares, el sistema 30 de cómputo puede derivar la información de profundidad asociada con el yacimiento 16 terrestre subterráneo.

El sistema 30 de cómputo puede utilizar varias téenicas de correlación, las cuales pueden utilizarse para identificar propiedades particulares del yacimiento 16 subterráneo. En algunas modalidades, la prospección pasiva puede llevarse a cabo al detectar de manera secuencial y/o procesar de manera separada las señales 22 electromagnéticas y señales 20 sísmicas. Por ejemplo, la detección de las señales 22 electromagnéticas y las señales 20 sísmicas puede producirse en diferentes momentos y/o ubicaciones. En algunas modalidades, la detección puede producirse durante periodos de tiempo solapados y/o en las mismas ubicaciones. Los dos tipos de señales pueden correlacionarse de manera cruzada para determinar varias propiedades del yacimiento 16 terrestre subterráneo.

La correlación cruzada, la cual también puede denominarse como procesamiento conjunto, puede utilizarse para identificar características en común con los datos de ambas señales. Por ejemplo, las señales electros!smicas y sismoeléctricas pueden originarse en el mismo mecanismo de conversión física en los límites 18 entre las rocas disimilares o los límites 18 entre los diferentes fluidos en los espacios porosos de roca. Los sensores 26 y 28, sin embargo, pueden no ser igualmente sensibles a los cambios rápidos de señales o a pequeñas diferencias de amplitud de señal. De esta manera, las señales 22 electromagnéticas procesadas y las señales 20 sísmicas pueden ser similares pero pueden no ser idénticas. La correlación cruzada por el sistema 30 de cómputo puede mejorar y/o aislar la información común de los conjuntos de datos. La correlación cruzada puede llevarse a cabo en una variedad de puntos en el análisis de cada señal como se describe en lo anterior con respecto al procesamiento de señales 22 electromagnéticas y señales 20 sísmicas, ya sea juntas o de manera individual.

En algunas modalidades, el sistema 30 de cómputo puede correlacionar de manera cruzada las señales 22 electromagnéticas detectadas con las señales 20 sísmicas detectadas para aislar por lo menos una porción de la señal 22 sísmica detectada. Por ejemplo, la conversión electros!smica puede generar una respuesta sísmica en un campo electromagnético dependiente del tiempo con una dependencia del tiempo correspondiente. Por consiguiente, las señales 20 sísmicas resultantes pueden tener la misma dependencia en tiempo que las señales 14 electromagnéticas, retardadas por el tiempo de viaje sísmico. El tiempo de viaje de señal electromagnética puede rechazarse debido a que el tiempo improductivo de la propagación electromagnética en el depósito puede ser mucho más corto que el tiempo de viaje sísmico a la superficie. Este resultado puede utilizarse para eliminar por lo menos una porción de la señal de ruido que no posee la dependencia de tiempo esperada entre las señales 22 electromagnéticas detectadas y las señales 20 sísmicas detectadas.

Una o más señales armónicas pueden detectarse y/o aislarse en la señal sísmica detectada utilizando una variedad de métodos. En algunas modalidades, la señal sísmica detectada puede correlacionarse de manera cruzada con el campo electromagnético detectado. Un análisis de frecuencia de los datos que resultan de la correlación cruzada pueden utilizarse para identificar frecuencias en la señal sísmica detectada que son superiores a aquellas presentadas en el campo electromagnético detectado. Las frecuencias presentes en la señal 22 electromagnética detectada entonces pueden utilizarse para eliminar por lo menos una porción de las frecuencias correspondientes, incluyendo frecuencias fundamentales, de la señal 20 sísmica detectada utilizando, por ejemplo, téenicas de filtración como se discute en lo anterior. Las frecuencias también pueden utilizarse por el sistema 30 de cómputo para detectar y/o aislar una o más señales armónicas que pueden incluir señales armónicas coherentes.

El sistema 30 de cómputo, en algunas modalidades, puede detectar y/o aislar las señales armónicas al rectificar parcialmente la señal 20 sísmica detectada y/o las señales armónicas detectadas y/o aisladas de la señal 20 sísmica detectada. Las señales armónicas pueden parecer una onda seno parcialmente rectificada, la cual puede ser asimétrica aproximadamente en cero amplitud. En algunas modalidades, las amplitudes positivas pueden ser mayores que las amplitudes negativas. La simetría resultante puede utilizarse al reducir de manera arbitraria las porciones positivas de la forma de onda de fuente antes de la correlación cruzada. En algunas modalidades, las amplitudes negativas pueden ser superiores a las amplitudes positivas. La asimetría resultante puede utilizarse al reducir de manera arbitraria las porciones negativas de la forma de onda de fuente antes de la correlación cruzada. La medición de señal y el procesamiento pueden utilizarse para determinar que porción de la amplitud, tal como la porción de amplitud positiva o la porción de amplitud negativa, si la hay, es mayor. Cualquiera de las téenicas de pre-procesamiento antes mencionadas puede aplicarse antes que el sistema 30 de cómputo correlacione de manera cruzada las señales armónicas detectadas en la señal 20 sísmica detectada con las señales 22 electromagnéticas detectadas y/o una o más señales armónicas en las señales 22 electromagnéticas detectadas. Una auto-correlación de las señales 22 electromagnéticas detectadas puede tener componentes de frecuencia menores que la auto-correlación de las señales 20 sísmicas detectadas. En algunas modalidades, la señal 20 sísmica detectada puede filtrarse con pasos de banda para eliminar las frecuencias por debajo de las frecuencias fundamentales presentes en las señales 22 electromagnéticas detectadas, que pueden utilizarse para identificar las señales armónicas. El filtro puede aplicarse antes del procesamiento de la señal sísmica detectada y el campo electromagnético detectado. En algunas modalidades, las señales armónicas detectadas pueden procesarse con las señales 22 electromagnéticas detectadas para determinar por lo menos una propiedad del yacimiento 16 terrestre subterráneo. En algunas modalidades, el procesamiento de las señales armónicas detectadas con las señales 22 electromagnéticas detectadas puede comprender correlación cruzada de las señales armónicas detectadas con las señales 22 electromagnéticas detectadas.

El sistema 30 de cómputo puede detectar y/o aislar una o más señales no lineales utilizando cualquier téenica adecuada. Las señales no lineales en el campo electromagnético detectado, las cuales pueden incluir señales armónicas, pueden resultar de la conversión de la energía electromagnética en el campo electromagnético del fondo de la tierra en energía sísmica, como se describe en mayor detalle en lo anterior. Este punto de conversión también puede resultar en un desplazamiento de frecuencia o retardo de tiempo en la energía electromagnética en el campo electromagnético del fondo de la tierra generando señales no lineales. Al menos una porción de las señales no lineales resultantes puede detectarse por los detectores de campo electromagnético y utilizarse para determinar por lo menos una propiedad del yacimiento terrestre subterráneo.

En algunas modalidades, la interconexión 18 donde las conversiones electrosísmicas se producen puede modelarse como condensador cargado que comprende una región plana de alta resistencia y un campo electromagnético interno existente. La interconexión entonces puede entenderse como teniendo una constante de tiempo de resistencia-condensador (RC). La constante de tiempo de RC puede variar sobre un margen considerable de valores dependiendo de la resistencia de la interconexión 18 de roca y el campo eléctrico interno. La constante de tiempo de RC también puede tener el efecto de suavizar una porción del campo 14 electromagnético anterior, que puede detectarse por uno o más de los sensores 26 electromagnéticos. En algunas modalidades, el grado de suavizado resultante del campo 14 electromagnético puede utilizarse durante el procesamiento para determinar por lo menos una propiedad del yacimiento terrestre subterráneo. El campo 14 electromagnético de fondo puede modificarse dependiendo de la orientación del campo 14 electromagnético de fondo con respecto a la interconexión 18. Cuando el campo 14 electromagnético de fondo es paralelo al campo interno en la interconexión 18, el campo interno y la tensión interna pueden no modificarse de manera significativa. En esta orientación, la interconexión 18 se comporta como resistencia simple de alto valor con fluidos móviles en el espacio poroso, y la constante de tiempo de RC puede no afectar significativamente el campo 14 electromagnético de fondo. Sin embargo, parte de la energía de campo de poder eléctrico puede convertirse en energía sísmica en la respuesta electros!smica.

Cuando el campo 14 electromagnético de fondo es antiparalelo con respecto al campo interno en la interconexión 18, las reacciones químicas internas pueden detenerse de manera temporal, las tensiones y la resistencia efectiva pueden reducirse, y el campo eléctrico neto puede disminuir. En esta orientación, el campo aplicado puede rectificarse al menos parcialmente en un valor reducido y el cambio en las tensiones internas puede producir una respuesta sísmica. En términos del yacimiento terrestre subterráneo general, el campo electromagnético de fondo de la tierra puede rectificarse parcialmente de los límites entre las masas de rocas. Como resultado, el campo 14 electromagnético de fondo de la tierra que interactúa con una capa de dipolo cargada donde se produce una conversión electros!smica puede alterarse, y las alteraciones pueden detectarse por uno o más sensores 26 configurados para detectar el campo 14 electromagnético de fondo. En algunas modalidades, la rectificación parcial del campo 14 electromagnético de fondo puede utilizarse para determinar una orientación, resistividad, o ambas de al menos una interconexión 18 en el yacimiento 16 terrestre subterráneo. La resistividad del subsuelo aparente puede depender de la polarización de campo electromagnético de fondo. En una polaridad del campo 14 electromagnético de fondo, la superficie de conversión parece una simple resistencia. En la polaridad opuesta, parece ser un condensador con una constante de tiempo terrestre grande. Esta constante de tiempo al menos parcialmente puede suavizar una polaridad de la señal de fuente, resultando en una polaridad que tiene una polarización inducida observable mientras la polaridad opuesta no puede. El grado de polarización inducido puede actuar como indicador de la resistividad de interconexión, y la determinación de la polaridad que se ve afectada puede actuar como indicador de la orientación de interconexión de roca.

Las propiedades del campo 14 electromagnético de fondo pueden ser parcialmente dependientes, permitiendo una determinación del grado lateral del yacimiento 16 terrestre subterráneo. La extensión de la variación lateral en la polarización inducida y la generación de señales no lineales puede reducirse debido a la longitudes de onda largas presentes en el campo 14 electromagnético del fondo de la tierra. Como resultado, el campo electromagnético detectado puede tener una resolución limitada con respecto a los bordes 18 del depósito.

En algunas modalidades, las mediciones de baja frecuencia, tales como las mediciones de frecuencia por debajo de 1 Hz, el campo 14 electromagnético del fondo de la tierra puede ser útil para medir la dependencia de polaridad de la polarización inducida. En la mediciones de las señales 20 sísmicas que resultan de las conversiones electros!smicas, las longitudes de onda sísmica pueden ser útiles para delineación espacial y la velocidad sísmica puede ser útil para determinación de profundidad. En estas mediciones, la información de frecuencia y tiempo pueden ser caracterizaciones importantes. En algunas modalidades, la información de frecuencia y tiempo puede determinarse al integrar las amplitudes de diferentes polaridades en el campo electromagnético detectado y la señal sísmica detectada de uno o más sensores sísmicos.

Las señales no lineales en las señales 22 electromagnéticas detectadas que resultan de las conversiones en las interconexiones del yacimiento terrestre subterráneo pueden detectarse utilizando una variedad de métodos. En algunas modalidades, las polaridades positiva y negativa del campo 14 electromagnético de fondo de la tierra pueden tener diferentes amplitudes de diferentes espectros de frecuencia después de que se ven afectadas por la interconexión. Estas diferencias pueden utilizarse para determinar los componentes no lineales de las señales 22 electromagnéticas detectadas. La respuesta electrosísmica lineal resultante puede detectarse a partir de la señal sísmica detectada en uno o más sensores símicos. A través de una correlación cruzada, los componentes lineales resultantes de las señales 22 electromagnéticas detectadas pueden determinarse y aislare por el sistema 30 de cómputo. Utilizando los componentes lineales como filtro, los componentes no lineales pueden aislarse del campo electromagnético detectado. Las señales 22 electromagnéticas filtradas además pueden procesarse para identificar los componentes no lineales o reducir cualesquier señales de ruido presente en el campo electromagnético detectado después de que se filtran. Por ejemplo, filtros adicionales pueden aplicarse y/o pueden realizarse autocorrelaciones.

En algunas modalidades, las señales 22 electromagnéticas detectadas pueden compararse con el campo 14 electromagnético del fondo de la tierra medido en una ubicación distante. El campo electromagnético detectado puede tener frecuencias armónicas y frecuencias bajas que no se presentan en una señal medida en un punto distante. En esta modalidad, las señales 22 electromagnéticas detectadas en un sensor 26 electromagnético distante pueden utilizarse para filtrar las señales 22 electromagnéticas detectadas por encima del yacimiento 16 terrestre subterráneo. La señal restante presente después de aplicar el filtro puede contener las diversas frecuencias armónicas, no lineales, y/o bajas de interés. Estas señales además pueden procesarse o filtrarse, por ejemplo, para eliminar una o más señales de ruido.

En algunas modalidades, cualesquier frecuencias armónicas, no lineales, y/o bajas presentes en el campo electromagnético detectado por encima del yacimiento terrestre subterráneo de interés pueden detectarse al comparar el campo electromagnético detectado medido en la tierra con aquellos medidos en la atmósfera. Si la modulación del campo 14 electromagnético del fondo de la tierra crea una respuesta sísmica, entonces la superficie cuando se produce la conversión de energía puede comportarse como una fuente de radiación electromagnética puesto que existe una región finita del campo electromagnético modulado y separación de carga. El campo electromagnético del fondo de la tierra dentro de la Tierra por sí mismo puede ocupar un carácter que refleja la conversión no lineal. La radiación electromagnética resultante puede manifestarse a sí misma como cambio en condiciones límite en la superficie de la tierra. Específicamente, la radiación electromagnética resultante puede crear un campo eléctrico vertical que puede no ser continuo a través del límite de la tierra/atmósfera. El uso de un campo electromagnético detectado por encima de la superficie de la tierra puede utilizarse para filtrar el campo electromagnético detectado dentro de la tierra. La señal restante presente después de aplicar el filtro puede contener las diversas frecuencias armónicas, no lineales, y/o bajas de interés. Estas señales además pueden procesarse o filtrarse, por ejemplo, para eliminar una o más señales de ruido.

GENERACIÓN DE MODELOS DEL YACIMIENTO 16 TERRESTRE SUBTERRÁNEO Pueden utilizarse varias propiedades del yacimiento 16 subterráneo para desarrollar un modelo geológico del yacimiento 16 terrestre subterráneo. Varios programas de modelado pueden utilizarse para desarrollar el modelo del yacimiento subterráneo y pueden proporcionar resultados previstos basándose en el modelo. Los resultados previstos entonces pueden compararse con las señales 20 y/o 22 detectadas para determinar si el modelo es preciso. Cuando se detecta una discrepancia, el modelo geológico puede alterarse y el proceso repetirse. Tal proceso puede resultar en una correlación entre el modelo geológico y la señal detectada, con lo cual se proporciona una o más propiedades del yacimiento 16 subterráneo. El sistema 30 de cómputo puede ser capaz de generar varios modelos del yacimiento 16 terrestre subterráneo, incluyendo modelos tridimensionales y modelos dependientes del tiempo o de cuatro dimensiones. Los modelos de cuatro dimensiones pueden generarse basándose en las señales 20 y/o 22 detectadas con el paso del tiempo. Los modelos de cuatro dimensiones de esta manera pueden ilustrar propiedades dependientes del tiempo del yacimiento 16 subterráneo, incluyendo cantidades de fluidos producidos a partir del depósito 16, cambios en el yacimiento 16 con el paso del tiempo, efectos de la hidrofracturación, migración de contaminantes y/o magma, y otras propiedades dependientes del tiempo.

Por consiguiente, las etapas de detección y análisis pueden repetirse por el sistema 30 de cómputo cualquier número de veces. Por ejemplo, varias mediciones pueden hacerse en una sola ubicación durante varios periodos de tiempo. Los resultados pueden analizarse estadísticamente para proporcionar una correlación y/o estudio de precisión mejorada. Además, una o más muestras pueden tomarse en varios lugares de manera secuencial en tiempo o de manera concurrente en tiempo utilizando uno o varios sensores 26 y/o 28. Por ejemplo, varias mediciones pueden hacerse en varios lugares alrededor de un sitio de interés. Varios patrones de rejilla y/o ubicaciones de muestra aleatoria pueden seleccionarse para generar una pluralidad de mediciones a través de un área. Por ejemplo, la rejilla y/o disposición de detectores descritos en lo anterior pueden utilizarse para generar una pluralidad de señales detectadas para su uso con las téenicas de procesamiento descritas en la presente. Las diversas mediciones pueden realizarse de manera secuencial o concurrente en una sola ubicación, y/o las mediciones pueden realizarse de manera secuencial y/o concurrente en varios lugares alrededor de un sitio de interés, cuando una pluralidad de ubicaciones se utiliza para medir la señal de interés. Las indicaciones de hidrocarburos resultantes y las mediciones de profundidad resultantes pueden utilizarse para generar un modelo bidimensional , tridimensional, y/o dependiente del tiempo del yacimiento 16 terrestre subterráneo y/o uno o más fluidos contenidos en el mismo. En algunas modalidades, el sistema 30 de cómputo puede ser capaz de generar modelos utilizando cualquier combinación adecuada de datos de estudio obtenidos a partir de cualquiera de una o más de las téenicas de estudio discutidas a continuación con respecto a la FIGURA 3.

El modelo bidi ensional, tridimensional, y/o dependiente del tiempo puede incluir una o más imágenes y/o mapas del yacimiento 16 terrestre subterráneo. Por ejemplo, el sistema 30 de cómputo puede utilizar datos sismoeléctricos y/o electrosismicos pasivos, para desarrollar un mapa dimensional o tridimensional del subsuelo y/o zonas subterráneas. Varios datos de estudio de cualquiera de las técnicas en la presente descripción pueden correlacionarse para identificar características particulares de una porción particular de la imagen y/o mapa. Por ejemplo, datos de estudio que particularmente son confiables para identificar características particulares pueden utilizarse como línea de referencia para comparación con otros datos de estudio. Como otro ejemplo, los datos de estudio para una coordenada particular y/o ubicación en el modelo pueden encontrarse disponibles a partir de un primer método de estudio pero no disponibles a partir de un segundo método de estudio. Alternativamente o además, el sistema 30 de cómputo puede ser capaz de determinar la confiabilidad y/o precisión de los datos de estudio particulares y puede determinar si utiliza una primera porción de los datos geológicos de una metodología sobre una segunda porción de los datos geológicos de otra metodología. Además, en algunas modalidades, el sistema 30 de cómputo puede ser capaz de, basándose en las determinaciones de confiabilidad, utilizar un punto de datos confiable particular de una primera téenica de estudio como suposición cuando se procesa y/o interpreta datos de otra técnica de estudio. Por ejemplo, la información de resistividad determinada a partir de la prospección electromagnética de fuente controlada (CSEM) y/o información de profundidad de prospección de fuente activa pueden utilizarse como suposiciones cuando se interpretan datos de estudio electrosismico y/o sismoeléctrico de fuente pasiva. Por consiguiente, la información de varias metodologías de estudios pueden intercalarse, intrapolarse, extrapolarse, y/o combinarse según convenga para formar la imagen y/o mapa del yacimiento 16 terrestre subterráneo.

Las FIGURAS 2A, 2B, y 2C son diagramas de bloque que ilustran sensores 26 ejemplares para prospección electros!smica y sismoeléctrica pasiva. Como se ilustra en la FIGURA 2A, el sensor 260 puede ser una modalidad particular del sensor 26 que incluye uno o más elementos 202 y 204 conductores, red 210 de acoplamiento, amplificador 208, y unidad 209 de procesamiento de señales. El sensor 260 puede ser capaz de detectar señales 22 electros!smicas, como se discute previamente en lo anterior con respecto al sensor 26. El sensor 260 puede producir una señal que representa las señales 22 electromagnéticas detectadas. El sensor 260 puede instalarse y/o disponerse en cualquier alojamiento adecuado, incluyendo alojamiento resistente al agua, vehículos en movimiento, y/o instalaciones permanentes, como se discute en lo anterior con respecto al sensor 26, el sensor 260 generalmente opera para comparar un voltaje de referencia estable con una radiación de voltaje sensible a señales electromagnéticas radiadas desde la tierra. Por consiguiente, el sensor 260 puede configurarse para detectar variaciones en la señal terrestre, la cual puede comprenderse completa o parcialmente de señales 22 electromagnéticas, en comparación con un voltaje de referencia.

Elementos 202 y 204 conductores generalmente son capaces de medir las señales electromagnéticas radiadas de la tierra. Como se ilustra, el elemento 202 conductor mide un voltaje de referencia estable, mientras el elemento 204 conductor generalmente es capaz de medir el componente vertical de las señales 22 electromagnéticas. Los elementos 202, 204 conductores pueden representar cualesquier capas conductoras y/o adecuadas conductoras u otros elementos de detección. Como se ilustra, los elementos 202 y 204 conductores son placas capacitivas que se disponen en paralelo a la superficie de la Tierra. Una disposición generalmente paralela a la superficie de la Tierra puede permitir que el elemento 204 conductor responda a y/o mida el componente vertical de las señales 22 electromagnéticas, que pueden representar un campo eléctrico vertical. Similarmente, el elemento 202 conductor puede protegerse de y/o configurarse no para medir el componente vertical de las señales 22 electromagnéticas. En algunas modalidades, los elementos 202, 204 conductores pueden formar un condensador. Los elementos 202, 204 conductores pueden ser un metal conductor tal como cobre, aluminio, o acero inoxidable. Modalidades particulares de los elementos 202, 204 conductores pueden tener un área de varios centímetros cuadrados (pulgadas cuadradas) a aproximadamente varios metros cuadrados (pies cuadrados). Como se ilustra, los elementos 202, 204 conductores pueden separarse de la Tierra por una distancia x. La distancia x puede ser cualquier distancia adecuada en la cual los elementos 202, 204 conductores pueden ser capaces de responder a las señales 22 electromagnéticas transmitidas en el aire como campo eléctrico vertical. Los elementos 202, 204 conductores pueden configurarse relativamente cerca de la tierra. Por ejemplo, las placas 202, 204 capacitivas pueden separarse de la Tierra por aproximadamente 25.40-30.41 centímetros (10-12 pulgadas) en modalidades particulares. Cabe señalar, sin embargo, que aunque se discuten distancias particulares como ejemplo, cualquier distancia puede utilizarse en la cual los elementos 202, 204 conductores son capaces de detectar señales 22 electromagnéticas. Los elementos 202, 204 conductores pueden conectarse cada uno a las entradas del amplificador 208. El elemento 202 conductor o el elemento 204 conductor también pueden conectarse a tierra. Debe entenderse, sin embargo, que aunque se discute una modalidad particular de los elementos 202 y 204 conductores en la presente, cualesquier elementos conductores adecuados pueden utilizarse. Por ejemplo, el elemento 202 conductor puede representar una placa conductora plana dispuesta cerca del elemento 204 conductor, el cual puede ser una antena. Antenas adecuadas pueden incluir placas conductoras planas a distancias predeterminadas y/o fijadas a tierra, placas conductoras cóncavas por encima de la tierra, varias placas conductoras con geometría para concentrar la señal, malla de metal o rejilla de alambre en cualquier forma y/o geometría adecuadas, alambre de monopolo que se extiende hacia arriba de la tierra, alambre en bucle alrededor de un núcleo de ferrita o de acero, o cualquier otra estructura adecuada capaz de utilizarse como antena. Además, los elementos 202 y 204 conductores pueden representar cualesquier elementos conductores adecuados dispuestos con geometría para maximizar la capacitancia misma. También, aunque se ilustra como dos componentes, los elementos 202 y 204 conductores pueden implementarse como un solo componente. Por ejemplo, los elementos 202 y 204 conductores pueden implementarse utilizando un alambre de monopolo que se extiende hacia arriba de la tierra y/o una disposición de batería. En algunas modalidades, los elementos 202 y/o 204 conductores pueden representar una esfera conductora.

El amplificador 208 representa cualquier circuito de amplificación operable para comparar las señales generadas por la placa 204 capacitiva con las señales de referencia generadas por la placa 202 capacitiva. El amplificador 208, por ejemplo, puede representar un amplificador operacional. En algunas modalidades, el amplificador 208 puede incluir cualesquier circuitos y/o componentes que condicionen la señal. Por ejemplo, el amplificador 208 puede ser capaz de realizar cualquiera de una o más de las etapas de preprocesamiento o procesamiento discutidas en lo anterior con respecto a la FIGURA 1. El amplificador 208 puede incluir entradas y salidas adecuadas. Como se ilustra, las placas 202, 204 capacitivas se conectan a las entradas. La salida puede conectarse al sistema 30 de cómputo. Por ejemplo, el amplificador 208 puede ser capaz de producir las señales 22 electromagnéticas detectadas en el sistema 30 de cómputo. El amplificador 208, en algunas modalidades, puede incluir convertidores de análogo a digital adecuados para digitalizar las señales 22 electromagnéticas detectadas.

La unidad 209 de procesamiento de señales representa cualquier combinación adecuada de hardware, software, y otros componentes que pueden operar para procesar el resultado del amplificador 208. Por ejemplo, la unidad 209 de procesamiento de señales puede ser capaz de implementar cualquiera de una o más de las etapas de procesamiento discutidas en lo anterior con respecto a la FIGURA 1. La unidad 209 de procesamiento de señales puede ser una porción implementada por hardware del sensor 260 y/o puede formar una porción del sistema 30 de cómputo. La unidad 209 de procesamiento de señales puede incluir uno o más filtros de muesca, filtros de paso bajo, filtros de paso alto, circuitos de sujeción, circuitos de muestreo y retención, o cualesquier otros circuitos de acondicionamiento de señales adecuados.

La red 210 de acoplamiento representa cualquier red adecuada de componentes que pueden operar para acoplar los elementos 202, 204 conductores al amplificador 208. Como se ilustra, la red 210 de acoplamiento incluye un condensador CI, inductor LI, condensador C2 y una resistencia R dispuestos como un filtro pi. El filtro pi generalmente puede operar para seleccionar una banda de frecuencia deseada para el amplificador 208 y para excluir frecuencias que puedan saturar de otra manera el amplificador 208. La resistencia puede ser cualquier resistencia adecuada, y en algunas modalidades, puede seleccionarse para establecer la constante de tiempo de la circuiteria de entrada de las señales 22 electromagnéticas. La resistencia R puede conectarse a través de la entrada del amplificador 208 en paralelo. Además, aunque una modalidad particular de la red 210 de acoplamiento se ilustra, cualesquier componentes de red adecuados pueden utilizarse. Por ejemplo, la red 210 de acoplamiento puede incluir una resistencia de correlación, un filtro pi, un transformador, una red resonante, o cualquier combinación y número de estos componentes.

La protección 212 representa cualquier protección electromaqnética adecuada. La protección 212 puede configurarse para atenuar y/o evitar que componentes horizontales de campos electromagnéticos alcancen el elemento 214 conductor. La protección 212 puede configurarse para rodear todos o una porción de los elementos 202 y 204 conductores. Por ejemplo, como se ilustra, la protección 212 puede comprender una estructura que rodee la parte superior y los lados de los elementos 202 y 204 conductores. La protección 212, por ejemplo, puede ser una estructura cilindrica dispuesta verticalmente y que puede cerrarse en por lo menos un extremo. tal como el extremo superior. Alternativamente, la protección 212 puede representar una caja u otro recinto adecuado. La protección 212 puede formarse de cualquier material adecuado que pueda operar para atenuar y/o evitar que señales electromagnéticas se propaguen a través del material. Por ejemplo, la protección 212 puede formarse de metal-Mu, placas conductoras o lámina, malla de alambre, material Mylar aluminizado, placas aislantes con carga estática suministrada, y/o plástico conductor. El metal Mu puede referirse a una o más clases de aleaciones de níquel-hierro que se caracterizan por una alta permeabilidad magnética. La protección 212 puede proteger contra campos electromagnéticos estáticos o de variación lenta que puede interferir de otra manera con la detección de las señales 22 electromagnéticas. La protección 212 puede conectarse eléctricamente y/o acoplarse a la entrada en el amplificador 208. Además, también debe entenderse que en las modalidades particulares, la protección 212 puede o no ser adecuada y/o necesaria.

En operación, las señales 22 electromagnéticas pueden ser un campo eléctrico vertical de variación de tiempo. La interacción de las señales 22 electromagnéticas con la placa 204 capacitiva puede producir una carga en los elementos 204 conductores. La otra placa 202 puede protegerse de las señales 22 electromagnéticas. Por consiguiente, las señales generadas por la placa 202 pueden interpretarse como el voltaje de referencia. Por consiguiente, una carga capacitiva a través de los elementos 202 y 204 conductores puede resultar que corresponda con las señales 22 electromagnéticas. En algunas modalidades, puede acoplarse una resistencia en serie con el elemento 202 conductor cargado. En momentos adecuados, la placa 202 conductora cargada puede descargarse y por consiguiente permitir que un campo de variación de tiempo representativo de las señales 22 electromagnéticas sea medido, procesado, y/o registrado por el sistema 30 de cómputo. Al utilizar los elementos 202, 204 conductores paralelos, el sensor 260 puede detectar sólo los componentes verticales de las señales 22 electromagnéticas u otras señales electromagnéticas. Por consiguiente, el diseño de placas paralelo puede configurarse no para responder a los componentes horizontales de las señales 22 electromagnéticas. Aunque se muestran dos elementos 202, 204 conductores, el sensor 260 puede incluir una placa simple conectada a tierra adecuadamente a través de uno o más dispositivos de resistencia y acoplados al sistema 30 de cómputo.

La FIGURA 2B ilustra el sensor 262, el cual puede ser una modalidad particular del sensor 26 que incluye la red 211 de acoplamiento, la protección 212, el elemento 214 conductor, el electrodo 216, el amplificador 218, y la unidad 219 de procesamiento de señales. Igual que el sensor 260, un sensor 262 puede ser capaz de detectar señales 22 electros!smicas, como se discute previamente con respecto al sensor 26. El sensor 260 también puede producir una señal que representa las señales 22 electromagnéticas detectadas. El sensor 260 puede instalarse y/o disponerse en cualquier alojamiento adecuado, incluyendo alojamiento resistente al agua, vehículos en movimiento, y/o instalaciones permanentes, como se discute en lo anterior con respecto a un sensor 26.

La red 211 de acoplamiento representa cualquier red adecuada de componentes que puede operar para acoplar los elementos 202, 204 conductores con el amplificador 208. Como se ilustra, la red de acoplamiento incluye una resistencia R de una resistencia adecuada, la cual puede seleccionarse para establecer la constante de tiempo de la circuiteria de entrada de las señales 22 electromagnéticas. La resistencia R puede conectarse a través de las entradas al amplificador 208 en paralelo. Además, aunque se ilustra una modalidad particular de la red 211 de acoplamiento, cualesquier componentes de red adecuados pueden utilizarse. Por ejemplo, la red 211 de acoplamiento puede incluir una resistencia de correlación, un filtro pi, un transformador, una red resonante, o cualquier combinación y número de estos componentes.

La protección 212 representa cualquier protección electromagnética adecuada, como se discute en lo anterior con respecto a la FIGURA 2A. La protección 212 puede configurarse para rodear todos o una porción del elemento 214 conductor. Por ejemplo, como se ilustra, la protección 212 puede comprender una estructura que rodea la parte superior y los lados del elemento 214 conductor. La protección 212 puede conectarse de manera eléctrica y/o acoplarse a una entrada en el amplificador 218. Como se indica en lo anterior, debe entenderse que en modalidades particulares, la protección 212 puede o no ser adecuada y/o necesaria.

El elemento 214 conductor representa cualquier elemento conductor adecuado operable para generar una señal de referencia estable protegida contra uno o más componentes verticales y/u horizontales de señales 22 electromagnéticas. El elemento 214 conductor puede representar una placa conductora. Como se ilustra, el elemento 214 conductor es una placa conductora que incluye múltiples pliegues que forman múltiples porciones paralelas del elemento 214 conductor. El elemento 214 conductor plegado en múltiples porciones plegadas puede permitir que el elemento 214 conductor se ajuste dentro de un volumen mucho más pequeño mientras que también tiene un área suficientemente grande para detectar señales 22 electromagnéticas. Adicional o alternativamente, el elemento 214 conductor puede incluir una porción de base conductora que forma una estructura principal o conexión para múltiples aletas conductoras. El elemento 214 conductor puede conectarse de manera eléctrica y/o acoplarse a una entrada en el amplificador 218. La distancia y representa cualquier distancia adecuada que separa el elemento 214 conductor de la superficie de la Tierra. Por ejemplo, en una modalidad particular, la distancia puede ser de aproximadamente 60.96 centímetros (24 pulgadas). En algunas modalidades, la distancia y puede ser relativamente más grande que la distancia z.

El electrodo 216 representa cualquier componente eléctrico adecuado configurable para formar una conexión con la Tierra y/o detectar una o más porciones verticales de las señales 22 electromagnéticas. El electrodo 216 se configura para formar un contacto eléctrico con la Tierra y puede disponerse dentro de la Tierra. Por ejemplo, el electrodo 216 puede disponerse en un agujero perforado en la Tierra que varia de varios centímetros (pulgadas) a aproximadamente 3.04 metros (10 pies) a aproximadamente 4.57 metros (15 pies). Adicional o alternativamente, el electrodo 216 puede disponerse dentro de la Tierra en varias profundidades según se necesite para formar un acoplamiento eléctrico con la Tierra. En algunas modalidades, el electrodo 216 representa un electrodo de vaso poroso. Los electrodos de vaso porosos pueden incluir una solución salina y/o acuosa adecuada para formar un acoplamiento eléctrico con la Tierra, sales adecuadas útiles con los electrodos pueden incluir, pero no se limitan a, sulfato de cobre, cloruro de plata, cloruro de cadmio, cloruro de mercurio, cloruro de plomo, y cualquier combinación de los mismos. En algunas modalidades, el electrodo 216 puede incluir un electrodo conductor tal como varillas que se meten en la tierra y/u hojas de metal, hojas de malla, y/o alambres enterrados en zanjas o en fosas poco profundas. El electrodo 216 puede fabricarse de una variedad de materiales conductores que incluyen, pero no se limitan a, cobre, acero inoxidable, aluminio, oro, metal galvanizado, hierro, plomo, latón, grafito, acero, aleaciones de los mismos, y combinaciones de los mismos. El electrodo 216 puede conectarse de manera eléctrica y/o acoplarse a la protección 212 y una entrada en el amplificador 218. El electrodo 216 puede representar un vaso poroso, una pila conductora, un tramo enterrado de alambre, una malla de alambre enterrada, y/o un grupo de o combinación de los componentes antes mencionados.

El amplificador 218 y la unidad 219 de procesamiento de señales pueden ser similares al amplificador 208 y a la unidad 209 de procesamiento de señales. Como se ilustra, una entrada en el amplificador 218 se conecta a la protección 212 y otra entrada se conecta al elemento 214 conductor. La red 211 de acoplamiento incluye una resistencia R conectada a través de las entradas del amplificador 218. El electrodo 216 también se conecta a la entrada conectada a la protección 212.

En operación, las señales 22 electromagnéticas pueden ser un campo eléctrico vertical de variación de tiempo. La interacción de las señales 22 electromagnéticas con el elemento 216 conductor puede provocar y/o inducir que una respuesta eléctrica se conduzca y/o transmita a la entrada en el amplificador 218. La protección 212 puede atenuar y/o evitar que las señales electromagnéticas horizontales alcancen el elemento 214 conductor. Por consiguiente, las señales detectadas por el elemento 214 conductor pueden representar un voltaje de referencia estable mientras las señales detectadas por el elemento 216 conductor pueden representar y corresponder con las señales 22 electromagnéticas. El amplificador 218 puede realizar el procesamiento de señales adecuadas y producir las señales 22 electromagnéticas detectadas en el sistema 30 de cómputo. Al utilizar el elemento 214 conductor y la protección 212, el sensor 262 puede detectar sólo los componentes verticales de las señales 22 electromagnéticas. Por consiguiente, el diseño del sensor 262 puede ser tal que el sensor 262 no responda a los componentes horizontales de las señales 22 electromagnéticas u otras señales electromagnéticas.

La FIGURA 2C ilustra el sensor 264 de corriente, que puede ser una modalidad particular del sensor 26 que incluye la protección 212, el electrodo 216, la red 213 de acoplamiento, la resistencia 226, el amplificador 228, la unidad 229 de acondicionamiento de señales, y la batería 230. El sensor 264 puede ser capaz de detectar señales 22 electros!smicas que pueden ser capaces de detectar señales 22 como corriente a través una resistencia 226 de detección. El sensor 260 también puede producir una señal que representa señales 22 electromagnéticas detectadas. El sensor 260 puede instalarse y/o disponerse en un alojamiento adecuado, incluyendo alojamiento resistente al agua, vehículos en movimiento, y/o instalaciones permanentes, como se discute en lo anterior con respecto al sensor 26.

La protección 212 representa cualquier protección electromagnética adecuada, como se discute en lo anterior con respecto a la FIGURA 2A. La protección 212 puede configurarse para rodear toda o una porción de la batería 230. Por ejemplo, como se ilustra, la protección 212 puede comprender una estructura que rodea la parte superior y los lados de la batería 230. La protección 212, puede conectarse de manera eléctrica y/o acoplarse en la entrada en el amplificador 228. En modalidades particulares, la protección 212 puede rodear adicional o alternativamente toda o una porción de la red 213 de acoplamiento. Como se ilustra, la protección 212 rodea la resistencia 224 de detección de la red 213 de acoplamiento. Como se indica en lo anterior, debe entenderse que en modalidades particulares, la protección 212 puede o no ser adecuada y/o necesaria.

La red 213 de acoplamiento puede incluir cualesquier componentes adecuados que pueden operar para acoplar la batería 230 al amplificador 218. La red 213 de acoplamiento puede incluir componentes similares como se discute en lo anterior con respecto a las FIGURAS 2A y 2B. Como se ilustra, la red 213 de acoplamiento incluye el sensor 222 de corriente y la resistencia 224 de detección, el sensor 222 de corriente representa cualquier sensor de corriente adecuado, operable para detectar una corriente I generada por el electrodo 216. Como se ilustra, el sensor 222 de corriente es un transformador de corriente que detecta la corriente como caída de voltaje a través de una resistencia 224 de detección. El transformador de corriente puede ser un transformador de arranque con, por ejemplo, hasta 1000 veces de ganancia o más. El sensor 222 de corriente puede representar cualesquier teenologías de detección de corriente adecuadas, incluyendo sensores de efecto Hall, un senseFET, u otro sensor de corriente adecuado.

La batería 230 representa cualquier fuente de voltaje adecuada que puede operar para permitir que la corriente fluya desde la tierra a través de la resistencia 224 de detección. La batería 230 puede tener una gran auto-capacitancia. La carga puede filtrarse de la tierra e intentar cargar la batería 230. La batería 230 puede tener una capacitancia y/o resistencia entre la batería y la tierra, lo cual puede representar la capacitancia y/o resistencia del aire. El electrodo 216 puede conectarse a una terminal de la resistencia 224. La resistencia 224 puede conectarse entre las terminales del sensor 222 de corriente. Una terminal de la resistencia 224 puede conectarse a una terminal de la batería 230. La resistencia 226 puede conectarse en paralelo a la batería 230. Las salidas del sensor 222 de corriente pueden conectarse a las entradas del amplificador 228, que pueden proporcionar una salida que representa las señales 22 electromagnéticas. El amplificador 228 y la unidad 229 de acondicionamiento de señales pueden ser similares al amplificador 208 y a la unidad 209 de procesamiento de señales. Debe observarse que en algunas modalidades, la batería 230 puede comprender adicional o alternativamente un condensador. También debe observarse que en algunas modalidades, un amplificador de corriente puede realizar adicional o alternativamente las funciones del sensor 222 de corriente, la resistencia 224 de detección, y el amplificador 228.

En operación, las variaciones en el potencial de tierra provocadas por las señales 22 electromagnéticas y el campo 14 electromagnético del fondo de la Tierra pueden inducir a una corriente I a través la resistencia 224 de detección a que pueda detectarse por el sensor 222 de corriente. El amplificador 228 y/o la unidad 229 de acondicionamiento de señales pueden realizar el procesamiento de señales adecuado y producir las señales 22 electromagnéticas detectadas en el sistema 30 de cómputo.

Debe observarse, sin embargo, que aunque las FIGURAS 2A, 2B, y 2C ilustran modalidades particulares de los sensores 26, los sensores 26 pueden incluir cualquier número adecuado y combinación de componentes que pueda operar para detectar las porciones de las señales 22 electromagnéticas, tal como varias antenas u otros elementos de detección. Las antenas adecuadas pueden incluir, pero no se limitan a, una antena de condensador de placa paralela que comprende dos o más placas de conducción paralelas; una antena de condensador de placa que comprende un electrodo eléctricamente acoplado a la tierra; una antena de monopolo que comprende un elemento conductor, una antena de dipolo que comprende dos elementos conductores; una antena de varios polos que comprende una pluralidad de elementos conductores; una antena direccional que comprende elementos conductores dispuestos para aumentar una amplitud de señal en una dirección particular, y una antena de bobina que comprende uno o más bobinas de alambre, y/o cualquier combinación de antenas de protección. En algunas modalidades, el sensor 26 puede representar un dipolo eléctrico concéntrico (CED). El CED puede incluir dos electrodos en una configuración concéntrica. Por ejemplo, los electrodos pueden ser dipolos generalmente circulares con un electrodo circular interior dispuesto concéntricamente dentro de un electrodo circular exterior. Los electrodos generalmente pueden alinearse en un plano que es paralelo al plano de la superficie de la tierra. El CED entonces puede detectar de manera preferencial la porción vertical de las señales 22 electromagnéticas que son sustancialmente perpendiculares al plano del CED. La porción vertical de las señales 22 electromagnéticas puede crear una diferencia de potencial detectable entre los dos electrodos.

En algunas modalidades, el sensor 26 electromagnético puede comprender un par de electrodos en contacto con la tierra y dispuestos dentro de la tierra. Por ejemplo, un primer electrodo puede disponerse en un agujero perforado en la tierra que varia de aproximadamente 3.04 metros (10 pies) a aproximadamente 4.57 metros (15 pies). Un segundo electrodo puede disponerse dentro de aproximadamente 0.30 metros (1 pie) a aproximadamente 0.91 metros (3 pies) de la superficie de la tierra, y el par de electrodos pueden acoplarse de manera eléctrica. En algunas modalidades, el par de electrodos puede disponerse dentro de la tierra en varias profundidades según se necesite para formar un acoplamiento eléctrico con la tierra. En algunas modalidades, los electrodos pueden adoptar la forma de electrodos de vaso porosos u otros electrodos, tal como el electrodo 216. En algunas modalidades, los electrodos pueden comprender un electrodo conductor en contacto con la tierra y acoplado eléctricamente a un electrodo de vaso poroso.

La FIGURA 3 es un diagrama de flujo que ilustra un método 700 ejemplar para procesar dos o más fuentes de datos de estudio geofísico. Las fuentes de datos de estudio geofísico incluyen prospección 702 electros!smica y sismoeléctrica pasiva, prospección 704 sísmica activa, microsismologia 706, prospección 708 electromagnética de fuente controlada, prospección 710 magnetotelúrica, prospección 712 magnética, prospección 714 por gravedad, polarización 716 inducida, radar 718 de penetración de tierra, y varias teenologías de diagrafía que incluyen diagrafía 720 (incluyendo diagrafía de SP y/o acústica), prospección 722 aérea, prospección 724 electrosísmica y sismoeléctrica activa, diagrafía 726 por lodos, medición durante la perforación 728, modelos 730 geofísicos y/o geológicos, prospección 732 sísmica y sismoeléctrica microeléctrica pasiva, y perfilado 734 de radioactividad superficial. en general, el sistema 30 de cómputo puede ser capaz de procesar y/o correlacionar de manera cruzada dos o más fuentes disponibles de datos de estudio geofísico en la etapa 736. El procesamiento de dos o más fuentes disponibles de datos geofísicos puede permitir que el sistema 30 de cómputo determine una identificación más precisa y/o completa de varias propiedades del yacimiento 16 subterráneo que de otra manera puede encontrarse disponible al procesar una sola fuente de datos de estudio geofísico. Por ejemplo, el sistema 30 de cómputo puede ser capaz de utilizar métodos de estudio particulares que tienen resistencias particulares para identificar propiedades particulares, y utilizar estas propiedades como línea de referencia para comparación y/o correlación con datos de otros métodos de estudio .

La prospección 702 electrosísmica pasiva puede incluir el método de prospección electrosísmica y sismoeléctrica discutida en lo anterior con respecto a la FIGURA 1. Como se describe en mayor detalle a continuación, los datos de estudio pasivos detectados, por ejemplo, por los sensores 26 y/o 28, pueden procesarse y/o correlacionarse con el sistema 30 de cómputo para determinar y/o confirmar las propiedades del yacimiento 16 terrestre subterráneo.

La prospección 704 sísmica activa puede incluir cualquier forma de prospección sísmica que utilice una fuente activa de energía sísmica para determinar una o más propiedades del yacimiento 16 terrestre subterráneo. Fuentes activas de energía sísmica pueden incluir explosivos, bobinas de choque, y otras formas artificiales controladas por el hombre de energía sísmica. La sismología activa típicamente produce información indicativa de estructuras geológicas. Las téenicas de prospección sísmica generalmente implican el uso de una fuente de energía sísmica activa y un conjunto de receptores propagados a lo largo de o cerca de la superficie de la tierra para detectar las señales sísmicas reflejadas de los límites geológicos subterráneos, tales como el límite 18 ilustrado en la FIGURA 1. Estas señales se registran como una función de tiempo. El sistema 30 de cómputo puede procesar de manera subsiguiente estas señales para reconstruir una imagen adecuada del yacimiento 16 terrestre subterráneo.

En prospección 704 sísmica activa, la energía sísmica puede viajar desde la fuente activa hasta la Tierra, reflejarse de una capa geológica particular en un contraste de impedancia sísmica, y regresar al receptor como onda sísmica reflejada. La energía sísmica puede ser las ondas denominadas de corte (ondas S) o las ondas denominadas de compresión (ondas P). Las ondas de corte y las ondas de compresión difieren con respecto a sus velocidades, ángulos de reflexión, direcciones de vibración, y/o en cierto grado, a los tipos de información gue pueden obtenerse de sus tipos respectivos de datos sísmicos. Sin embargo, ambos tipos de ondas sufren atenuación similar por el yacimiento 16 terrestre subterráneos. Los yacimientos 16 terrestres subterráneos tienden a atenuar componentes de frecuencia relativamente superiores y permitir gue componentes de frecuencia relativamente inferiores pasen a través de la tierra con una atenuación relativamente pequeña. Para yacimientos más profundos, el contenido de baja frecuencia de la energía sísmica reflejada puede representar información sobre los yacimientos 16 terrestres subterráneos subyacentes. Debido a la baja frecuencia de la energía sísmica reflejada detectada, sin embargo, la resolución de la energía sísmica reflejada puede ser insuficiente para permitir la detección de capas geológicas relativamente delgadas. La microsismología 706 pasiva, o la prospección micro-sísmica, pueden referirse a cualquier teenología de estudio adecuada que detecte la energía microsísmica para determinar una o más propiedades de un yacimiento 16 terrestre subterráneo. La microsismología generalmente se basa en pequeños eventos sísmicos localizados generados en la tierra por movimientos terrestres que se producen naturalmente o por operaciones de perforación de pozos. La microsismología entonces es una forma de prospección sísmica pasiva debido a la fuente de energía sísmica no se genera específicamente para propósitos de prospección. Tales eventos sísmicos pueden generarse y/o provocarse por fuerzas tectónicas, mareas oceánicas y/u otros fenómenos naturales. Las ondas sísmicas también pueden crearse cuando se perfora o se llevan a cabo operaciones de fracturación terrestre en exploración de hidrocarburos, producción, o en servicios de pozos de agua. Estos eventos naturales y artificiales pueden denominarse como eventos microsísmicos. Generalmente, la prospección microsísmica produce información cualitativa sobre la ubicación de estructuras subterráneas o la información de posición sobre las operaciones de perforación. En esta metodología de estudio, la ubicación de la fuente sísmica puede conocerse de manera imperfecta. Por consiguiente, la microsismología puede ser útil para generar información de alto nivel con respecto al yacimiento 16 terrestre subterráneo, aunque también puede ser menos útil para generar imágenes de alta resolución y/o datos sobre el yacimiento 16 terrestre subterráneo. En algunas modalidades, la microsismología puede ubicar la fuente de eventos de fracturación tales como las que se encuentran en depósitos de fracturación.

La prospección 708 electromagnética de fuente controlada (CSEM) puede incluir cualquier metodología de prospección adecuada que utilice una fuente electromagnética de energía y determine una o más propiedades del yacimiento 16 terrestre subterráneo. La CSEM 708 particularmente es útil para proporcionar información de resistividad eléctrica que indica indirectamente la presencia de hidrocarburos. Al utilizar los datos de la prospección 708 de CSEM y la prospección 702 electrosísmica/sismoeléctrica pasiva, el sistema 30 de cómputo puede ser capaz de determinar información de propiedad estructural y de fluido asociada con el yacimiento 16 terrestre subterráneo. La prospección 708 electromagnética de fuente controlada implica el uso de una fuente de energía eléctrica y un conjunto de receptores electromagnéticos. Estos receptores electromagnéticos pueden desplegarse en el fondo del mar en aguas profundas, aunque aplicaciones terrestres también son posibles. Aunque la prospección 708 de CSEM puede realizarse en tierra o en aguas poco profundas, un trabajo reciente encuentra aplicaciones particularmente útiles en aguas profundas. En la prospección 708 de CSEM, una fuente de energía puede excitar una corriente eléctrica en la tierra que pasa a través de las diversas formaciones rocosas subterráneas. La corriente eléctrica sigue una trayectoria de baja resistencia eléctrica a través de las masas rocosas más conductoras. Los depósitos de hidrocarburos contienen gas aislante o fluidos de petróleo. Por consiguiente, la corriente eléctrica aplicada tiende a fluir alrededor de las estructuras de depósito resistentes. La deflexión de la corriente alrededor de los depósitos se detecta como un cambio en la respuesta electromagnética en los detectores electromagnéticos. Las propiedades de señal medidas pueden procesarse por el sistema 30 de cómputo para determinar la presencia de estructuras resistentes que puedan indicar la presencia de hidrocarburos.

En prospección sismoeléctrica de fuente controlada, generalmente una fuente sísmica la cual puede ser dinamita o un vibrador sísmico, crea una onda sísmica que se propaga hacia el subsuelo donde su energía sísmica se convierte parcialmente en un campo eléctrico en un límite entre los tipos de roca o las interconexiones de fluido. El campo eléctrico entonces se propaga a la superficie de la tierra donde se detecta con sensores de campo eléctrico y/o magnético.

En la prospección electrosísmica de fuente controlada, una fuente de energía eléctrica se conecta a electrodos en contacto con la superficie de la tierra. El voltaje aplicado a los electrodos provoca que la corriente eléctrica fluya en el subsuelo. Cuando esa corriente pasa a través de un límite rocoso o una interconexión de fluido, una porción de la energía eléctrica puede convertirse en energía sísmica. La energía sísmica resultante entonces puede propagarse a la superficie de la tierra donde se detecta con detectores sísmicos que pueden seleccionarse de geófonos, acelerómetros, o hidrófonos.

Ambas amplitudes de conversión sismoeléctrica y electrosísmica dependen de la presencia de fluidos de hidrocarburos de modo que métodos que producen información sobre el contenido de fluido de la roca que es de uso en la exploración y producción de hidrocarburos. Ambos métodos también producen imágenes de alta resolución de formaciones rocosas que son típicas de prospección sísmica. Fuentes de alta energía que pueden utilizarse por prospección 708 de CSEM y por prospección 722 sismoeléctrica y electrosísmica activa típicamente son costosas. Como resultado, los costos de estos métodos de estudio de fuente activa pueden tender a limitar la viabilidad comercial de la prospección 708 de CSEM y la prospección 722 sismoeléctrica y electrosísmica de fuente activa en ambos ambientes.

La prospección 710 magnetotelúrica puede incluir cualquier metodología de prospección adecuada que utilice los campos electromagnéticos de fondo de la tierra para determinar la conductividad eléctrica subterránea de la Tierra. La prospección 710 magnetotelúrica puede utilizar sensores electromagnéticos adecuados, tales como sensores 26, para detectar la porción de baja frecuencia del campo electromagnético del fondo de la tierra. Basándose en las señales de baja frecuencia detectadas, el sistema 30 de cómputo puede estimar la conductividad eléctrica subterránea. La prospección 710 magnetotelúrica puede ser útil para determinar la conductividad eléctrica, la cual puede ser indicativa de los tipos de materiales en el yacimiento 16 subterráneo, pero pueden ser menos útiles para determinar la ubicación detallada o las propiedades de forma del yacimiento 16 terrestre subterráneo. Los campos electromagnéticos naturales detectados que utilizan la prospección 710 magnetotelúrica generalmente se originan en la atmósfera de la tierra. Los campos electromagnéticos de origen natural típicamente se propagan en el subsuelo donde encuentran formaciones rocosas de diferente conductividad eléctrica. Cuando los campos electromagnéticos hacen contacto con un yacimiento de baja conductividad, tal como es típico de depósitos de hidrocarburos, el campo electromagnético medido en la superficie de la tierra cambia. Los campos electromagnéticos espacialmente dependientes medidos en la superficie de la tierra pueden utilizase para indicar la presencia de yacimientos de baja conductividad que pueden contener hidrocarburos. La prospección 710 magnetotelúrica tiene varias limitaciones cuando se utiliza sola. Sólo en la estimulación electromagnética de baja frecuencia, la longitud de onda larga puede alcanzar depósitos de prospección debido a que los campos electromagnéticos de alta frecuencia se atenúan rápidamente por la tierra conductora. Las ondas electromagnéticas de longitud de onda larga limitan la resolución espacial de la energía magnetotelúrica que hace difícil la delineación del depósito. Adicionalmente, la prospección magnetotelúrica sólo proporciona información sobre la conductividad eléctrica del yacimiento y no produce datos que revelen información sobre la porosidad, permeabilidad, o estructura del depósito.

La prospección 712 magnética puede incluir cualquier metodología de prospección adecuada que utiliza dispositivos de detección de campo magnético para medir el campo magnético de la tierra y determinar una o más propiedades del yacimiento 16 terrestre subterráneo. La prospección 712 magnética puede ser particularmente adecuada para prospección de aeronaves. La prospección 712 magnética puede basarse en el hecho de que depósitos de hidrocarburos y depósitos de minerales, tal como una mina de hierro, pueden alterar el campo magnético de la tierra local. Por consiguiente, el sistema 30 de cómputo puede procesar datos recibidos de los dispositivos de detección de campo magnético en combinación con la prospección 702 electros!smica y sismoeléctrica pasiva para determinar la presencia de estructura de depósitos y/o la presencia de hidrocarburos y otros minerales. La prospección 712 magnética puede tener varias limitaciones cuando se utiliza sola. La prospección 712 magnética puede ser menos útil para determinar y/o medir propiedades relacionadas con la extensión espacial del depósito y la estructura del yacimiento 16 terrestre subterráneo. La prospección 712 magnética tampoco puede ser capaz de identificar fluidos particulares y/o minerales o propiedades de flujo de fluido.

La prospección 714 por gravedad puede incluir cualquiera de las metodologías de prospección adecuadas que utilice detectores de gravedad para determinar una o más propiedades del yacimiento 16 terrestre subterráneo. Los depósitos tales como el yacimiento 16 terrestre subterráneo típicamente tiene una densidad de masa más pequeña que la roca no productiva. Un medidor de gravedad de suficiente sensibilidad puede ser capaz de detectar la diferencia en densidad de masa del yacimiento 16 terrestre subterráneo en comparación con los yacimientos circundantes. El sistema 30 de cómputo puede determinar la presencia del yacimiento 16 terrestre subterráneo basándose en la recepción de datos de un medidor de gravedad que indica un mínimo en la aceleración por gravedad local sobre el yacimiento 16 terrestre subterráneo. La prospección 714 por gravedad puede tener varias limitaciones cuando se utiliza sola. Por ejemplo, los valores de gravedad locales reflejan un promedio de las densidades de masa de todos los materiales en la periferia del detector de gravedad. Por consiguiente, aunque los depósitos de baja densidad reducen la aceleración por gravedad medida, la presencia de roca de alta densidad puede incrementar la aceleración por gravedad medida. De esta manera, la presencia de roca de alta densidad puede reducir la resolución espacial de la medición y por consiguiente oscurece la presencia de un yacimiento de baja densidad. Además, la resolución espacial de las mediciones de gravedad puede limitarse generalmente a escalas de longitud comparables con la profundidad y grado lateral del depósito. La amplitud para identificar la firma de gravedad depende del volumen del depósito. La prospección 714 por gravedad también puede ser menos útil para determinar propiedades tales como estructura del depósito, propiedades de fluido de poro, o permeabilidad. La prospección 712 y/o 714 por gravedad y magnética puede ser particularmente útil para estudiar áreas grandes, tal como todas las cuencas geológicas.

La prospección 716 por polarización inducida puede incluir cualquier metodología adecuada para utilizar un campo de potencial inducido en la Tierra para determinar una o más propiedades del yacimiento 16 terrestre subterráneo. Medir el campo de potencial inducido puede permitir que el sistema 30 de cómputo determine la capacidad de carga y resistividad del yacimiento 16 terrestre subterráneo. Uno o más electrodos de transmisión pueden utilizarse para impulsar y/o inducir la corriente en la tierra, que puede inducir un campo potencial.

Uno o más sensores, tales como potenciómetros, pueden medir el campo de potencial inducido. Existen varias téenicas para prospección 716 de IP, incluyendo prospección de IP basada en dominio de tiempo y prospección de IP basada en dominio de frecuencia, en la prospección basada en dominio de tiempo, los electrodos de transmisión pueden impulsar una carga en la Tierra para una cantidad especifica de tiempo. Los sensores miden el campo de potencial durante el periodo de encendido y apagado de los electrodos de transmisión. Basándose en las mediciones de voltaje pico a tiempo, la resistividad aparente del yacimiento 16 terrestre subterráneo puede calcularse por el sistema 30 de cómputo. Basándose en las mediciones de la calda de voltaje transitorio durante el tiempo de desconexión de los electrodos de transmisión, el sistema 30 de cómputo puede calcular la capacidad de carga.

La prospección 718 con radar de penetración terrestre puede incluir cualquier metodología de prospección adecuada que utiliza ondas de radio de penetración terrestre para determinar una o más propiedades del yacimiento 16 terrestre subterráneo. Las ondas de radio pueden ser ondas electromagnéticas en la banda de microondas del espectro de radio. Los transmisores pueden generar ondas de radio de alta frecuencia y transmitir las ondas de radio en la Tierra. Antenas o elementos de detección adecuados pueden detector una señal de retorno reflejada del yacimiento 16 terrestre subterráneo. Cuando la onda de radio generada golpea un objeto o limite, tal como el limite 18 con constantes dieléctricas distintas, la antena de recepción recibe variaciones en la señal de retorno reflejada. Aquellas variaciones pueden procesase por el sistema 30 de cómputo para identificar características estructurales del subsuelo. La profundidad de penetración de la prospección 718 con GPR generalmente puede limitarse por la conductividad eléctrica de la tierra bajo la señal de transmisión. A medida que disminuye la conductividad, la profundidad de la señal puede incrementar. Por consiguiente, la prospección 718 con GPR puede ser particularmente útil para tipos de tierra de baja conductividad, tal como hielo, suelos arenosos secos, granito, cal, y hormigón, en tipos de tierra de alta conductividad, la prospección 718 con GPR sólo puede penetrar algunos metros. Incluso en materiales de baja conductividad, la prospección 718 con GPR puede ser particularmente útil para identificar características que sólo tienen hasta varios cientos de metros de profundidad. Por consiguiente, la prospección 718 con GPR puede utilizarse por el sistema 30 de cómputo para identificar propiedades del yacimiento 24 de subsuelo inmediato, tal como objetos, cambios en materiales, cavidades, grietas, y la presencia y cantidad de agua subterránea y otros fluidos. La prospección 718 con GPR también puede ser útil para identificar y/o rastrear contaminantes e impurezas.

La diagrafía 720 puede incluir cualquier téenica de diagrafía adecuada, incluyendo diagrafía acústica y/o de potencial espontáneo. La diagrafía 720 puede incluir técnicas de diagrafía pasiva tales como diagrafía de potencial espontáneo (SP) para medir la resistividad y/o conductividad del yacimiento circundante. En particular, la diagrafía 720 de SP puede incluir cualquier metodología de prospección adecuada que utiliza mediciones pasivas para determinar potenciales eléctricos entre varias profundidades en un sondeo. La diagrafía 720 de SP es una técnica que generalmente puede utilizarse por sistemas de diagrafía de pozos durante operaciones de perforación. Uno o más sensores, tales como potenciómetros, pueden medir potenciales eléctricos entre las profundidades en un sondeo y un voltaje a tierra en la superficie. Los cambios en el potencial eléctrico pueden ser provocados por una acumulación de carga en las paredes del pozo de sondeo. El sondeo puede incluir fluidos conductores para facilitar una respuesta de SP. Las SP pueden producirse cuando dos soluciones acuosas que tienen diferentes concentraciones iónicas se colocan en contacto a través de una membrana semipermeable, porosa. Los iones tienden a migrar desde altas hasta bajas concentraciones iónicas. En el caso de la diagrafía 720 de SP, dos o más soluciones acuosas pueden ser el fluido conductor en el pozo de sondeo, tal como lodo de perforación, y el agua en un yacimiento 16 terrestre subterráneo. Si el fluido conductor contiene más o menos iones que el agua de yacimiento puede provocar que el SP se desvie de manera opuesta a un yacimiento 16 terrestre subterráneo permeable. Las mediciones de SP pueden utilizarse por el sistema 30 de cómputo para detectar la presencia de hidrocarburos, que pueden reducir la respuesta sobre una diagrafia de SP debido a la reducción de contacto entre el fluido conductor en el sondeo y el contacto con agua del yacimiento. La diagrafia 720 de SP puede utilizarse para determinar ubicaciones y/o profundidades del yacimiento 16 terrestre subterráneo permeable. Los limites del yacimiento 16 terrestre subterráneo, la resistividad del agua de yacimiento, y otras propiedades. Las mediciones de SP pueden utilizarse al calcular el sistema 30 de cómputo para determinar la ubicación de los gradientes potenciales donde las conversiones electrosismicas y/o sismoeléctricas probablemente se producirán. El sistema 30 de cómputo entonces puede determinar las profundidades donde las señales 20 y/o señales 22 se correlacionan con las amplitudes de SP. La diagrafia 720 puede incluir adicional o alternativamente diagrafia de fuente activa. Por ejemplo, la diagrafia de fuente activa puede utilizar una fuente activa tal como una fuente nuclear y un sensor asociado. Una fuente nuclear ejemplar puede incluir torio u otros materiales emisores de gamma.

Otros métodos 720 de diagrafia pueden incluir diagrafia por conductividad, diagrafia acústica, diagrafia de constante dieléctrica, diagrafía de rayos gamma, diagrafía con probador de yacimiento, diagrafía de micro-resistividad o formación de imágenes, densidad, porosidad de neutrones, sónica, calibrador, y diagrafía por resonancia magnética nuclear. Generalmente, el sistema 30 de cómputo puede utilizar datos de diagrafía individualmente y/o en forma correlativa para determinar la roca subterránea y las propiedades de fluido. En combinación con la detección 702 electros!smica y sismoeléctrica pasiva, los datos de diagrafía de diagrafías simples o en combinación con varias o muchas diagrafías 720, la computadora 30 puede determinar las propiedades estructurales y de fluido de los yacimientos subterráneos, particularmente aquellas que contienen hidrocarburos.

La prospección 722 aérea puede incluir cualquier metodología de prospección adecuada que utilice aeroplanos, helicópteros, o medios más ligeros que el aire para implementar detectores de prospección geofísica. Los detectores pueden incluir pero no se limitan a, de gravedad, de campo eléctrico, de campo magnético, de campo electromagnético, de video, infrarrojo, ultravioleta, y otros sensores en el espectro electromagnético. Los estudios 722 aéreos generalmente pueden cubrir áreas grandes de la superficie de la Tierra. Por consiguiente, métodos 722 de estudio aéreos particulares pueden lograr sólo una resolución espacial inferior en comparación con otros métodos de estudio. Tales estudios no se utilizan generalmente para análisis detallado de propiedades de depósito sino pueden guiar las ubicaciones donde los estudios de alta resolución tales como sismología y electrosismología pueden ser útiles. Por consiguiente, otro estudio, tal como un estudio 702 electrosísmico/sismoeléctrico pasivo, puede iniciarse en respuesta a la información sobre el yacimiento 16 subterráneo obtenido a partir de la prospección 722 aérea.

La diagrafía 726 por lodos puede incluir cualquier metodología adecuada para detectar las propiedades de los sedimentos de la perforación creados durante la perforación de un agujero durante la exploración de hidrocarburos u otros propósitos. Las diagrafía 726 por lodos puede determinar el tipo de roca penetrada por la barrena de perforación, la presencia de hidrocarburos o agua en los sedimentos, actividad de radio que es un indicador de hidrocarburos o esquistos, y las propiedades de roca microscópicas relacionadas con la porosidad y permeabilidad.

La medición durante la perforación 728 puede incluir cualquier metodología adecuada para la detección de propiedades subterráneas cerca de la barrena de perforación y/o cambios en los yacimientos subterráneos provocados por las operaciones de perforación tales como fracturación y flujo de fluidos. Estas propiedades pueden incluir pero no se limitan a propiedades acústicas, propiedades eléctricas, propiedades de fractura, ubicación de la barrena de perforación, presión del yacimiento, porosidad, y permeabilidad.

Los modelos 730 geológicos y geofísicos pueden incluir información generada al estudiar el historial geológico, la configuración diaria presente, las analogías a los sitios cercanos, y la experiencia obtenida por mediciones en muchos yacimientos geológicos. Tales modelos pueden ofrecer guía para reducir el riesgo de encontrar y desarrollar recursos subterráneos.

La prospección 732 microsismoeléctrica y microelectrosísmica pasiva puede incluir cualquier metodología adecuada para detectar emanaciones electromagnéticas y/o sísmicas de fuentes sísmicas y/o electromagnéticas de origen natural y/o artificiales pasivas de energía por debajo de la superficie de la Tierra. La microsismología 706 puede detectar eventos sísmicos que se originan a una profundidad como se discute en lo anterior, mientras la prospección 732 microsismoeléctrica y microelectrosísmica pasiva pueden aprovechar el uso combinado del campo electromagnético y la energía sísmica generada por eventos subterráneos. Por ejemplo, terremotos, movimientos por oleaje, y fuerzas tectónicas generan fuentes de energía electromagnética y sísmica. Se sabe que tales eventos generan energía sísmica y electromagnética. Estos eventos también pueden generar señales electromagnéticas y sísmicas secundarias provocadas por conversiones electrosísmicas y sismoeléctricas. Los eventos micros!smicos creados durante las operaciones de perforación de pozos, fracturación del yacimiento, producción de fluido, y la migración de fluido son de importancia particular en la producción y exploración de hidrocarburos, y en el desarrollo de acuíferos. Se sabe que la fracturación de yacimiento y el flujo de fluido en el subsuelo crea eventos sísmicos que son de uso para ubicar la barrena de perforación, analizar el desarrollo de la fractura y para detectar la migración de fluidos. El monitoreo 706 microsísmico puede limitarse por una ubicación incierta de la señal de fuente y por la incertidumbre en las propiedades sísmicas del subsuelo, particularmente la velocidad de las ondas sísmicas en el subsuelo. La microelectrosismología y los métodos 732 microsismoeléctricos pueden superar estas limitaciones sobre la microsismología.

En una modalidad, los eventos de fractura y ruido de barrena de perforación generados durante la perforación y/o fracturación hidráulica pueden generar ondas sísmicas y energía electromagnética que se propaga a la superficie de la tierra y/o a la ubicación de los pozos. La propagación electromagnética se sabe que viaja a una velocidad que es mucho mayor que la onda sísmica. La detección de la llegada de la onda de EM antes de la onda sísmica entonces puede permitir el análisis de tiempo de viaje sísmico y puede permitir una determinación más precisa de la profundidad al origen de la señal sísmica. La detección de tales energías electromagnéticas y sísmicas puede llevarse a cabo en la superficie de la tierra, en agujeros poco profundos o en pozos. Los medios de detección pueden ser detectores sísmicos tales como geófonos, hidrófonos en pozos, acelerómetros, acelerómetros digitales así como también antenas diseñadas para detectar la energía electromagnética.

En otra modalidad, las ondas sísmicas y/o electromagnéticas generadas por las actividades de perforación y/o fracturación además pueden generar energías electromagnéticas y sísmicas secundarias a través de conversiones electros!smicas y/o sismoeléctricas . Detectar estos campos de EM y sísmicos secundarios puede mejorar de manera ventajosa el análisis de ubicación de las estructuras 16 subterráneas así como la ubicación y probable identidad de los fluidos porosos. El sistema 30 de cómputo puede procesar datos microelectrosísmicos y microsismoeléctricos de manera concurrente o en secuencia con los datos electros!smicos y sismoeléctricos pasivos para ubicar los eventos micros!smicos dentro de la estructura 16 de interés más grande.

En otra modalidad, las ondas sísmicas y/o electromagnéticas generadas por actividades de perforación y/o fracturación además pueden generar energías electromagnéticas y sísmicas secundarias a través de conversiones electrosísmicas y/o sismoeléctricas que se propagan a estructuras geológicas adicionales a mayor profundidad o a distancias alejadas del origen de la señal. Por ejemplo, una onda sísmica creada por la actividad de perforación y/o fracturación puede propagarse a una mayor profundidad donde la reflexión sísmica y/o la conversión sismoeléctrica se producen. El evento secundario entonces generado puede propagarse a la superficie o a una ubicación del pozo donde pueda detectarse. El campo de onda secundaria entonces puede ser útil para crear una imagen de la estructura profunda. Alternativamente o además, el evento de conversión secundaria puede producirse en una ubicación distante del evento de fuente a una profundidad similar a la profundidad de fuente o poco más profunda que el evento de fuente. Tales conversiones secundarias pueden generar de manera ventajosa señales útiles para identificar estructuras 16 adicionales y/o puede, identificar, después del procesamiento de señales en la computadora 30, los fluidos tales como fluidos de hidrocarburos.

El perfil 734 de radioactividad de superficie puede incluir cualquier téenica de perfil de radioactividad de superficie adecuada, tal como prospección de rayos gamma de superficie. Por ejemplo, ciertos yacimientos 16 terrestres subterráneos pueden mostrar un efecto de chimenea en el cual los fluidos o minerales pueden filtrarse a la superficie. Esta filtración puede provocar cambios radioactivos en la superficie que pueden detectarse a través del uso del perfil 734 de radioactividad de superficie.

El sistema 30 de cómputo, en la etapa 736, puede procesar los datos de estudio de dos o más fuentes de datos de estudio geológico, incluyendo dos o más de prospección 702 electrosismica pasiva, prospección 704 sísmica activa, microsismología 706, prospección 708 electromagnética de fuente controlada, prospección 710 magnetotelúrica, prospección 712 magnética, prospección 714 por gravedad, polarización 716 inducida, radar 718 de penetración terrestre, diagrafía 720, estudios 722 aéreos, prospección 724 electrosismica y sismoeléctrica activa, diagrafía 726 por lodos, medición durante la perforación 728, modelado 730 geológico, prospección 732 microsismoeléctrica y microelectrosísmica pasiva, y perfil 734 de radioactividad de superficie. Por ejemplo, al utilizar datos de prospección 702 electrosismica pasiva junto con datos de otros diversos métodos de estudio, desventajas y limitaciones de los otros métodos de estudio pueden reducirse y/o eliminarse.

En algunas modalidades, puede obtenerse más información sobre el área de yacimiento subterráneo al llevar a cabo uno o más estudios adicionales antes, después, o durante cualquiera de las téenicas de prospección 702 electrosismica pasiva descritas en la presente que se lleven a cabo. Por ejemplo, un estudio 704 sismológico activo, un estudio 706 microsismico, estudio 708 de CSEM, un estudio 714 por gravedad, estudio 712 magnético, estudio 716 de IP, y/o estudio 718 con GPR pueden llevarse a cabo basándose en una indicación de un fluido presente en el yacimiento subterráneo de interés. Alternativamente o además, la prospección 702 electrosismica pasiva puede realizarse basándose en los datos de cualquiera de los métodos de estudios descritos en la presente que se procesan por el sistema 30 de cómputo para identificar una propiedad del yacimiento 16 terrestre subterráneo de interés para exploración y/o prospección adicionales. La prospección 702 electrosismica pasiva de esta manera puede utilizarse como un precursor para metodologías de prospección adicionales para proporcionar un análisis inicial para identificar regiones de interés para prospección adicional. Adicional o alternativamente, la prospección 702 pasiva puede utilizarse después de que se emplean esas metodologías para obtener información más detallada sobre una región de interés estudiada utilizando otra téenica. En algunas modalidades, la prospección 702 electrosismica pasiva puede utilizarse durante la misma operación de prospección junto con otros métodos de estudio. La prospección 702 electrosismica pasiva puede utilizarse al mismo tiempo y/o durante intervalos en los cuales otros métodos de estudio no se utilicen. Por ejemplo, la prospección 702 electrosismica pasiva puede ser capaz de detectar señales 20 y/o 22 durante periodos en los cuales se reduce y/o atenúa una señal de respuesta generada por una fuente activa de energía sísmica durante una operación de prospección 704 sísmica activa. Alternativamente o además, el sistema 30 de cómputo puede ser capaz de filtrar recursos de energía sísmica activa y detectar señales 20 y/o 22 durante operaciones de estudio 702 sísmico activo. El estudio 702 electrosísmico pasivo adicional puede proporcionar más datos sobre un mayor número de sensores y/o detectores para obtener mayor información de calidad sobre el yacimiento 16 terrestre subterráneo que otros métodos de estudio. De esta manera, el método 700 puede utilizarse por el sistema 30 de cómputo como se describe en la presente en combinación con otras téenicas de prospección para proporcionar información sobre un yacimiento 16 terrestre subterráneo. Modalidades particulares y técnicas de correlación para combinaciones de varias metodologías de estudio se discuten a continuación con respecto a las FIGURAS 4-7. En algunas modalidades, la prospección 702 electrosismica pasiva puede utilizarse sola o junto con otros métodos de estudio para determinar una ubicación en la cual perforar y/o comenzar uno o más sondeos en el yacimiento 16 terrestre subterráneo. Por ejemplo, el sistema 30 de cómputo, como se describe en lo anterior, puede detectar un envolvente utilizando prospección 702 electrosismica pasiva que indica la presencia de uno o más hidrocarburos en el yacimiento 16 terrestre subterráneo, basándose en el envolvente, el sistema 30 de cómputo puede determinar una operación de perforación que puede o debe llevarse a cabo en una ubicación particular con respecto al yacimiento 16 terrestre subterráneo. Adicional o alternativamente, la prospección 702 electrosismica pasiva pueden utilizarse sola o junto con otros métodos de estudio para determinar ubicaciones en las cuales comenzar cualquier otra operación de minería adecuada para recuperar el tipo particular de mineral, el cual también puede basarse en profundidad, características de superficie geológica, y/o yacimientos circundantes en el subsuelo.

La FIGURA 4 es un diagrama en perspectiva que ilustra un sistema 400 de prospección ejemplar que utiliza téenicas de prospección 702 electrosismica y sismoeléctrica pasiva y técnicas de prospección 704 sísmica activa, las cuales se explican en lo anterior, pueden incluir técnicas de prospección electrosismica y sismoeléctrica activa. Como se ilustra, el sistema 400 incluye sensores 26 electromagnéticos, sensores 28 sísmicos, sistema 30 de cómputo el cual se ha descrito en lo anterior con respecto a la FIGURA 1 y puede operar en una forma similar como se describe en lo anterior con respecto al sistema 10. Además, el sistema 400 puede incluir uno o más generadores 42 sísmicos activos y sensores 28 pueden ser capaces de detectar adicional y/o alternativamente una respuesta sísmica generada por el sensor 42 sísmico activo, Además, una o más fuentes activas de energía electromagnética pueden ubicarse en la periferia de una operación de prospección. Por consiguiente, los sensores 26 electromagnéticos y/o sensores 28 pueden ser capaces de detectar una o más señales 20, 22, como se discute en lo anterior, y pueden ser adicional o alternativamente capaces de detectar una o más señales electromagnéticas generadas como respuesta a la fuente electromagnética como resultado de una conversión electrosísmica o sismoeléctrica en el yacimiento 16 terrestre subterráneo. En general, el sistema 400 puede ser capaz de utilizar cualquiera de una o más de las téenicas de prospección 702 electrosísmica y sismoeléctrica pasiva y/o las técnicas de prospección 704 sísmica activa descritas en lo anterior. Además, el sistema 30 de cómputo puede ser capaz de correlacionar datos de la prospección 702 electrosísmica pasiva con datos detectados por el método 704 de prospección sísmica activa como se describe en mayor detalle a continuación.

Como se discute en lo anterior, una fuente electromagnética activa puede incluir cualquier fuente activa artificial u otra de energía electromagnética que se puede detectar por sensores 36 electromagnéticos y/o sensores 28 sísmicos. La fuente electromagnética puede incluir una fuente de energía electromagnética capaz de generar una señal 20 de respuesta electromagnética o señal 22 sísmica en una forma similar como se discute en lo anterior con respecto a la fuente 12 electromagnética pasiva.

La fuente 42 sísmica activa puede representar cualquier fuente activa adecuada de energía 44 sísmica que incluye bobinas de choque, dinamita, vibradores u otras fuentes de energía sísmica artificial. Los sensores 28 sísmicos pueden configurarse para detectar señales de respuesta activa generadas por la fuente 42 sísmica activa. En algunas modalidades, los sensores 28 sísmicos pueden ser capaces de detectar ambas señales de respuesta de la fuente 42 sísmica activa y las señales 20. Alternativamente, los sensores 28 sísmicos particulares pueden configurarse para detectar un tipo de señal o el otro.

En operación, el sistema 30 de cómputo puede ser capaz de utilizar las fuentes 42 sísmicas activas y sensores 28 sísmicos para realizar prospección 704 sísmica activa. Además, el sistema 30 de cómputo puede utilizar sensores 26 y/o sensores 28 para realizar prospección 702 electros!smica y sismoeléctrica pasiva. El sistema 30 de cómputo puede ser capaz de utilizar estas téenicas en cualquier forma adecuada. Por ejemplo, el sistema 30 de cómputo puede utilizar de manera principal la prospección 704 sísmica activa para detectar datos sísmicos que pueden revelar estructura, profundidad, y ubicación del yacimiento 16 subterráneo. Durante los periodos en los cuales las señales de respuesta generadas por la fuente 42 activa se reducen y/o atenúan, el sistema 30 de cómputo puede recibir señales 20 y/o 22 detectadas por sensores 26 y/o 28. Por ejemplo, el sistema 30 de cómputo puede utilizar sensores 26 y/o 28 entre los eventos sísmicos generados por la fuente 42 sísmica activa.

Adicionalmente o de manera alternativa, el sistema 30 de cómputo puede ser capaz de detectar señales 20 y 22 sustancialmente al mismo tiempo o en momentos solapados durante los cuales la fuente 42 activa genera señales 44 sísmicas. En tales modalidades, el sistema 30 de cómputo puede incluir filtros adecuados para eliminar las señales generadas por la fuente 42 sísmica activa utilizando cualquier téenica adecuada incluyendo filtración predictiva en una forma similar como se discute en lo anterior. En tales modalidades, los datos electrosísmicos o sismoeléctricos pasivos pueden tratar a las señales generadas por la fuente 42 sísmica como ruido. Por consiguiente, estas señales pueden filtrarse a partir de estos datos mientras una tarea de procesamiento separada puede procesar activamente las señales de respuesta generadas como resultado de las señales 44 de la fuente 42 activa para determinar las diversas propiedades del yacimiento 16 terrestre subterráneo basándose en estas señales sísmicas activas.

El sistema 30 de cómputo puede ser capaz de correlacionar datos recibidos como resultado de la prospección 702 electrosismica o sismoeléctrica pasiva y/o datos recibidos como resultado de la prospección 704 sísmica. Por ejemplo, los datos sísmicos pueden analizarse por el sistema 30 de cómputo para determinar una profundidad de un límite 18 específico u otra característica del yacimiento 18 subterráneo. Una vez que tales características se identifican, estas características pueden utilizarse como una línea de referencia en el análisis de los datos de estudio pasivo. La información de profundidad de la prospección sísmica activa, en algunas modalidades, se utiliza como suposición de profundidad cuando utiliza prospección sísmica pasiva. Por ejemplo, la información de profundidad obtenida como resultado de la prospección 704 sísmica puede utilizarse en la función de profundidad de frecuencia discutida en lo anterior con respecto a la FIGURA 1 para determinar una profundidad de línea de referencia a partir de la cual otras profundidades y/u otras características del yacimiento 16 subterráneo que utiliza la téenica 702 de prospección pasiva puede determinarse. Alternativa o adicionalmente, los datos de ambas técnicas de estudio pueden formatearse y/o integrarse en un solo conjunto de datos y los datos combinados pueden analizarse para identificar las propiedades del yacimiento 16 subterráneo.

Como resultado, al utilizar varias técnicas de prospección puede obtenerse información adicional con respecto al subsuelo 16 que de otra manera puede encontrarse disponible utilizando prospección 704 sísmica activa sola. Por ejemplo, la téenica 702 sismológica puede proporcionar información estructural con respecto al yacimiento 16 terrestre subterráneo mientras la prospección 702 electrosísmica pasiva puede proporcionar propiedades estructurales y eléctricas relacionadas con la presencia de hidrocarburos. Los datos de ambas técnicas pueden ser capaces de confirmar la presencia de hidrocarburos u otros minerales. Además, la combinación de las dos técnicas de estudio puede proporcionar la capacidad de identificar más trampas estratigráficas fácilmente, corrientes serpenteantes y otro yacimiento 16 terrestre subterráneo irregular que puede contener hidrocarburos u otros minerales de interés.

La FIGURA 5 es un dibujo en perspectiva que ilustra un sistema 500 de prospección ejemplar que utiliza técnicas de prospección 702 electrosísmica y sismoeléctrica pasiva y prospección 710 magnetotelúrica. Como se ilustra, el sistema 500 incluye sensores 26 electromagnéticos, sensores 28 sísmicos, sistema 30 de cómputo, los cuales se describen en lo anterior con respecto a la FIGURA 1 y puede operar en una forma similar a la descrita en lo anterior con respecto al sistema 10. Como se ilustra, el sistema 500 también puede incluir sensores 64 electromagnéticos que pueden ser capaces de detectar señales magnetotelúricas, las cuales se describen en lo anterior con respecto a la FIGURA 3. Aunque no se ilustra, en algunas modalidades, el sistema 600 también puede incluir una fuente controlada de radiación electromagnética que puede generarse por el vehículo 50 y/o generarse por varios electrodos que pueden disponerse en el fondo del océano o en otro lugar adecuado. El sistema 500 puede incluir adicional o alternativamente componentes adecuados para realizar La prospección 716 de IP.

El sensor 64 electromagnético puede ser capaz de detectar la señal 62 magnetotelúrica. El sensor 64 electromagnético puede ser similar a cualquiera de las modalidades de sensores 26 discutidos en lo anterior y que opera para discutir cómo detectar la señal 62 electromagnética. El sensor 64 puede configurarse para detectar componentes horizontales del campo 64 electromagnético de la tierra que son útiles para procesamiento por el sistema 30 de cómputo en la prospección 710 magnetotelúrica.

En operación, el sistema 500 puede utilizar la prospección 710 magnetotelúrica, prospección 702 electros!smica y sismoeléctrica pasiva y/o CSEM 708 con el fin de determinar las propiedades del yacimiento 16 terrestre subterráneo. Adicional o alternativamente, varias téenicas de correlación pueden utilizarse para correlacionar los datos entre los distintos métodos de estudio. Por ejemplo, la prospección 710 magnetotelúrica puede utilizarse por el sistema 30 de cómputo para confirmar la conductividad eléctrica, la cual puede ser indicativa de los tipos de materiales en el yacimiento 16 subterráneo. La prospección 702 electrosismica pasiva puede proporcionar geometría muy bien probada. Los datos de ambas téenicas pueden ser capaces de confirmar la presencia de hidrocarburos u otros minerales. Además, la combinación de las dos técnicas de estudio puede proporcionar la capacidad de identificar más fácilmente las trampas estratigráficas, corrientes serpenteantes y otro yacimiento 16 terrestre subterráneo el cual puede contener hidrocarburos u otros minerales de interés.

La FIGURA 6 es un dibujo en perspectiva que ilustra un sistema 600 de prospección ejemplar que utiliza técnicas de prospección 702 electrosismica y sismoeléctrica pasiva y CSEM 708. Como se ilustra, el sistema 600 incluye un vehículo 50 que puede ser capaz de operar en agua, incluyendo operaciones en aguas profundas. El vehículo 50 puede ser capaz de remolcar o jalar electrodos 52, sensores 26, y/o sensores 64. Los sensores 26 pueden ser capaces de detectar señales electromagnéticas generadas por el yacimiento 16 subterráneo, el cual puede encontrarse a cierta distancia por debajo del fondo del cuerpo de agua. Los sensores 64 pueden ser capaces de detectar señales 62 magnetotelúricas. En algunas modalidades, los sensores 26 adicional o alternativamente pueden disponerse en el fondo del mar y/o en el fondo de un cuerpo de agua. Los sensores 64 electromagnéticos y/o sensores 26 pueden ser capaces de transmitir información de manera inalámbrica al sistema 30, el cual puede situarse en el vehículo 50. Adicional o alternativamente, los sensores 64 y/o sensores 26 pueden almacenar información localmente y/o pueden recuperarse por el vehículo 50. Los electrodos 52 pueden utilizarse para generar una señal de corriente alta gue puede transmitirse a la Tierra a través del cuerpo de agua. El sistema 30 de cómputo puede alojarse en el vehículo 50 u otra estructura capaz de contener los transformadores de potencia y otros equipos de generación de energía capaces de generar la cantidad adecuada de corriente requerida para penetrar la Tierra utilizando electrodos 52.

Los electrodos 52 pueden incluir electrodo 52A positivo y electrodo 52B negativo. Los electrodos 52 pueden tener cualquier longitud adecuada y se disponen en cualquier forma adecuada con respecto a la Tierra capaces de generar una fuente de corriente que puede penetrar la Tierra. Por ejemplo, una corriente puede inducirse a que fluya hacia la Tierra desde el electrodo 52B negativo y a que regrese de la Tierra al electrodo 52A positivo. La corriente puede modularse por el yacimiento 16 subterráneo. Por consiguiente, los sensores 26 pueden ser capaces de detectar una modulación provocada por el yacimiento 16 subterráneo dentro de las señales regresadas al electrodo 52A.

En operación, el sistema 30 de cómputo puede ser capaz de utilizar electrodos 52 para realizar La prospección 708 de CSEM. Además, el sistema 30 de cómputo puede utilizar los sensores 26 y/o los sensores 28 para realizar la prospección 702 electrosísmica y sismoeléctrica pasiva. El sistema 30 de cómputo puede ser capaz de utilizar estas téenicas en cualquier forma adecuada. Por ejemplo, el sistema 30 de cómputo puede utilizar principalmente La prospección 708 de CSEM para detectar datos de estudio electromagnético. Durante los periodos en los cuales las señales de respuesta de los electrodos 52 se reducen y/o atenúan, el sistema 30 de cómputo puede recibir señales 20 y/o 22 detectadas por los sensores 26 y/o 28. Por ejemplo, el sistema 30 de cómputo puede utilizar sensores 26 y/o 28 entre los tiempos en los cuales las corrientes se generan por electrodos 52.

El sistema 30 de cómputo puede ser capaz de correlacionar y procesar los datos de estudio recibidos como resultado de las técnicas 708 de CSEM y la prospección 702 electrosísmica y sismoeléctrica pasiva. En algunas modalidades, el sistema 30 de cómputo además, puede ser capaz de correlacionar y procesar datos recibidos como resultado de la prospección 710 magnetotelúrica . Por consiguiente, al utilizar múltiples técnicas de prospección, puede obtenerse información adicional sobre el subsuelo 16 de lo que de otro modo estarla disponible utilizando téenicas 708 de CSEM o prospección 710 magnetotelúrica solamente. Por ejemplo, la prospección 708 de CSEM puede utilizarse por el sistema 30 de cómputo para confirmar alta resistividad eléctrica que puede utilizarse para indicar la presencia del yacimiento 16 terrestre subterráneo. La prospección 702 electrosismica pasiva puede proporcionar geometría muy probada. Los datos de ambas técnicas pueden ser capaces de confirmar la presencia de hidrocarburos u otros minerales. Además, la combinación de las dos técnicas de estudio puede proporcionar la capacidad de identificar más fácilmente las trampas estratigráficas, corrientes serpenteantes y otro yacimiento 16 terrestre subterráneo el cual puede contener hidrocarburos u otros minerales de interés.

La FIGURA 7 es un dibujo en perspectiva que ilustra un sistema 700 de prospección ejemplar que utiliza técnicas de prospección 702 electrosismica y sismoeléctrica pasiva y técnicas 720 de diagrafía de SP. Como se ilustra, el sistema 700 incluye sensores 26 y 28, instalación 50 de diagrafía y potenciómetro 72 que puede disponerse en un sondeo de una operación 70 de perforación.

La instalación 50 de diagrafía puede incluir el sistema 30 de cómputo y otros equipos adecuados para realizar diagrafía de la operación 70 de perforación, incluyendo la capacidad de procesar las señales recibidas del potenciómetro 72. Los datos de estudio recibidos como resultado de la diagrafía de SP al detectar el potenciómetro 72 pueden correlacionarse con datos de estudio pasivo recibidos por los sensores 26 y/o 28. Por ejemplo, los datos de diagrafía de SP pueden proporcionar información de profundidad y/o de resistividad muy confiable para el yacimiento 16 terrestre subterráneo que puede utilizarse como línea de referencia para procesar las señales recibidas de los sensores 26 y/o 28 de acuerdo con métodos 702 de estudio pasivo. Los datos de ambas téenicas pueden ser capaces de confirmar la presencia de hidrocarburos u otros minerales. Además, la combinación de las dos técnicas de estudio puede proporcionar la capacidad de identificar más fácilmente las trampas estratigráficas, corrientes serpenteantes y otro yacimiento 16 terrestre subterráneo el cual puede contener hidrocarburos u otros minerales de interés.

La FIGURA 8 es un diagrama de flujo que ilustra un método 800 ejemplar para correlacionar los datos recibidos de varios métodos de estudio geofísico. El método 800 comienza en la etapa 802 en la cual se reciben las primeras señales de los primeros elementos sensores. Por ejemplo, las señales 20 y/o 22 pueden detectarse por los sensores 26 y/o 28 y se transmiten al sistema 30 de cómputo. En la etapa 804, el sistema 30 de cómputo puede procesar las señales de acuerdo con el método 700 de estudio pasivo que utiliza cualquiera de las téenicas discutidas en lo anterior. En la etapa 806, el sistema 30 de cómputo puede recibir señales adicionales de segundos elementos sensores. Por ejemplo, el sistema 30 de cómputo puede recibir señales generadas como resultado de cualquiera de las técnicas de estudio antes mencionadas incluyendo uno o más de los métodos de estudio descritos en lo anterior con respecto a la FIGURA 3.

En la etapa 808, el sistema 30 de cómputo puede procesar esas señales de acuerdo con el método de estudio particular asociado con esas señales. En la etapa 810, el sistema 30 de cómputo puede determinar si se encuentran disponibles datos adicionales del método de estudio y entonces puede utilizar esos métodos adicionales para recibir las señales adicionales de otros elementos sensores en la etapa 806 después de que esas señales puedan procesarse en la etapa 808. Por consiguiente, el sistema 30 de cómputo puede ser capaz de utilizar de manera proactiva los métodos de estudio disponibles cuando se configuran para utilizar esos métodos. Por ejemplo, durante una operación 704 de estudio activo, el sistema 30 de cómputo puede configurarse para iniciar automáticamente las señales recibidas de los sensores 26 y/o 28 durante los periodos en los cuales las señales de estudio activo de la fuente 42 activa se atenúan y/o son insignificantes, como se discute en lo anterior.

En la etapa 812, el sistema 30 de cómputo puede ser capaz de correlacionar cualquiera de las señales recibidas de acuerdo con cualquiera de los métodos de estudio anteriores, incluyendo cualquiera de las téenicas de correlación mencionadas en lo anterior discutidas con respecto a las FIGURAS 1-7. En la etapa 814, varias propiedades del subsuelo pueden determinarse basándose en los métodos de estudio individuales solos y/o basándose en la correlación de las señales recibidas realizadas en la etapa 812. Después de que se realiza la etapa 814, el sistema 30 de cómputo puede realizar cualquier otra tarea de informática adecuada, tal como generar y/o actualizar los modelos de tres dimensiones, cuatro dimensiones o dos dimensiones del yacimiento 16 terrestre subterráneo. Por ejemplo, el sistema 30 de cómputo puede moverse gradualmente con el paso del tiempo a fin de tomar grandes cantidades de datos, muestras o áreas particulares que pueden ser muy grandes en comparación con la extensión del área que es capaz de ser examinada por una disposición de sensores en cualquier ubicación.

La FIGURA 9 ilustra un sistema 30 de cómputo ejemplar adecuado para implementar una o más modalidades descritas en la presente. El sistema 30 de cómputo incluye un procesador 982 (que puede denominarse como unidad de procesador central o CPU) que se encuentra en comunicación con los dispositivos de memoria incluyendo almacenamiento 984 secundario, memoria 986 de sólo lectura (ROM), memoria 988 de acceso aleatorio (RAM), dispositivos 990 de entrada/salida (E/S), y dispositivos 992 de conectividad en red. El procesador puede iplementarse como uno o más chips de CPU.

Se entiende que mediante al programar y/o cargar instrucciones ejecutables en el sistema 30 de cómputo, al menos se cambia una de CPU 982, RAM 988, y ROM 986, transformando al sistema 30 de cómputo, en parte, en una máquina o aparato particular que tiene la funcionalidad novedosa enseñada por la presente descripción. Es fundamental para las artes de ingeniería eléctrica e ingeniería de software que la funcionalidad que puede implementarse al cargar el software ejecutable en una computadora pueda convertirse en una ímplementación de hardware por reglas de diseño conocidas. Las decisiones entre implementar un concepto en software versus hardware normalmente giran en torno a consideraciones de estabilidad del diseño y el número de unidades que se producirá en lugar de los problemas involucrados en la transición del dominio de software al dominio de hardware. Generalmente, puede preferirse que un diseño que aún se somete a cambios frecuentes se implemente en software, debido a que volver a utilizar una ímplementación de hardware es más costoso que volver a utilizar un diseño de software. Generalmente, puede preferirse que un diseño que es estable y que se producirá en gran volumen se implemente en hardware, por ejemplo, en un circuito integrado de aplicación especifica (ASIC), debido a que grandes partidas de producción de la implementación de hardware pueden ser menos costosas que la implementación de software. Con frecuencia, puede desarrollarse y probarse un diseño en forma de software y posteriormente transformarse, por reglas de diseño bien conocidas, en una implementación de hardware equivalente en un circuito integrado de aplicación especifica que implementa las instrucciones de software. De la misma manera que una máquina controlada por un nuevo ASIC es una máquina o aparato particular, asimismo, una computadora que se ha programado y/o cargado con instrucciones ejecutables puede verse como una máquina o aparato particular.

El almacenamiento 984 secundario típicamente se compone de una o más unidades de disco o unidades de cinta y se utiliza para el almacenamiento no volátil de datos y como dispositivo de almacenamiento de datos de desbordamiento si la RAM 988 no es lo suficientemente grande para contener todos los datos de trabajo. El almacenamiento 984 secundario puede utilizarse para almacenar programas que se cargan en la RAM 988 cuando tales programas se seleccionan para su ejecución. La ROM 986 se utiliza para almacenar instrucciones y quizás datos que se leen durante la ejecución del programa. La ROM 986 es un dispositivo de memoria no volátil que normalmente tiene una pequeña capacidad de memoria con relación a la mayor capacidad de memoria de almacenamiento 984 secundario. La RAM 988 se utiliza para almacenar datos volátiles y quizás para almacenar instrucciones. El acceso a ambas ROM 986 y RAM 988 normalmente es más rápido que en el almacenamiento 984 secundario. El almacenamiento 984 secundario, la RAM 988, y/o la ROM 986 pueden denominarse en algunos contextos como medio de almacenamiento legible por computadora y/o medios legibles por computadora no transitorios.

Los dispositivos 990 de E/S pueden incluir impresoras, monitores de video, pantallas de cristal liquido (LCD), pantalla táctil, teclados, teclados alfanuméricos , conmutadores, discos de marcación, ratones, esferas de seguimiento, reconocedores de voz, lectores de tarjetas, lectores de cinta de papel, u otros dispositivos de entrada bien conocidos.

Los dispositivos 922 de conectividad en red pueden adoptar la forma de módems, bancos de módems, tarjetas de Ethernet, tarjetas de interfaz de bus de serie universal (USB), interfaces seriales, tarjetas de red en anillo, tarjetas de interfaz de datos distribuidos por fibra (FDDI), tarjetas de red de área local inalámbrica (WLAN), tarjetas de transceptores de radio tales como acceso múltiple de división por código (CDMA), sistema global para comunicación móvil (GSM), evolución a largo plazo (LTE), interoperabilidad mundial para acceso por microondas (WiMAX), y/u otras tarjetas de transceptor por radio de protocolo de interfaz, y otros dispositivos de red bien conocidos. Estos dispositivos 992 de conectividad en red pueden permitir que el procesador 982 se comunique con Internet o una o más intranets. Con tal conexión de red, se contempla que el procesador 982 pueda recibir información de la red, o pueda producir información en la red en el transcurso de realizar las etapas del método descritas en lo anterior. Tal información, la cual con frecuencia se representa como secuencia de instrucciones que se ejecuta utilizando el procesador 982, puede recibirse de y producirse en la red, por ejemplo, en forma de una señal de datos de computadora incorporada en una onda portadora.

Tal información, la cual puede incluir datos o instrucciones que se ejecutarán utilizando el procesador 982 por ejemplo, puede recibirse de y producirse en la red, por ejemplo, en forma de una señal de banda base de datos de computadora o señal incorporada en una onda portadora. La señal de banda base o señal incorporada en la onda portadora generada por los dispositivos 992 de conectividad en red pueden propagarse en o sobre la superficie de conductores eléctricos, en cables coaxiales, en guias de onda, en un conducto óptico, por ejemplo, una fibra óptica, o en el aire o el espacio libre. La información contenida en la señal de banda o la señal incorporada en la onda portadora puede ordenarse de acuerdo con diferentes secuencias, según se desee, ya sea para procesar o generar la información o transmitir o recibir la información. La señal de banda base o la señal incorporada en la onda portadora, u otros tipos de señales utilizadas actualmente o desarrolladas en el futuro, puede generarse de acuerdo con varios métodos bien conocidos por un experto en la téenica. La señal de banda base y/o la señal incorporada en la onda portadora puede denominarse en algunos contextos como señal transitoria.

El procesador 982 ejecuta instrucciones, códigos, programas informáticos, secuencias de comandos a los cuales se accede desde el disco duro, disquete, disco óptico (estos diversos sistemas basados en disco pueden considerarse como almacenamiento 984 secundario), ROM 986, RAM 988, o dispositivos 992 de conectividad en red. Aunque sólo se muestra un procesador 982, varios procesadores pueden estar presentes. De esta manera, aunque las instrucciones pueden discutirse como ejecutadas por un procesador, las instrucciones pueden ejecutarse simultáneamente, en serie, o de otra manera ejecutarse por uno o varios procesadores. Las instrucciones, códigos, programas informáticos, secuencias de comandos y/o datos que pueden accederse desde el almacenamiento 984 secundario, por ejemplo, discos duros, diskettes, discos ópticos y/u otro dispositivo, la ROM 986, y/o la RAM 988 puede denominarse en algunos contextos como instrucciones no transitorias y/o información no transitoria.

En algunas modalidades, el sistema 30 de cómputo puede comprender dos o más computadoras en comunicación entre si, que colaboran para realizar una tarea. Por ejemplo, pero no a manera de limitación, una aplicación puede dividirse de una manera tal que permita el procesamiento simultáneo y/o en paralelo de las instrucciones de la aplicación. Alternativamente, los datos procesados por la aplicación pueden dividirse de una manera tal que permitan el procesamiento simultáneo y/o en paralelo de diferentes porciones de un conjunto de datos por dos o más computadoras. En algunas modalidades, puede emplearse software de visualización por el sistema 30 de cómputo para proporcionar la funcionalidad de un número de servidores que no se enlaza directamente con la cantidad de computadoras en el sistema 30 de cómputo. Por ejemplo, el software de visualización puede proporcionar veinte servidores virtuales en cuatro equipos físicos. En algunas modalidades, la funcionalidad descrita en lo anterior puede proporcionarse al ejecutar la aplicación y/o aplicaciones en un ambiente de informática en la nube. La informática en la nube puede comprender proporcionar la prestación de servicios de informática mediante una conexión de red utilizando los recursos informáticos dinámicamente escalables. La informática en la nube puede soportarse, al menos en parte, por el software de virtualización. Un ambiente de informática en la nube puede establecerse por una empresa y/o puede contratarse en una base según se necesite de un proveedor de terceros. Algunos ambientes de informática en la nube pueden comprender recursos de informática en la nube que son propiedad de y operados por, la empresa, asi como los recursos de informática en la nube contratados y/o rentados a un proveedor de terceros.

En algunas modalidades, parte o toda la funcionalidad descrita en lo anterior puede proporcionarse como un producto de programa informático. El producto de programa informático puede comprender uno o más medios de almacenamiento legibles por computadora que tienen código de programación que se pude utilizar por una computadora representado en la misma para implementar la funcionalidad descrita en lo anterior. El producto de programa informático puede comprender estructuras de datos, instrucciones ejecutables, y otro código de programación utilizable por computadora. El producto de programa informático puede representarse en medios de almacenamiento en computadora removibles y/o medios de almacenamiento en computadora no removibles. El medio de almacenamiento legible por computadora removible puede comprender, sin limitación, una cinta de papel, una cinta magnética, disco magnético, un disco óptico, un chip de memoria de estado sólido, por ejemplo, cinta magnética análoga, discos de memoria de sólo lectura-disco compacto (CD-ROM), disquetes flexibles, unidades de almacenamiento en miniatura, tarjetas digitales, tarjetas multimedia, entre otros. El producto de programa informático puede ser adecuado para cargar, por el sistema 30 de cómputo, al menos porciones del contenido del producto de programa informático para el almacenamiento 984 secundario, en la ROM 986, en la RAM 988, y/o en otra memoria no volátil y la memoria volátil del sistema 30 de cómputo. El procesador 982 puede procesar las instrucciones ejecutables y/o estructuras de datos en parte por el acceso directo al producto de programa informático, por ejemplo, al leer un disco de CD-ROM insertada en una unidad de disco periférico del sistema 30 de cómputo. Alternativamente, el procesador 982 puede procesar las instrucciones ejecutables y/o estructuras de datos al acceder de forma remota al producto de programa informático, por ejemplo, al descargar las instrucciones ejecutables y/o estructuras de datos desde un servidor remoto mediante los dispositivos 922 de conectividad en red. El producto de programa informático puede comprender instrucciones que promueven la carga y/o copiado de datos, estructuras de datos, archivos, y/o instrucciones ejecutables para el almacenamiento 984 secundario, en la ROM 986, en la RAM 988, y/o en otra memoria no volátil y memoria volátil del sistema 30 de cómputo.

En algunos contextos, una señal de banda base y/o una señal incorporada en una onda portadora puede denominarse como señal transitoria. En algunos contextos, el almacenamiento 984 secundario, la ROM 986, y la RAM 988 pueden denominarse como medio legible por computadora no transitorio o medio de almacenamiento legible por computadora. Una modalidad de RAM dinámica de la RAM 988, del mismo modo, puede denominarse como medio legible por computadora no transitorio ya que mientras la RAM dinámica recibe energía eléctrica y es operada de acuerdo con su diseño, por ejemplo, durante un período de tiempo durante el cual la computadora 980 se encuentra encendida y es operacional, la RAM dinámica almacena información que se escribe en la misma. Del mismo modo, el procesador 982 puede comprender una RAM interna, una ROM interna, una memoria caché, y/u otros bloques, secciones o componentes de almacenamiento no transitorio interno, que pueden mencionarse en algunos contextos como medios legibles por computadora no transitorios o medios de almacenamiento legibles por computadora.

En la presente, "o" es inclusiva y no exclusiva, a menos que se indique expresamente lo contrario o que se indique lo contrario por el contexto. Por lo tanto, en la presente, "A o B" significa "A, B, o ambas", a menos que se indique expresamente lo contrario o que se indique lo contrario por el contexto. Por otra parte, "y" a la vez es solidaria, a menos que se indique expresamente lo contrario o que se indique lo contrario por el contexto. Por lo tanto, en la presente, "A y B" significa "A y B, conjunta o individualmente" a menos que se indique expresamente lo contrario o que se indique lo contrario por el contexto.

Esta descripción abarca todos los cambios, sustituciones, variaciones, alteraciones y modificaciones a las modalidades ejemplares en la presente las cuales puede entender una persona con experiencia ordinaria en la téenica. Del mismo modo, en su caso, las reivindicaciones anexas abarcan todos los cambios, sustituciones, variaciones, alteraciones y modificaciones a las modalidades ejemplares en la presente las cuales puede comprender una persona con experiencia ordinaria en la técnica. Además, la referencia en las reivindicaciones anexas a un aparato o sistema o un componente de un aparato o sistema que se adapta para, dispone para, capaz de, configura para, habilita para, opera para, u operativo para realizar una función particular abarca aparato, sistema, componente, tenga o no esa función particular activada, encendida o desbloqueada, siempre y cuando ese aparato, sistema o componente se adapte, disponga, capaz de, configure, active, opere, u sea operativo de esta manera.

Cualquiera de las etapas, operaciones o procesos descritos en la presente pueden realizarse o implementarse con uno o más módulos de hardware o software, solos o en combinación con otros dispositivos. En una modalidad, un módulo de software se implementa con un producto de programa informático que comprende un medio que contiene código de programa informático legible por computadora, que puede ejecutarse por un procesador de computadora para realizar cualquiera o todas las etapas, operaciones o procesos descritos.

Modalidades de la invención también pueden relacionarse con un aparato para realizar las operaciones en la presente. Este aparato puede construirse especialmente para los fines requeridos, y/o puede comprender un dispositivo informático de propósito general activado o reconfigurado selectivamente por un programa informático almacenado en la computadora. Tal programa informático puede almacenarse en un medio de almacenamiento tangible y legible por computadora o cualquier tipo de medios adecuados para almacenar instrucciones electrónicas, y acoplarse a un bus de sistema de computadora. Además, cualquier sistema de cómputo mencionado en la especificación puede incluir un solo procesador o puede ser arquitecturas que emplean múltiples diseños de procesadores para una mayor capacidad de cómputo.

Aunque la presente invención se ha descrito con varias modalidades, muchos cambios, variaciones, alteraciones, transformaciones, y modificaciones pueden sugerirse por alguien de experiencia en la téenica, y se pretende que la presente invención abarque tales cambios, variaciones, alteraciones, transformaciones y modificaciones que caigan dentro del alcance de las reivindicaciones anexas. Además, aunque la presente descripción se ha descrito con respecto a diversas modalidades, se espera plenamente que las enseñanzas de la presente descripción puedan combinarse en una sola modalidad según sea adecuado.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método para prospección, caracterizado porque comprende: recibir, por un procesador, primeros datos de estudio de una primera fuente, la primera fuente comprende una primera señal generada por un yacimiento terrestre subterráneo en respuesta a una señal electromagnética de fuente pasiva, en donde la señal electromagnética se genera por una conversión electrosismica o sismoeléctrica pasiva de la fuente de señal electromagnética; recibir, por el procesador, segundos datos de estudio de una segunda fuente; y procesar los primeros datos de estudio y los segundos datos de estudio para determinar una o más propiedades de un yacimiento terrestre subterráneo.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la primera señal comprende un componente vertical de una señal electromagnética o una señal sísmica.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque procesar los primeros datos de estudio comprende: aplicar al menos un filtro de dominio de tiempo o al menos un filtro de dominio de frecuencia a los primeros datos de estudio para obtener primeros datos de estudio filtrados; e identificar una señal de interés a partir de los primeros datos de estudio filtrados, la señal de interés indica una o más propiedades del yacimiento terrestre subterráneo.

4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la segunda fuente comprende una segunda señal generada por un yacimiento terrestre subterráneo en respuesta a una señal electromagnética de fuente controlada, la señal electromagnética de fuente controlada generada por una fuente de energía configurada para excitar una corriente eléctrica en la tierra.

5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la segunda fuente comprende una segunda señal generada por un yacimiento terrestre subterráneo en respuesta a una fuente activa de energía sísmica.

6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado además porque comprende: recibir, por el procesador, la primera señal durante uno o más períodos de tiempo en los cuales se atenúa la segunda señal.

7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la segunda fuente comprende una medición de un campo electromagnético horizontal en la superficie de la tierra, el campo electromagnético horizontal responde al yacimiento terrestre subterráneo.

8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los primeros datos de estudio se obtienen por una primera pluralidad de sensores configurados para detectar la primera señal mientras se mueve en un cuerpo de agua.

9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los segundos datos de estudio se obtienen por una segunda pluralidad de sensores configurados para disponerse en un patrón y operables para detectar un campo electromagnético horizontal en la superficie de la tierra, el campo electromagnético horizontal responde al yacimiento terrestre subterráneo.

10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la segunda fuente disponible comprende una medición pasiva de potencial espontáneo generado entre un sensor terrestre y un sondeo de al menos una profundidad.

11. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado además porque comprende: generar, basándose, al menos en parte, en los primeros datos de estudio y los segundos datos de estudio, un modelo de yacimiento terrestre subterráneo.

12. Un sistema caracterizado porque comprende: una pluralidad de sensores que puede operar para detectar los primeros datos de estudio al detectar una primera señal generada por un yacimiento terrestre subterráneo en respuesta a una señal electromagnética de fuente pasiva, en donde la señal electromagnética se genera por una conversión electrosís ica o sismoeléctrica pasiva de la señal electromagnética de fuente pasiva; un procesador operable para: recibir primeros datos de estudio de al menos uno de la pluralidad de sensores; recibir segundos datos de estudio de una segunda fuente; y procesar los primeros datos de estudio y los segundos datos de estudio para determinar una o más propiedades de un yacimiento terrestre subterráneo.

13. El sistema de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque la primera señal comprende un componente vertical de una señal electromagnética o una señal sísmica.

14. El sistema de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque procesar los primeros datos de estudio comprende: aplicar al menos un filtro de dominio de tiempo o al menos un filtro de dominio de frecuencia a los primeros datos de estudio para obtener primeros datos de estudio filtrados; e identificar una señal de interés a partir de los primeros datos de estudio filtrados, la señal de interés indica una o más propiedades del yacimiento terrestre subterráneo.

15. El sistema de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque la segunda fuente comprende una segunda señal generada por un yacimiento terrestre subterráneo en respuesta a una señal electromagnética de fuente controlada, la señal electromagnética de fuente controlada generada por una fuente de energía configurada para excitar una corriente eléctrica en la tierra.

16. El sistema de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque la segunda fuente comprende una segunda señal generada por un yacimiento terrestre subterráneo en respuesta a una fuente activa de energía sísmica.

17. El sistema de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque el procesador además es operable para: recibir la primera señal durante uno o más períodos de tiempo en los cuales se atenúa la segunda señal.

18. El sistema de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque la segunda fuente comprende una medición de un campo electromagnético horizontal en la superficie de la tierra, el campo electromagnético horizontal responde al yacimiento terrestre subterráneo.

19. El sistema de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque los primeros datos de estudio se obtienen por una primera pluralidad de sensores configurados para detectar la primera señal mientras se mueve en un cuerpo de agua.

20. El sistema de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque los segundos datos de estudio se obtienen por una segunda pluralidad de sensores configurados para disponerse en un patrón y operables para detectar un campo electromagnético horizontal en la superficie de la tierra, el campo electromagnético horizontal responde al yacimiento terrestre subterráneo.

21. El sistema de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque la segunda fuente disponible comprende una medición pasiva de potencial espontáneo generada entre un sensor terrestre y un sondeo al menos a una profundidad.

22. El sistema de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque el procesador además es operable para: generar, basándose, al menos en parte, en los primeros datos de estudio y los segundos datos de estudio, un modelo del yacimiento terrestre subterráneo.

23. Un sistema caracterizado porque comprende: una memoria que puede operar para almacenar primeros datos de estudio y segundos datos de estudio; y un procesador operable para: recibir primeros datos de estudio de una primera fuente, la primera fuente comprende una primera señal generada por un yacimiento terrestre subterráneo en respuesta a una señal electromagnética de fuente pasiva, en donde la señal electromagnética se genera por una conversión electrosísmica o sismoeléctrica de la señal electromagnética de fuente pasiva; recibir segundos datos de estudio de una segunda fuente; y procesar los primeros datos de estudio y los segundos datos de estudio para determinar una o más propiedades de un yacimiento terrestre subterráneo.

24. El sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la primera señal comprende un componente vertical de una señal electromagnética o una señal sísmica.

25. El sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque procesar los primeros datos de estudio comprende: aplicar al menos un filtro de dominio de tiempo o al menos un filtro de dominio de frecuencia a los primeros datos de estudio para obtener primeros datos de estudio filtrados; e identificar una señal de interés a partir de los primeros datos de estudio filtrados, la señal de interés indica una o más propiedades del yacimiento terrestre subterráneo.

26. El sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la segunda fuente comprende una segunda señal generada por un yacimiento terrestre subterráneo en respuesta a una señal electromagnética de fuente controlada, la señal electromagnética de fuente controlada generada por una fuente de energía configurada para excitar una corriente eléctrica en la tierra.

27. El sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la segunda fuente comprende una segunda señal generada por un yacimiento terrestre subterráneo en respuesta a una fuente activa de energía sísmica.

28. El sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque el procesador además es operable para: recibir la primera señal durante uno o más períodos de tiempo en los cuales se atenúa la segunda señal.

29. El sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la segunda fuente comprende una medición de un campo electromagnético horizontal en la superficie de la tierra, el campo electromagnético horizontal responde al yacimiento terrestre subterráneo.

30. El sistema de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque los primeros datos de estudio se obtienen por una primera pluralidad de sensores configurados para detectar la primera señal mientras se mueve en un cuerpo de agua.