BRPI1014033B1 - aparelho e método para estimar a razão velocidade de compressão para cisalhamento em uma região remota de um furo de sondagem - Google Patents
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Abstract
APARELHO E MÉTODO PARA ESTIMAR A RAZÃO VELOCIDADE DE COMPRESSÃO PARA CISALHAMENTO EM UMA REGIÃO REMOTA DE UM FURO DE SONDAGEM. Em alguns aspectos da invenção, é descrito um método para criar imagens tridimensionais de propriedades não lineares e da razão de velocidade de compressão para cisalhamento em uma região (130) remota de um furo de sondagem usando uma ferramenta de perfilagem transportada (140). Em alguns aspectos, o método inclui arranjar uma primeira fonte (105) no furo de sondagem (110) e gerar feixe dirigido de energia elástica a uma primeira frequência; arranjar uma segunda fonte (115) no furo de sondagem (110) e gerar feixe dirigido de energia elástica a uma segunda frequência, de maneira tal que o feixe dirigido na primeira frequência e o feixe dirigido na segunda frequência se interceptem em um local (130) distante de furo de sondagem (110); receber no furo de sondagem (110) por um sensor (135) uma terceira onda elástica, criada por um processo de mistura de três ondas, com uma frequência igual à diferença entre as primeira e segunda frequências e uma direção de propagação voltada para o furo de sondagem (110).
Description
[0001] Este pedido reivindica o benefício do pedido de patente U.S. número de série 12/463.796, depositado em 11 de maio de 2010, que reivindica prioridade para o pedido de patente provisório U.S. número 61/170.070, depositado em 16 de abril de 2009, ambos os quais estão aqui incorporados pela referência nas suas íntegras, sob 35 U.S.C. §119(e).
[0002] Esta invenção foi feita com suporte do Governo com o Acordo de Desenvolvimento e Pesquisa Cooperativo (“Cooperative Research and Development Agreement”) (CRADA) número de contrato DE-AC52-06NA25396, concedido pelo Departamento de Energia dos Estados Unidos. O Governo pode ter certos direitos nesta invenção.
[0003] A presente invenção diz respeito no geral a interrogação sísmica de formações rochosas e, mais particularmente, à criação de imagens tridimensionais de propriedades não lineares e à ração de velocidade de compressão para cisalhamento em uma região remota de um furo de sondagem usando uma combinação de fontes em um furo de sondagem configurada para fornecer energia elástica, e recepção e análise uma terceira onda resultante formada por um processo de mistura de três ondas.
[0004] Interrogação acústica de recursos subsuperficiais tende ser limitada pelo tamanho e potência das fontes práticas e, na prática, a saída de transdutores acústicos de fundo de poço é limitada pelas capacidades de transmissão de potência do cabo de comunicação. Sinais de alta frequência têm uma distância de penetração relativamente pequena, enquanto sinais de baixa frequência geralmente exigem grandes fontes, presas na parede do furo de sondagem, para maximizar a transferência de energia para a formação e minimizar sinais indesejados dentro da perfuração do poço. Atualmente, ferramentas de furo de sondagem acústicas são projetadas com fontes acústicas no furo de sondagem para detectar ondas acústicas de retorno que estão propagando ao longo das paredes do furo de sondagem ou dispersas por irregularidades de propriedades lineares de formações rochosas em volta do furo de sondagem. A patente U.S. 7.301.852 de Leggett, III et al. revela uma ferramenta de Prospecção durante Perfuração, projetada para detectar limites da formação rochosa, com dois arranjos de fontes acústicas emitindo de um furo de sondagem gerando uma terceira onda pela mistura não linear considerada em rochas na localização de interseção dos sinais acústicos. A terceira onda é dispersa pelas heterogeneidades nas propriedades da subsuperfície, e o sinal disperso é detectado por sensores na ferramenta de perfilamento litológico. Os arranjos de fontes são meramente revelados pela descrição direcional, sem nenhuma descrição adicional.
[0005] Têm sido feitas tentativas de caracterizar as propriedades não lineares de uma formação na área de prospecção de óleo e gás dos furos de sondagem, mas cada qual tem suas próprias limitações. Por exemplo, a patente U.S. 5.521.882 de D'Angelo et al. revela uma ferramenta acústica projetada para registrar com receptores de pressão de ondas não lineares que propagam ao longo da parede do furo de sondagem com penetração limitada na formação rochosa em volta e refratadas no fluido da perfuração do poço. A patente U.S. 6.175.536 de Khan revela um método de estimar o grau de não linearidade de formações terrestres pela análise espectral de sinais sísmicos transmitidos na formação a partir de um furo de sondagem e recebidos em um segundo furo de sondagem. Sob a luz dessas tentativas anteriores, existe uma necessidade de um aparelho e método para gerar imagens tridimensionais de propriedades não lineares em uma região remota de um furo de sondagem.
[0006] De acordo com alguns aspectos da revelação, é revelado um método para criar imagens tridimensionais de propriedades não lineares em uma região remota de um furo de sondagem usando uma ferramenta de perfilagem transportada. O método inclui arranjar com uma configuração espacial específica uma primeira fonte no furo de sondagem e gerar um feixe primário dirigível de energia elástica a uma primeira frequência; arranjar uma segunda fonte no furo de sondagem e gerar um feixe primário dirigível de energia elástica a uma segunda frequência, de maneira tal que os dois feixes dirigíveis se interceptem em um local distante do furo de sondagem; receber por um arranjo de sensores no furo de sondagem a chegada da terceira onda elástica, criada por um processo de mistura de três ondas na formação rochosa, com uma frequência igual à diferença entre a primeira e segunda frequências primárias, que propaga de volta no furo de sondagem em uma direção específica; localizar a região de mistura de três ondas com base no arranjo da primeira e segunda fontes e nas propriedades do sinal da terceira onda; e criar imagens tridimensionais das propriedades não lineares usando dados registrados repetindo-se as etapas de gerar, receber e localizar em uma pluralidade de azimutes, inclinações e localizações longitudinais dentro do furo de sondagem.
[0007] De acordo com alguns aspectos da revelação, é revelado um método para criar imagens tridimensionais de propriedades não lineares em uma região remota de um furo de sondagem usando uma ferramenta de perfilagem transportada. O método inclui arranjar com uma configuração espacial específica uma primeira fonte no furo de sondagem e gerar uma onda primária de energia elástica a uma primeira frequência; arranjar uma segunda fonte no furo de sondagem e gerar uma onda primária de energia elástica a uma segunda frequência; receber por um arranjo de três sensores componentes no furo de sondagem a chegada da terceira onda elástica criada por um processo de mistura de três ondas, com uma frequência igual à diferença entre a primeira e segunda frequências primárias, que propaga de volta para o furo de sondagem; determinar a direção de propagação da terceira onda a partir dos sinais recebidos pelo arranjo de sensores; formar imagem do local da região de mistura de três ondas com base no arranjo da primeira e segunda fontes e na direção de propagação da terceira onda; e criar imagens tridimensionais nas propriedades não lineares usando dados registrados repetindo-se as etapas de gerar, receber, determinar e formar imagem em uma pluralidade de azimutes, inclinações e localizações longitudinais dentro do furo de sondagem.
[0008] De acordo com alguns aspectos da revelação, são revelados métodos adicionais para criar imagens tridimensionais de propriedades não lineares em uma região remota de um furo de sondagem usando uma ferramenta de perfilagem transportada. Esses compartilham a configuração comum de duas fontes e um arranjo de sensores no furo de sondagem, mas diferem em que uma ou outra das fontes pode gerar um feixe orientado ou uma onda de energia elástica, e as unidades de sensor no arranjo podem ser uma combinação de dispositivos não direcionais e de três componentes. O método inclui arranjar com uma configuração espacial específica uma primeira fonte no furo de sondagem e gerar tanto um feixe primário orientado de energia elástica quanto uma onda primária de energia elástica a uma primeira frequência; arranjar uma segunda fonte no furo de sondagem e gerar tanto um feixe primário orientado de energia elástica quanto uma onda primária de energia elástica a uma segunda frequência, de maneira tal que a energia das duas fontes misturem em locais distantes do furo de sondagem; receber por um arranjo de sensores no furo de sondagem a chegada direta da terceira onda elástica, criada por um processo de mistura de três ondas, com uma frequência igual à diferença entre a primeira e segunda frequências primárias, que propaga de volta para o furo de sondagem em uma direção específica; localizar a região de mistura de três ondas com base no arranjo da primeira e segunda fontes e nas propriedades do terceiro sinal de onda; e criar imagens tridimensionais das propriedades não lineares usando dados registrados repetindo-se as etapas de gerar, receber e localizar em uma pluralidade de azimutes, inclinações e localizações longitudinais dentro do furo de sondagem.
[0009] De acordo com alguns aspectos da revelação, imagens tridimensionais das propriedades não lineares das formações em volta do furo de sondagem são transformadas nas propriedades do reservatório usando relações apropriadas entre não linearidade da formação e as ditas propriedades. As imagens podem ser de propriedades no momento da operação de perfilamento, ou podem representar mudanças entre duas corridas de registro de lama separadas pela passagem de tempo.
[0010] De acordo com alguns aspectos da revelação, são revelados métodos para criar imagens tridimensionais da razão da velocidade acústica de compressão para cisalhamento de rochas em volta do furo de sondagem. Esses métodos são variações dos métodos para criar imagens tridimensionais de propriedades não lineares discutidas nos parágrafos [0005] a [0008] anteriores.
[0011] De acordo com alguns aspectos da revelação, é revelado um aparelho para criar imagens tridimensionais de propriedades não lineares e da razão da velocidade de compressão para cisalhamento das formações rochosas remotas de um furo de sondagem usando uma ferramenta de perfilagem transportada. O aparelho inclui uma primeira fonte arranjada no furo de sondagem e configurada para gerar um feixe dirigido ou uma onda de energia elástica a uma primeira frequência; uma segunda fonte arranjada no furo de sondagem e configurada para gerar um feixe orientado ou uma onda de energia elástica a uma segunda frequência, de maneira tal que os feixes ou ondas na primeira frequência e na segunda frequência se interceptem em um local distante do furo de sondagem; e um arranjo de sensores não direcional ou de três componentes configurado para receber uma terceira onda elástica, se as propriedades não lineares da região de interesse resultarem na criação da terceira onda elástica por um processo de mistura de três ondas com uma frequência igual à diferença da primeira e segunda frequências e uma direção específica de propagação de volta para o furo de sondagem; um primeiro processador arranjado no furo de sondagem para controlar o disparo e registro da fonte da terceira onda elástica; um dispositivo configurado para transmitir dados furo acima através de um cabo de comunicação para uma ferramenta de comunicação; e um segundo processador arranjado para criar as imagens tridimensionais com base, em parte, nas propriedades da terceira onda recebida e no arranjo da primeira e segunda fontes.
[0012] Esses e outros objetivos, recursos e características da presente invenção, bem como os métodos de operação e funções dos elementos relacionados de estrutura, e a combinação de partes e economias de fabricação, ficarão mais aparentes mediante consideração da descrição seguinte e das reivindicações anexas com referência aos desenhos anexos, todos os quais formam uma parte desta especificação, em que números de referência iguais designam partes correspondentes nas várias figuras. Entretanto, deve-se entender expressamente que os desenhos têm propósito apenas de ilustração e descrição e não se pretende que sejam uma definição dos limites da invenção. Na forma usada na especificação e nas reivindicações, a forma singular de "um", "uma", "o" e "a" incluem referências no plural, a menos que o contexto dite claramente de outra forma.
[0013] A figura 1 mostra uma configuração para criar imagens tridimensionais de propriedades não lineares em uma região remota de um furo de sondagem de acordo com vários aspectos da revelação;
[0014] A figura 2 mostra uma configuração para criar imagens tridimensionais de propriedades não lineares em uma região remota de um furo de sondagem de acordo com aspectos da revelação;
[0015] A figura 3 mostra uma configuração para criar imagens tridimensionais de propriedades não lineares em uma região remota de um furo de sondagem de acordo com aspectos da revelação;
[0016] A figura 4 mostra um fluxograma para criar imagens tridimensionais de propriedades não lineares em uma região remota de um furo de sondagem de acordo com vários aspectos da revelação;
[0017] As figuras 5a, 5b e 5c mostram uma simulação numérica de regra de seleção 1 para uma interação feixe-feixe da tabela 1 quando as duas ondas primárias são feixes;
[0018] A figura 6 ilustra a geometria da geração da terceira onda da frequência da diferença pela mistura não linear de duas ondas acústicas primárias governada pela regra de seleção de mistura não linear;
[0019] A figura 7 mostra uma aplicação de aspectos da revelação para formação de imagem usando um feixe de feixe amplo ou onda plana.
[0020] A figura 1 mostra uma das diversas configurações possíveis para criar imagens tridimensionais de propriedades não lineares e razão de velocidade de compressão para cisalhamento em uma região remota de um furo de sondagem de acordo com vários aspectos da revelação. A primeira fonte 105 é arranjada no furo de sondagem 110 para gerar um feixe primário dirigível de energia acústica a uma primeira frequência f1. A segunda fonte 115 é também arranjada no furo de sondagem 110 para gerar um feixe primário dirigível de energia acústica a uma segunda frequência f2. A título de exemplo não limitante, tanto a primeira fonte 105 quanto a segunda fonte 115 podem ser um arranjo em fase de fontes e podem ser configuradas para gerar tanto feixes dirigíveis de compressão quanto de cisalhamento.
[0021] Como mostrado na figura 1, a primeira fonte 105 fica arranjada no primeiro corpo da ferramenta 120 e a segunda fonte 115 fica arranjada no segundo corpo da ferramenta 125. Entretanto, a revelação não está assim limitada, já que o primeiro corpo da ferramenta 120 e o segundo corpo da ferramenta 125 podem também ser arranjados juntos em um corpo da ferramenta comum (não mostrado). Os corpos de ferramenta 120 e 125 são arranjados para ser independentemente móveis dentro do furo de sondagem 110 com pelo menos dois graus de liberdade incluindo translação ao longo do eixo longitudinal 150 do furo de sondagem 110 e rotação 155 no azimute em torno do eixo longitudinal do furo de sondagem 110. A primeira fonte 105 pode ser arranjada acima ou abaixo da segunda fonte 115 no furo de sondagem 110. Os corpos de ferramenta 120 e 125 podem ser arranjados em uma ferramenta de perfilagem transportada (não mostrada) dentro do furo de sondagem 110.
[0022] Para uma dada orientação do azimute da primeira fonte 105 e da segunda fonte 115, o feixe gerado pela segunda fonte 115 e o feixe gerado pela primeira fonte 105 são configurados de maneira tal que os feixes convirjam e interceptem em uma zona de mistura 130 remota do furo de sondagem 110. Por uma combinação de dirigir independentemente os feixes e mudar a separação entre as fontes 105, 115, as zonas de mistura 130 movem-se no plano definido pelos feixes e o eixo do furo de sondagem longitudinal 150, controlando ainda o ângulo de intercepção. A distância das zonas de mistura 130 do furo de sondagem 110 pode mudar de perto da borda do furo de sondagem 110 a cerca de 300 metros adentro na formação rochosa subsuperficial em volta. A título de exemplo não limitante, a diferença de fase e/ou atrasos de tempo entre elementos adjacentes no arranjo de fonte referido no parágrafo [0008] podem ser modificados para focar a energia acústica dos feixes primários em uma zona de mistura particular.
[0023] As propriedades não lineares da terra no local entre as duas ondas resultam na geração de uma terceira onda elástica. A terceira onda elástica é um resultado de um processo de mistura de três ondas que ocorre em materiais não lineares, neste caso, formações rochosas. Neste processo, duas ondas não colineares convergentes de diferentes frequências, f1 e f2, também denominadas ondas primárias, se misturam para formar ondas adicionais nas frequências harmônica e intermodulação, f1 - f2, f1 + f2, 2 x f1 e 2 x f2, etc. A intensidade da terceira onda é função da não linearidade das rochas nas zonas de mistura. A título de exemplo não limitante, quando uma onda de compressão primária (P) com uma frequência f1 e uma onda de cisalhamento primária (SV) com uma frequência f2 se cruzam em um meio não linear, uma terceira onda de compressão (P) ou cisalhamento (SV) é gerada com uma frequência f1 - f2. Para descrição adicional, vide Johnson et al. (1987) e Johnson e Shankland (1989), que está por meio desta incorporado pela referência na sua íntegra.
[0024] Como discutido adicionalmente nos parágrafos [0031] e [0033] a seguir sob regras de seleção de propagação, o terceiro vetor de propagação de onda é coplanar com os vetores de propagação das duas ondas primárias. Certas combinações de ângulo de interseção, razão f1/f2 e razão de velocidade de compressão para cisalhamento resultam em uma terceira onda elástica com frequência f1 - f2 propagando em um ângulo específico em relação aos feixes primários de volta para o furo de sondagem 110.
[0025] O arranjo de sensor ou receptor 135 é arranjado em local específico no furo de sondagem 110 para detectar a terceira onda que retorna para o furo de sondagem 110. Em alguns aspectos da revelação, mostrado na figura, o arranjo de sensor 135 compreende mais de um sensor arranjados como um arranjo de sensores no corpo da ferramenta do sensor 140 e separados dos corpos de ferramenta 120 e 125. O sensor 135 é configurado para ser móvel independentemente dentro do furo de sondagem 110 ao longo do eixo longitudinal 150 do furo de sondagem 110. Em alguns aspectos, o corpo da ferramenta do sensor 140 é arranjado abaixo dos corpos de ferramenta 120 e 125 ou arranjados acima e abaixo dos corpos de ferramenta 120 e 125. Em alguns aspectos, o corpo da ferramenta do sensor 140 é conectada tanto em um quanto ambos corpos de ferramenta 120 e 125.
[0026] A terceira onda é detectada no furo de sondagem 110 pelo arranjo de sensor 135. A figura 2 mostra um arranjo similar à figura 1, em que o receptor 135 é substituído pelo geofone de três componentes 145 presos nas paredes do furo de sondagem. O sinal resultante é decomposto pelo processamento em sua inclinação e azimute a fim de aumentar a redundância do sistema pela determinação da direção da chegada da terceira onda.
[0027] Em alguns aspectos, um primeiro processador configurado para executar instruções legíveis por máquina (não mostradas) pode ser arranjado no furo de sondagem 110 para realizar várias tarefas de processamento, tal como controlar o disparo e compressão da fonte ou filtração dos dados registrados pelo arranjo de sensor 135. Um segundo processador configurado para executar instruções legíveis por máquina (não mostrado) pode ser arranjado fora do furo de sondagem 110 para assistir o primeiro processador ou realizar diferentes tarefas de processamento em relação ao primeiro processador. Por exemplo, o segundo processador pode realizar parte ou todas as atividades de processamento na criação de imagens tridimensionais. Um transmissor ou transceptor (não mostrado) pode ser arranjado no furo de sondagem 110 para transmitir dados furo acima através de um cabo de comunicação (não mostrado).
[0028] A uma dada profundidade ao longo do furo de sondagem de uma das fontes 105, 115, varrendo os feixes em inclinação em direção relativa constante para varrer espacialmente a zona de mistura em um plano que passa pelo eixo do furo de sondagem, girando as fontes azimutalmente para varrer rotacionalmente a região de mistura e mover todo o conjunto ao longo do furo de sondagem 110, resulta em varredura de um volume 3D das zonas de mistura em torno do furo de sondagem com relação a propriedades não lineares. Com as fontes 105, 115 e o arranjo de sensor 135 localizados em corpos de ferramenta independentes, alta redundância nos dados pode ser obtida e a profundidade de investigação pode ser variada. Desta maneira, um volume 3D das rochas em volta do furo de sondagem pode ser interrogado quanto às propriedades não lineares e uma imagem 3D de propriedades não lineares podem ser processadas e computadas a partir dos sinais retornados.
[0029] A figura 3 mostra um outro arranjo para criar imagens tridimensionais de propriedades não lineares em uma região remota de um furo de sondagem de acordo com vários aspectos da revelação. O arranjo da figura 3 é similar ao arranjo na figura 2, com a diferença básica sendo que as fontes são arranjadas no furo de sondagem 110 para produzir ondas elásticas, em vez de feixes dirigíveis. Com referência à figura 3, a primeira fonte 305 é arranjada no furo de sondagem 110 no primeiro corpo da ferramenta 320 para gerar uma primeira onda elástica de energia acústica a uma primeira frequência f1. A segunda fonte 315 é arranjada no furo de sondagem 110 em um segundo corpo da ferramenta 325 para gerar uma segunda onda elástica de energia acústica a uma segunda frequência f2. Primeira e segunda ondas elásticas produzidas pelas fontes 305, 315 são arranjadas para se interceptarem fora do furo de sondagem 110 em várias zonas de mistura 130. O receptor 145 é arranjado dentro do furo de sondagem 110 para receber uma terceira onda que é produzida nas zonas de mistura 130 pelo processo de mistura de três ondas supradiscutido, e discutido com detalhes a seguir. Uma vez que as ondas produzidas pelas fontes 305, 315 são essencialmente não direcionais, a mistura entre as ondas ocorre simultaneamente em toda a área de zonas de mistura 130, que também estende-se para fora do plano da figura, e o receptor 145 tende ter características direcionais. A título de exemplo não limitante, um arranjo de geofone de três componentes pode ser usado para este propósito. O sinal resultante é decomposto pelo processamento em múltiplos sinais de chegada em uma faixa de inclinações e azimutes e tempos de deslocamento. Dadas as localizações de fontes e dos receptores, os tempos e direções de deslocamento de cada chegada direcional decomposta, existe informação suficiente para aplicar as regras de seleção descritas a seguir nos parágrafos [0031] a [0033] para determinar uma zona de mistura exclusiva onde a terceira onda foi gerada. Este mapeamento exclusivo permite a construção de uma imagem tridimensional a partir das propriedades do sinal recebido.
[0030] A figura 4 mostra um método para criar imagens tridimensionais de propriedades não lineares e da razão de velocidade de compressão para cisalhamento em uma região remota de um furo de sondagem usando uma ferramenta de perfilagem transportada. O método começa em 405 onde uma primeira fonte é arranjada no furo de sondagem para gerar uma energia elástica de feixe orientado a uma primeira frequência e uma segunda fonte é arranjada no furo de sondagem para gerar um feixe orientado de energia elástica a uma segunda frequência. Os feixes dirigidos na primeira e segunda frequência são arranjados para se interceptarem em um local fora do furo de sondagem. Como tal, o segundo feixe é gerado no mesmo azimute do primeiro feixe, mas a uma inclinação diferente em relação ao eixo longitudinal do furo de sondagem. O método continua em 410 onde uma terceira onda elástica é recebida no furo de sondagem por um arranjo de sensor. Como anteriormente discutido, a terceira onda elástica é criada por um processo de mistura de três ondas, com uma frequência igual à diferença entre a primeira e segunda frequências e uma direção de propagação no sentido do furo de sondagem. Em 415, uma localização de mistura de três ondas fora do furo de sondagem é determinada a partir do arranjo da primeira e segunda fontes e propriedades da terceira onda, pelo recurso pelas regras de seleção discutidas a seguir nos parágrafos [0031] a [0033]. Em 420, são criadas imagens tridimensionais das propriedades não lineares usando dados registrados repetindo-se a geração da etapa 405, a recepção da etapa 410 e a determinação da etapa 415 em uma pluralidade de azimutes, inclinações e localizações longitudinais dentro do furo de sondagem. Em casos de interação compressão-cisalhamento, os sinais recebidos são analisados na etapa 425 para a razão de velocidade de compressão; cisalhamento (Vp; Vs) de acordo com o parágrafo [0038]. Em 320, as propriedades não lineares são transformadas em propriedades físicas do reservatório, tais como saturação de fluido, tensão efetiva, densidade de fratura e mineralogia.
[0031] Em alguns aspectos da presente revelação, a primeira e segunda fontes podem ser fontes de feixe, ou de onda cilíndrica ou esférica, e o arranjo de sensor pode ser qualquer combinação de sensores de um único componente não direcional e geofones de três componentes. Permutações alternativas das partes componentes oferecem diferentes graus de redundância no processamento de sinal e formação de imagem.
[0032] Demonstrações experimentais de mistura não linear de duas ondas acústicas em sólido foram reportadas, por exemplo, por Rollins, Taylor e Todd (1964), Johnson et al. (1987) e Johnson e Shankland (1989), que estão por meio desta aqui incorporados nas suas íntegras pela referência. Em um caso especial onde uma onda de compressão primária (P) com uma frequência f1 e uma onda de cisalhamento primária (S) com uma frequência f2 se cruzam, em um meio não linear, uma terceira onda P ou S é gerada com a frequência f1 - f2. Se as ondas P e S primárias forem feixes com vetores de onda k1 e k2, respectivamente, e a propriedade da formação não linear for uniforme, a cinemática de interação de onda exige que a terceira onda resultante seja uma onda plana com vetor de onda k3 que obedece a regra de seleção k1 = k2 = k3. A regra de seleção impõe uma restrição muito rigorosa nos ângulos de cruzamento permissíveis para as ondas primárias e uma direção de propagação específica da terceira onda. A teoria cinemática geral para mistura não linear de duas ondas planas lineares e as regras de seleção e respostas de amplitude têm contribuições de Jones e Kobett (1963), Rollins, Taylor et al. (1964) e posteriormente de Korneev, Nihei e Myer (1998), todos os quais estão aqui incorporados pela referência nas suas íntegras, que também fornece relacionamentos específicos entre parâmetros não lineares do meio de mistura e a intensidade do sinal de mistura não linear. Por exemplo, a equação 53 e 54 de Korneev, Nihei e Myer mostram que a intensidade da mistura de ondas planas P e SV (cisalhamento verticalmente polarizado) é proporcional a uma combinação específica de parâmetros não lineares das rochas.
[0033] As regras de seleção de Korneev, Nihei e Myer que governam a interação não linear de duas ondas planas elásticas pode ser usada como uma diretriz para a interação de dois feixes elásticos. Essas regras de seleção de ondas plana ditam que as seguintes seis internações não lineares seguintes produzem ondas retrodispersas.
[0034] Tabela 1 - Regras de seleção que governam interação não linear de duas ondas planas elásticas. Nesta tabela, e em qualquer lugar neste documento, f1 é maior que f2.
[0035] As figuras 5a, 5b e 5c mostram uma simulação numérica de regra de seleção 1 da tabela 1 quando duas ondas primárias são feixes de uma interação feixe-feixe. Um feixe de compressão de 25 kHz, mostrado na figura 5a, e um feixe de cisalhamento de 18 kHz, mostrado na figura 5b, se misturam para formar um terceiro feixe, mostrado na figura 5c, com frequência de 7 kHz = 25 kHz - 18 kHz. Neste exemplo, de acordo com as previsões de onda planas de Korneev, Nihei e Myer, um terceiro feixe P retropropagando com frequência (f1 - f2) em um ângulo de 133 o com a onda P(f1) é gerada por mistura não linear na região onde os feixes P(f1) e SV(f2) se sobrepõem.
[0036] A cinemática de interações não lineares de feixes resulta na geração de combinações específicas de vetores e frequências de ondas. A terceira onda retorna a um tempo de deslocamento específico, com frequências específicas f3 e vetores de onda k3, tal como f3 = f1 - f2 e k3 = k1 - k2. Para uma combinação de f1, f2, k2 e k3, existe um vetor de onda de propagação bem definido k3 da terceira onda no mesmo plano, definido por k1 e k2. Existe uma correspondência direta entre o sinal detectado em uma posição do receptor particular e a localização onde a mistura não linear de duas ondas primárias k1 e k2 ocorre. A intensidade de sinal do receptor seria proporcional à intensidade da não linearidade das rochas na zona de mistura, entre outros fatores, e atingem um máximo para um receptor disposto no vetor k3. Portanto, a intensidade do sinal nos receptores pode ser mapeada geometricamente na não linearidade das rochas ao longo da trajetória de feixe indicada pela figura 1.
[0037] A teoria geométrica de propagação de onda indica que o feixe gerado em cada zona de interação chegaria no furo de sondagem em um receptor específico definido pela geometria dos três vetores de onda k1, k2 e k3, depois de um atraso de tempo específico. A intensidade do sinal de retorno em um local específico no furo de sondagem em um tempo particular depende do grau de não linearidade do local da interação e, consequentemente, uma imagem de tempo da intensidade relativa das propriedades não lineares das rochas ao longo do feixe pode ser construída. A magnitude da amplitude de um sinal retornado nos receptores é em si indicativa de certas propriedades petrofísicas da zona de mistura. Se o feixe e a onda plana forem varridas no azimute e inclinação, preservando ainda o ângulo de convergência necessário, uma imagem 3D circunferencial e radial localizada de propriedades não lineares de rochas em volta de o furo de sondagem pode ser obtida. Movendo-se todo o conjunto para cima e para baixo no furo de sondagem, repetidas imagens 3D de propriedades não lineares de rochas em volta de o furo de sondagem são obtidas. Fazendo pilhas ponderadas dessas imagens repetidas, uma imagem final de propriedades não lineares de rochas em volta de todo o furo de sondagem pode ser construída por meio de processamento de computador subsequente. Além do mais, se as fontes e receptores forem parte de três corpos de ferramenta, uma ou duas podem mover-se enquanto a terceira é fixa (por exemplo, as fontes são fixas enquanto o corpo da ferramenta do receptor move-se para cima e para baixo). Alternativamente, diversas descidas no poço podem ser feitas com diferentes espaçamentos entre os corpos de ferramenta.
[0038] Para mistura não linear entre um feixe elástico e um feixe mais amplo (onda quase plana), a regra de seleção é relaxada. As terceiras ondas de frequência f1 - f2, centralizadas em torno do vetor de onda k3 = k1 - k2, são geradas continuamente ao longo do feixe primário se a largura do feixe for cerca de dez comprimentos de onda da terceira onda. A intensidade de sinal resultante para f3 - f1 - f2 é função das propriedades não lineares médias da região de mistura, a razão média da velocidade de propagação f1 e da velocidade média para propagação f2 (notando que f1 e f2 pode ser de compressão ou cisalhamento), do volume da zona de mistura e da geometria da mistura. Esta função pode ser computada para vários modos de mistura. Por exemplo, a intensidade de sinal para um modo de mistura importante particular tal como a onda de compressão P para f1 e SV para f2 é dada por:
onde U é a amplitude de deslocamento da terceira onda recebida no furo de sondagem, A1 é a polarização longitudinal da onda de compressão e B2 é a polarização transversal da onda de cisalhamento, é função dos parâmetros A, B e C de Landau e Lifschitz representando a não linearidade das rochas na zona de mistura. v é o volume da zona de mistura, r é a distância da zona de mistura até o receptor. F é o fator de forma geométrica de ordem 1 que depende da geometria dos feixes incidentes e pode ser computado numericamente a partir da teoria de Korneev, Hihei, Myers para a geometria particular. é um fator de forma da regra de seleção que é uma função numericamente computável dos vetores de onda k1, k2 e k3 e é somente significante se a geometria da interação honrar as regras de seleção. O subscrito PSvP na fórmula refere-se à interação de compressão-cisalhamento que gera uma onda de compressão.
[0039] De acordo com certos aspectos desta revelação, uma imagem da razão de velocidade de compressão para cisalhamento pode ser construída da seguinte maneira. Quando uma das fontes gera uma onda de compressão (onda P) com frequência f1 e a outra fonte gera uma onda SV com frequência f2 e ambas ondas são direcionadas para um volume de mistura específico, a direção de propagação da terceira onda de compressão (onda P) com frequência de diferença f3 = f1 - f2 é controlada pela média in situ da razão Vp/Vs da rocha na zona de mistura, governada pelas regras de seleção, conhecidas na figura 6. A partir das medições do sinal no arranjo de receptor de três componentes 145 na figura 2 ou figura 3, a direção desta terceira onda pode ser determinada e, dessa forma, a Vp/Vs in situ da zona de mistura pode ser computada. Se o feixe e a onda plana forem varridas em azimute e inclinação, preservando ainda o ângulo de convergência necessário, uma imagem 3D circunferencial e radial localizada de razão Vp/Vs in situ envolvendo o furo de sondagem pode ser obtida. Movendo-se todo o conjunto para cima e para baixo no furo de sondagem, imagens 3D repetidas de Vp/Vs in situ de rochas em volta do furo de sondagem podem ser obtidas. Fazendo a pilha ponderada dessas imagens repetidas, uma imagem final de Vp/Vs in situ de rochas em volta de todo o furo de sondagem pode ser construída através de processamento de computador subsequente. Alternativamente, diversas descidas no poço podem ser feitas com diferentes espaçamentos fixos entre os corpos de ferramenta.
[0040] Em alguns aspectos desta revelação, uma determinação alternativa da razão Vp/Vs é conseguida por meio da varredura da razão das frequências f1 a f2 dos feixes primários. A figura 6 ilustra a geometria da interação de dois feixes tais como aqueles gerados na configuração da figura 1, que pode ser analisada usando a matemática vetorial e trigonometria supradescritas nos parágrafos [0031] a [0034]. Os comprimentos k1 e k2 dos vetores k1 e k2 são definidos pela razão de suas frequências e velocidades correspondentes. Como mostrado na figura 6, o ângulo de retorno é função de f1/f2, razão Vp/Vs e o ângulo de interseção dos dois feixes primários. Além do mais, as regras de seleção física permitem a geração de uma terceira onda somente em combinações específicas de f1/f2, razão Vp/Vs e ângulo de intercepção , tal como o exemplo ilustrado na figura 5.
[0041] Usando o símbolo r para a razão Vp/Vs e os termos definidos na figura 6, a magnitude k3 do vetor k3 é dada pela soma vetorial de k1 e -k2, ou seja
e também pela regra do cosseno que declara 
Combinando as duas equações, usando f1/Vp em substituição a K1 e f2/Vs em substituição a k2, leva a uma declaração das condições geométricas impostas pelas regras de seleção. A equação quadrática 
pode ser solucionada para r, a razão Vp/Vs e a zona de mistura. Isto leva a um método alternativo não limitante para medir a razão Vp/Vs in situ de uma região de mistura particular pela sequência seguinte: a) registrar um perfil de forma de onda sônica padrão para determinar Vp e Vs próximos da perfuração do poço para adquirir dados para estimar as diferenças de fase entre elementos adjacentes em um arranjo de fonte em fase para direcionar os feixes no ângulo de convergência aproximado para a geometria da medição planejada; b) direcionar as fontes P e SV para convergir a um ângulo controlado e misturar em uma região particular no espaço em volta do furo de sondagem; c) variar f2 durante mistura de f1 e medir a amplitude do sinal recebido na frequência da diferença f1 - f2 nos sensores do furo de sondagem; d) identificar a frequência na qual o sinal de cada receptor no arranjo atinge uma intensidade de amplitude máxima; e c) determinar ângulos e a partir da geometria das fontes e receptores. Varrendo os feixes em inclinação, rotação e azimute, e movendo todo o conjunto para cima e para baixo no furo de sondagem e repetindo o procedimento anterior, a razão Vp/Vs de um volume 3D em torno do furo de sondagem é interrogada e assim imagens 3D da razão Vp/Vs in situ de rochas em volta do furo de sondagem podem ser obtidas.
[0042] Os métodos supradescritos oferecem uma propriedade vantajosa em que a diferença de frequência f1 - f2 é muito específica, permitindo análise espectral para melhorar a razão sinal para ruído das medições. Além disso, se ambas frequências f1 e f2 forem simultaneamente variadas instantaneamente proporcionalmente, o sinal de frequência da diferença resultante f1 - f2 também seria um sinal desviadas na frequência bem definido. O código de variação de tempo pode incluir uma ou mais de uma variação na amplitude, uma variação na frequência e/ou uma variação na fase do primeiro. do segundo ou tanto do primeiro quanto do segundo feixes ou ondas. A terceira onda de diferença pode ser banda larga, se uma das frequências primárias for varrida através de uma faixa de frequências, enquanto a razão de frequências é fixa. Assim, o terceiro feixe resultante f2 - f1 será varrido em uma ampla faixa de frequências, preservando ainda a mesma direção. Isto permite melhoria na razão sinal para ruído pela autocorrelação padrão do sinal desviadas na frequência ou codificado.
[0043] Uma vez que o vetor de onda k3 = k1 - k2 é bem definido, a discriminação sinal para ruído da terceira onda registrada dos receptores 135 pode ser melhorada ainda mais empregando receptores de três componentes no furo de sondagem. Os sinais dos três componentes podem ser sintonizados na diretividade específica por uma técnica, tal como análise de holograma.
[0044] Em alguns aspectos da presente revelação, a razão sinal para ruído pode ser melhorada repetindo-se as etapas anteriores com uma polaridade inversa (180 graus fora de fase) e adicionando os resultados. O sinal de frequência da diferença de retorno adicionará coerentemente já que sua amplitude é proporcional ao produto das amplitudes das duas ondas primárias e, portanto, não inverterá a polaridade quando a polaridade da fonte primária for invertida, enquanto qualquer ruído linear gerado pelas ondas primárias no sistema inverterá a polaridade e se anulará mediante adição.
[0045] Métodos alternativos podem ser concebidos com várias combinações não exclusivas de feixes e ondas. A título de exemplo não limitante, um método para gerar imagens por processamento por computador de sinais acústicos e sísmicos inclui as seguintes etapas. Primeiro, realizar análise espectral do conteúdo de frequência da terceira onda registrada e regras de seleção aplicáveis do sinal de frequência da diferença a fim de isolar o terceiro sinal de onda gerado pelo processo de mistura não linear. No caso em que os sensores incluem geofones de três componentes, determinar a direção da terceira onda que colide no furo de sondagem usando técnicas de orientação. O método continua pela análise da amplitude da terceira onda registrada em função das razões de frequência das ondas de mistura primárias e determinação da localização da mistura onde os sinais da terceira onda originados das regras de seleção de mistura não colinear em mídia não linear, os números de onda do primeiro e segundo feixes e da terceira onda e das localizações das duas fontes de onda e do arranjo de sensor. O método continua construindo-se sismogramas determinados por correlação cruzada dos sinais recebidos com sinais do transmissor desviadas na frequência para cada combinação fonte-receptor. O método continua realizando-se formação de imagem de tempo ou profundidade tridimensional em todo o conjunto de dados, a fim de obter imagens tridimensionais das propriedades não lineares da formação em volta de um furo de sondagem tanto no tempo e distância, quanto em ambos. Os métodos para gerar imagens a partir de sismogramas são conhecidos, por exemplo, Hill, et al., que está por meio deste incorporado pela referência, forneceram a metodologia geral para o caso especial de formação de imagem a partir de feixes.
[0046] Um outro método de formação de imagem alternativo não limitante está ilustrado na figura 7, que mostra o caso de interações de um feixe estreito 705 e um amplo (largo) 710. Dado um modelo de fundo suave de Vp e Vs do volume investigado, a aplicação das regras de seleção permite o mapeamento geométrico da energia detectada em um local do receptor 735 nas zonas de mistura 730 ao longo do feixe estreito. Uma imagem de tempo da propriedade não linear pode assim ser construída ao longo do feixe estreito. Girando no azimute e movendo o conjunto ao longo do furo de sondagem, pode-se construir uma imagem de tempo tridimensional de um volume centralizado no furo de sondagem. Sucessivas repetições da medição em diferentes inclinações de feixe, e alterando a razão de frequência f2/f1 , produz-se uma série de imagens de tempo tridimensionais. Esta redundância na formação de imagem permite o refino adicional do modelo de fundo liso e uma imagem espacial tridimensional.
[0047] Parâmetros não lineares de rochas foram considerados relacionados com inúmeros parâmetros de reservatórios de hidrocarbonetos importantes, tais como variações com saturação de gás, óleo e água, tensão efetiva, densidade de fratura e conteúdo minerológico. Por exemplo, vide Ostrovsky e Johnson 2001, que está por meio desta incorporado pela referência. Em certos aspectos desta revelação, as imagens 3D de propriedades não lineares construídas por este método são transformadas para fornecer informação quantitativa sobre a distribuição dessas propriedades em torno do furo de sondagem no momento do registro. Além do mais, repetições sequenciais deste método são usadas para detectar mudanças nas propriedades do reservatório com o tempo com propósitos de monitoramento do reservatório.
[0048] Os registros de formas de onda recebidas são processados para gerar uma imagem de características não lineares da formação. A diretividade do feixe e o tempo de vôo podem fixar as localizações onde ondas dispersas são geradas, distinguindo este dispositivo de técnicas de formação de imagem sônico normais usando fontes monopolar e dipolar não direcionais convencionais.
[0049] Embora a invenção tenha sido descrita com detalhes com o propósito de ilustração com base no que atualmente são consideradas as modalidades mais práticas e preferidas, deve-se entender que tal detalhe é somente com esse propósito, e que a invenção não está limitada às modalidades reveladas, mas, ao contrário, pretende-se cobrir modificações e arranjos equivalentes que estão dentro do espírito e escopo das reivindicações anexas. Como um exemplo adicional, deve- se entender que a presente invenção contempla, até o ponto possível, que um ou mais recursos de qualquer modalidade podem ser combinados com um ou mais recursos de qualquer outra modalidade.
Claims (15)
1. Aparelho para estimar a razão Vp/Vs de um furo de sondagem (110) usando uma ferramenta de perfilagem transportada, caracterizadopelo fato de que o aparelho compreende: uma primeira fonte (305) arranjada no furo de sondagem (110) e configurada para gerar energia elástica a uma primeira frequência; uma segunda fonte (315) arranjada no furo de sondagem e configurada para gerar energia elástica a uma segunda frequência, em que a energia na primeira frequência e na segunda frequência se cruzam em uma localização distante do furo de sondagem (110); um arranjo de sensor (145) configurado para receber uma terceira onda elástica sendo criada por um processo de mistura não linear da energia elástica na primeira frequência e da energia elástica na segunda frequência em uma zona de mistura (130) não linear, a terceira onda elástica tendo uma frequência igual a uma diferença entre as primeira e segunda frequências e uma direção de propagação no sentido do furo de sondagem (110); e um processador arranjado para identificar uma localização da zona de mistura (130) com base no arranjo das primeira e segunda fontes (305, 315), a direção da terceira onda e as regras de seleção governando a mistura não colinear em meio acusticamente não linear, e estimar a razão Vp/Vs com base, em parte, na terceira onda elástica recebida e no arranjo da primeira e segunda fontes (305, 315).
2. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de que o processador é ainda arranjado para criar imagens tridimensionais da razão Vp/Vs usando dados registrados, repetindo a geração, recepção e identificação em uma pluralidade de azimutes, inclinações e localizações longitudinais dentro do furo de sondagem (110).
3. Aparelho, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizadopelo fato de que a primeira fonte (305) e a segunda fonte (315) são configuradas para gerar energia elástica selecionada do grupo que consiste em: feixes dirigíveis, ondas com direcionalidade limitada, e combinações destes.
4. Aparelho, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a primeira fonte (305), a segunda fonte (315) e o arranjo de sensor (145) são arranjados tanto em um corpo de ferramenta comum quanto em corpos de ferramenta separados.
5. Aparelho, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que a primeira fonte (305) e a segunda fonte (315), e o arranjo de sensor (145), são arranjados em corpos de ferramenta separados e os corpos de ferramenta separados podem ser movimentados independentemente ao longo de um eixo longitudinal do furo de sondagem (110).
6. Aparelho, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que compreende energia concentrada da onda na primeira frequência e/ou da onda na segunda frequência em um azimute e inclinação selecionados, em relação a um eixo longitudinal do furo de sondagem (110).
7. Aparelho, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo fato de que a onda é gerada na segunda frequência em uma faixa de frequências f2 da forma f2 = α f1, e variando os valores de α.
8. Aparelho, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que a concentração de energia da onda na segunda frequência a um azimute e inclinação selecionados, em relação a um eixo longitudinal do furo de sondagem (110), e a geração da onda na segunda frequência em uma faixa de frequências f2 da forma f2 = α f1, e a varredura valores de α depois de girar a segunda fonte (315) para um azimute selecionado com relação a um eixo longitudinal do furo de sondagem (110) são repetidas.
9. Aparelho, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que a concentração de energia da onda na segunda frequência a um azimute e inclinação selecionados, em relação a um eixo longitudinal do furo de sondagem (110), e a geração da onda na segunda frequência em uma faixa de frequências f2 da forma f2 = α f1, e a varredura valores de α depois de girar a segunda fonte (315) para um azimute selecionado com relação a um eixo longitudinal do furo de sondagem (110), depois de movimentar as fontes (305, 315) e/ou o arranjo de sensor (145) ao longo de um eixo longitudinal do furo de sondagem (110), são repetidas.
10. Aparelho, de acordo com qualquer uma das reivindicações 6 a 9, caracterizado pelo fato de que, com polaridade inversa, a concentração de energia da onda na segunda frequência a um azimute e inclinação selecionados, em relação a um eixo longitudinal do furo de sondagem (110), e a geração da onda na segunda frequência em uma faixa de frequências f2 da forma f2 = α f1, e a varredura valores de α depois de girar a segunda fonte (315) para um azimute selecionado com relação a um eixo longitudinal do furo de sondagem (110), depois de movimentar as fontes (305, 315) e/ou o arranjo de sensor (145) ao longo de um eixo longitudinal do furo de sondagem (110), são repetidas.
11. Aparelho, de acordo com qualquer uma das reivindicações 6 a 10, caracterizado pelo fato de que uma pluralidade de varreduras radiais é obtida alterando um espaçamento entre as fontes (305, 315).
12. Aparelho, de acordo com qualquer uma das reivindicações 6 a 11, caracterizado pelo fato de que cada ou ambas a primeira e segunda ondas são ou desviadas ou codificadas ou ambos desviadas e codificadas.
13. Aparelho, de acordo com qualquer uma das reivindicações 6 a 12, caracterizado pelo fato de que tanto a primeira ou a segunda onda é modulada, e a modulação é selecionada do grupo consistindo em amplitude, fase, período e qualquer combinação destes.
14. Aparelho, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 13, caracterizado pelo fato de que o processador é adicionalmente configurado e arranjado para identificar uma frequência na qual o sinal recebido atinge uma intensidade de máxima amplitude para cada receptor no arranjo de sensor (145) e medir a razão Vp/Vs in situ para a região de mistura particular distante do furo de sondagem (110), determinando o ângulo de interseção dos feixes da primeira frequência e dos feixes na segunda frequência e um ângulo de retorno da terceira onda elástica a partir da geometria da primeira e da segunda fontes (305, 315), o arranjo de sensor (145) e as regras de seleção governando as propriedades de mistura não lineares e não colineares.
15. Método para estimar razão de velocidade de compressão para cisalhamento (Vp/Vs) em uma região remota de um furo de sondagem (110) usando uma ferramenta de perfilagem transportada, caracterizado pelo fato de que compreende: arranjar uma primeira fonte (305) no furo de sondagem (110) e gerar energia elástica a uma primeira frequência; arranjar uma segunda fonte (315) no furo de sondagem (110) e gerar energia elástica de cisalhamento a uma segunda frequência, em que a energia elástica na primeira e na segunda frequência se cruzam em uma zona de mistura localizada distante do furo de sondagem (110) ; receber, por meio de um arranjo de sensores (145), no furo de sondagem (110), uma terceira onda elástica, criada por um processo de mistura não colinear de três ondas em uma zona de mistura (130) não linear, com uma frequência igual à diferença entre a primeira e segunda frequências e uma direção de propagação no sentido do furo de sondagem (110); identificar uma localização da zona de mistura (130) de três ondas com base no arranjo da primeira e da segunda fontes (305, 315), a direção da terceira onda e as regras de seleção governando a mistura não colinear em meio acusticamente não linear; e estimar a razão Vp/Vs usando dados registrados, repetindo-se a geração, recepção e identificação em uma pluralidade de azimutes, inclinações e localizações longitudinais da primeira fonte (305), da segunda fonte (315) ou ambas dentro do furo de sondagem (110).
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