CN102395903B - 估算远离井眼区域中纵横波速度比(Vp/Vs)的系统和方法 - Google Patents

Abstract

在本公开的某些方面，公开了使用传送的测井工具产生在远离井眼的区域中非线性特征和纵横波速度比的三维图像的方法。在某些方面，所述方法包括在井眼中安置第一震源并以第一频率产生弹性能量的受控波束；在井眼中安置第二震源并以第二频率产生弹性能量的可控波束，以使得第一频率的可控波束和第二频率的可控波束在离开井眼的位置交叉；在井眼以传感器接收第三弹性波，它由三种波混合过程产生，频率等于第一频率与第二频率之间的差并且传播方向朝着井眼；根据第一震源和第二震源的布局以及第三波信号的性质确定三种波混合区域的位置；以及使用在井眼内的多个方位角、倾角和纵向位置重复产生、接收和确定所记录的数据来产生非线性性质的三维图像。本方法另外用于产生井眼周围同一体积纵横波声速比的三维图像。

Description

估算远离井眼区域中纵横波速度比(Vp/Vs)的系统和方法

相关申请的交叉引用 

本申请要求2010年5月11日提交的美国专利申请序列号12/463,796的利益，该美国专利申请要求2009年4月16日提交的61/170,070号美国临时专利申请的优先权，二者的全部内容都在此引用作为参考，根据35U.S.C.§119(e)。 

政府权利 

本发明根据美国能源部签订的合作研究和开发协议(CRADA)合同号DE-AC52-06NA25396在政府支持下得以进行。政府可以享有本发明的某些权利。 

技术领域

一般来说，本发明涉及岩层的地震探询，更确切地说，涉及使用被配置为提供弹性能量的井眼中震源组合产生在远离井眼的区域中非线性性质和纵横波速度比的三维图像，以及接收并分析由三种波混合过程形成的合成第三波动。 

背景技术

地下特征的声波探询往往受限于实际震源的尺寸和功率，实践中，井下声波换能器的输出受限于测井电缆的功率传输能力。高频信号具有相对短的穿透距离，而低频信号通常要求大震源，卡在井壁上，以使传递到地层的能量最大而井眼内的有害信号最小。当前，声波测井工具被设计为以井眼中的声波震源检测沿着井壁传播或者由井眼周围岩层线性性质的不均匀性散射的返回声波。Leggett，III等人的7,301,852号美国专利公开了随钻测井工具，被设计为检测岩层的边 界，以从井眼发射的两个声波震源阵列，由声波信号交叉位置处岩石的假设的非线性混合产生第三波。这第三波被地下性质的不均匀性散射，而散射的信号由测井工具中的传感器检测。震源阵列仅仅被公开为是定向的而没有任何进一步的说明。 

虽然已经作出了从井眼描述勘探油气区域中地层的非线性特征的尝试，但是每种尝试都有其自身的限制。例如，由D’Angelo等人的5,521,882号美国专利公开的声波工具被设计为以压力接收器记录非线性波，该非线性波有限穿透到周围岩层中地沿着井壁传播并折射回井眼流体中。Khan的6,175,536号美国专利公开的方法根据从一个井眼发射到地层之中而在第二个井眼接收的地震信号的频谱分析来估计地层的非线性程度。按照这些早先的尝试，需要某种装置和方法在远离井眼的区域中产生非线性性质的三维图像。 

发明内容

根据本公开的某些方面，公开了使用传送的测井工具产生在远离井眼的区域中非线性性质三维图像的方法。所述方法包括以特定的空间配置在井眼中安置第一震源，并且以第一频率产生弹性能量的可控初级波束；在井眼中安置第二震源，并且以第二频率产生弹性能量的可控初级波束，以使得两束可控波束在离开井眼的位置交叉；由传感器阵列在井眼处接收第三弹性波至，该第三弹性波由岩层中的三种波混合过程产生，频率等于第一与第二初级频率之间的差，以特定方向传播回井眼；根据第一震源和第二震源的布局以及第三波信号的性质定位三种波混合区域；以及使用在井眼内的多个方位角、倾角和纵向位置重复产生、接收和定位步骤所记录的数据来产生非线性性质的三维图像。 

根据本公开的某些方面，公开了使用传送的测井工具产生在远离井眼的区域中非线性性质三维图像的方法。所述方法包括以特定的空间配置在井眼中安置第一震源，并且以第一频率产生弹性能量的初级波束；在井眼中安置第二震源，并且以第二频率产生弹性能量的初级 波束；由井眼处的三分量传感器阵列接收由三种波混合过程产生的第三弹性波至，该第三弹性波的频率等于第一与第二初级频率之间的差，传播回井眼；根据传感器阵列接收的信号确定第三波的传播方向；根据第一震源和第二震源的布局以及第三波的传播方向对三种波混合区域的位置进行成像；以及使用在井眼内的多个方位角、倾角和纵向位置重复产生、接收、确定和成像步骤所记录的数据来产生非线性性质的三维图像。 

根据本公开的某些方面，公开了使用传送的测井工具产生在远离井眼的区域中非线性性质三维图像的进一步方法。这些进一步方法共享井眼中两个震源和传感器阵列的共同配置，但是差异在于所述震源的一个或另一个可以产生弹性能量的可控波束或波，并且阵列中的传感器单元可以是非方向性的和三分量设备的组合。所述方法包括以特定的空间配置在井眼中安置第一震源，并且或者以第一频率产生弹性能量的可控初级波束，或者以第一频率产生弹性能量的初级波；在井眼中安置第二震源，并且或者以第二频率产生弹性能量的可控初级波束，或者以第二频率产生弹性能量的初级波，使得来自两个震源的能量在离开井眼的位置混合；由传感器阵列在井眼处接收第三弹性波的直接波至，该第三弹性波由三种波混合过程产生，频率等于第一与第二初级频率之间的差，以特定方向传播回井眼；根据第一震源和第二震源的布局以及第三波信号的性质定位三种波混合区域；以及使用在井眼内的多个方位角、倾角和纵向位置重复产生、接收和定位步骤所记录的数据来产生非线性性质的三维图像。 

根据本公开的某些方面，使用地层非线性与所述性质之间的适当关系，将井眼周围地层的非线性性质的三维图像变换为储集层性质。图像可以是测井之时的性质，也可以表示由时间流逝所分离的两次测井作业之间的变化。 

根据本公开的某些方面，公开了产生井眼周围岩石纵横波声速比的三维图像的方法。这些方法是以上在段落[0005]至[0008]中讨论的产生非线性性质的三维图像的方法的变形。 

根据本公开的某些方面，公开了使用传送的测井工具产生远离井眼的岩层非线性性质和纵横波速度比三维图像的装置。所述装置包括第一震源，被安置在井眼中并且被配置为以第一频率产生弹性能量的可控波束或波；第二震源，被安置在井眼中并且被配置为以第二频率产生弹性能量的可控波束或波，以使得以第一频率和第二频率的波束或波在离开井眼的位置交叉；以及非方向性的或三分量传感器阵列，被配置为接收第三弹性波，如果受关注区域的非线性性质引起由三种波混合过程产生第三弹性波，该第三弹性波具有的频率等于第一和第二频率的差，以特定方向传播回并眼；第一处理器，被安置在井眼中以控制震源激发和第三弹性波的记录；被配置为经由测井工具的测井电缆向井口上发送数据的设备；以及第二处理器，被设置为部分地根据所接收的第三波的性质以及第一震源和第二震源的布局来产生三维图像。 

在参考附图考虑了以下的说明和附带的权利要求书后，本发明的这些和其他目的、特点和特征，以及相关结构要素和部件组合的操作方法和功能，制造的技艺，将变得更加显而易见，全部附图形成了本说明书的一部分，其中相同的附图标记指定不同图中的对应部件。不过应当清楚地理解，所述附图仅仅是为了展示和说明的目的，不作为本发明若干限制的定义。说明书和附带的权利要求书中所用的单数形式“某”和“所述”包括多数引用，除非上下文明确地指示并非如此。 

附图说明

图1显示了根据本公开的多个方面产生在远离井眼的区域中非线性性质三维图像的配置； 

图2显示了根据本公开的若干方面产生在远离井眼的区域中非线性性质三维图像的配置； 

图3显示了根据本公开的若干方面产生在远离井眼的区域中非线性性质三维图像的配置； 

图4显示了根据本公开的多个方面产生在远离井眼的区域中非线 性性质三维图像的流程图； 

图5a、5b和5c显示了当两种初至波都是射束时用于表1射束-射束交互作用的选择规则1的数值模拟； 

图6展示了通过由非线性混合选择规则所支配的两种初至声波的非线性混合，而产生差频第三波的几何图形； 

图7显示了本公开的若干方面在使用射束和宽束或者平面波进行成像中的应用。 

具体实施方式

图1显示了根据本公开的多个方面产生在远离井眼的区域中非线性性质和纵横波速度比的三维图像的几种可能配置之一。第一震源105被安置在井眼110中，以第一频率f₁产生可控的初级波束声波能量。第二震源115也被安置在井眼110中，以第二频率f₂产生可控的初级波束声波能量。作为非限制实例，第一震源105和第二震源115都可以是相控震源阵列并可以被配置为产生或是纵向的或是横向的可控射束。 

如图1所示，第一震源105被安置在第一工具体120上，而第二震源115被安置在第二工具体125上。不过，本公开不限于此，因为第一工具体120和第二工具体125也可以一起被安置在公用工具体(未显示)上。工具体120和125被安置为在井眼110内以至少两个自由度独立地可移动，包括沿着井眼110的纵轴150的平移和围绕着井眼110的纵轴以方位角旋转。第一震源105在井眼110中可以安置在第二震源115之上或之下。工具体120和125可以安置在井眼110内的传送的测井工具(未显示)上。 

对于第一震源105和第二震源115的给定方位角方向，由第二震源115产生的射束和由第一震源105产生的射束被配置为使得这些射束在远离井眼110的混合区域130中会聚和交叉。通过将这些独立控制的射束进行组合以及改变震源105、115之间的距离，混合区域130在由这些射束和井眼纵轴150所定义的平面中移动，同时控制交叉角 度。混合区域130离井眼110的距离能够是从靠近井眼110的边缘到进入周围地下岩层大约300米的范围。作为非限制实例，可以修改在段落[0018]引用的震源阵列中邻近元件之间的相位差和/或时间延迟，以便在特定混合区域使初级波束的声波能量聚焦。 

在两种波之间位置处的大地非线性性质导致了第三弹性波的生成。第三弹性波是发生在非线性材料(在这种情况下，岩层)中三种波混合的结果。在这个过程中，不同频率f₁和f₂上的两种会聚的非共线波也被称为初至波进行混合，在调谐和互调频率f₁-f₂、f₁+f₂、2×f₁和2×f₂等形成另外的波。第三波的强度是混合区域中岩石非线性的函数。作为非限制实例，当频率为f₁的初至纵(P)波与频率为f₂的初至横(SV)波在非线性介质中交叉时，便产生了频率为f₁-f₂的第三纵(P)或横(SV)波。对于进一步的说明，见Johnson等人(1987)和Johnson与Shankland(1989)的文章，其全部内容在此引用作为参考。 

正如以下在段落[0031]和[0033]中的进一步讨论，按照传播选择规则，第三波的传播矢量是与这两种初至波的传播矢量的共平面。交叉角、f₁/f₂比值以及纵横波速度比的某些组合产生了频率为f₁-f₂的第三弹性波，以相对于初级波束的特定夹角传播回井眼110。 

传感器或接收器阵列135被安置在井眼110中的特定位置以检测返回到井眼110的第三波。在本公开的某些方面，如图中所示，传感器阵列135包括不止一个传感器，被安置为传感器工具体140上的传感器阵列，并与工具体120和125分离。传感器135被配置为可以在井眼110内沿着井眼110的纵轴150独立地移动。在某些方面，传感器工具体140被安置为低于工具体120和125或者被安置为高于和低于工具体120和125。在某些方面，传感器工具体140被连接到工具体120和125中的一个或二者。 

第三波由传感器阵列135在井眼110处检测到。图2显示了类似于图1的装置，其中接收器135被卡在井壁的三分量地音探听器145取代。结果信号通过处理被分解为其倾角和方位角以便通过确定入射 的第三波到达的方向，来向系统增添冗余。 

在某些方面，被配置为执行机器可读指令(未显示)的第一处理器可以被安置在井眼110中以执行多项处理任务，比如控制震源激发以及压缩或过滤由传感器阵列135所记录的数据。被配置为执行机器可读指令(未显示)的第二处理器可以被安置在井眼110之外以辅助第一处理器或执行与第一处理器不同的处理任务。例如，第二处理器可以在产生三维图像时执行部分或全部处理活动。在井眼110中可以安置发送器或收发机(未显示)以经由测井电缆(未显示)向井口上发送数据。 

沿着井眼在震源105、115其中之一的给定深度处，以不变的相对方位使波束在不同倾角扫过，以便在穿过井眼轴的平面内对混合区域进行空间扫描、按方位旋转震源以便旋转地扫描混合区域并沿着井眼110移动整个装置，引起对井眼周围混合区域的3D体积中非线性性质的扫描。利用位于独立工具体上的震源105、115和传感器阵列135，能够获得数据中的高度冗余并且能够改变调查的深度。以这种方式，能够探询井眼周围3D体积岩石的非线性性质并且能够根据返回信号处理和计算非线性性质的3D图像。 

图3显示了根据本公开的多个方面产生在远离井眼的区域中非线性性质三维图像的另一种布局。图3的布局类似于图2的布局，主要差异在于井眼110中安置的震源是为了产生弹性波而不是可控波束。参考图3，在井眼110中第一震源305被安置在第一工具体320上，以便以第一频率f₁产生声波能量的第一弹性波。在井眼110中第二震源315被安置在第二工具体325上，以便以第二频率f₂产生声波能量的第二弹性波。由震源305、315产生的第一和第二弹性波被安排在离开井眼110的多个混合区域130处交叉。接收器145被安置在井眼110内以便接收在混合区域130中由以上讨论的并在以下进一步讨论的三种波混合过程所产生的第三波。由于震源305、315产生的波本质上是无方向性的，所以这些波之间的混合同时出现在混合区域130的整个区域中，混合区域130也延伸到该图平面外，而接收器145往往具有 方向特征。作为非限制实例，可以使用三分量地音探听器阵列达到这个目的。结果信号通过处理被分解为以一系列倾角、方位角和行程时间的多个波至信号。给定了每个被分解的定向波至的震源和接收器的位置、行程时间和方向，就会有足够的信息应用到以下在段落[0031]至[0033]中介绍的选择规则，以便确定产生第三波的唯一混合区域。这个唯一的映射允许从收到信号的性质构建三维图像。 

图4显示了使用传送的测井工具产生在远离井眼的区域中非线性性质和纵横波速度比的三维图像的方法。本方法开始在405，其中第一震源被安置在井眼中，以第一频率产生可控的波束弹性能量，而第二震源被安置在井眼中，以第二频率产生可控的波束弹性能量。第一和第二频率的可控波束被安排在离开井眼的位置交叉。因此，第二波束产生在与第一波束相同的方位角，但是在相对于井眼纵轴不同的倾角。本方法在410继续，传感器阵列在井眼接收第三弹性波。正如以上的讨论，第三弹性波由三种波的混合过程产生，频率等于第一频率与第二频率之间的差，并且传播方向朝向井眼。在415，通过求助以下在段落[0031]至[0033]中讨论的选择规则，从第一震源和第二震源的布局以及第三波的性质确定离开井眼的三种波混合位置。在420，使用在井眼内的多个方位角、倾角和纵向位置重复步骤405的产生、步骤410的接收和步骤415的确定所记录的数据来产生非线性性质的三维图像。在纵横波交互作用的情况下，根据段落[0038]在步骤425分析所接收的信号以得到纵横波速度比(Vp/Vs)。在430，非线性性质被变换为物理储层性质比如流体饱和度、有效应力、裂缝密度和矿物结构。 

在本公开的某些方面，第一震源和第二震源可以是波束或柱面或球面波的震源，而传感器阵列可以是无方向性单分量传感器和三分量地音探听器的任意组合。组件部分的交替排列提供了信号处理和成像中的不同程度的冗余。 

已经报告了固体中两种声波非线性混合的实验演示，例如Rollins，Taylor and Todd(1964)、Johnson et al.(1987)以及Johnson and Shankland(1989)，其全部内容在此引用作为参考。在频率为f₁的初级纵(P)波和频率为f₂的初级横(s)波在非线性介质中彼此交叉的特殊情况下，产生了频率为f₁-f₂的第三P波或S波。如果初级P波和初级S波是分别具有波矢量k₁和k₂的波束并且非线性地层性质是均匀的，那么波交互作用的运动学要求引起的第三波为平面波，其波矢量k₃服从选择规则k₁-k₂＝k₃。选择规则对初级波的可允许交叉角和第三波的传播方向强加了非常严格的限制。Jones and Kobett(1963)、Rollins，Taylor et al.(1964)以及后来的Korneev，Nihei and Myer(1998)对两个线性平面波的非线性混合的一般运动学理论以及选择规则和振幅响应具有若干贡献，其全部内容在此引用作为参考，他们还提供了混合介质的非线性参数与非线性混合信号强度之间的特定关系。例如，Korneev，Nihei and Myer的方程53和54显示了P和SV(垂直极化的横波)平面波的混合强度正比于岩石非线性参数的特定组合。 

规定两个弹性平面波的非线性交互作用的Korneev，Nihei andMyer的选择规则能够用作两个弹性波束交互作用的向导。这些平面弹性波选择规则指示以下六种非线性交互作用产生了反向散射的波。 

表1-规定两个弹性平面波的非线性交互作用的选择规则。在这个表中以及在这个文档的别处，f₁大于f₂。 

图5a、5b和5c显示了当两种初级波是波束-波束交互作用的波 束时表1中选择规则1的数值仿真。在图5a中显示的25kHz纵波束和在图5b中显示的18kHz横波束混合以形成在图5c中显示的第三波束，频率为7kHz＝25kHz-18kHz。在这个实例中，根据Korneev，Niheiand Myer对平面波的预测，通过在P(f₁)与SV(f₂)波束重叠区域中的非线性混合，产生了频率为(f₁-f₂)对P(f₁)波夹角为133°的反向传播的第三P波束。 

波束的非线性交互作用的运动学引起波矢量和频率的特定组合的产生。第三波以特定的行程时间以及特定频率f₃和波矢量k₃返回，比如f₃＝f₁-f₂以及k₃＝k₁-k₂。对于f₁、f₂、k₂和k₃的组合，在同一平面中存在着第三波定义明确的传播波矢量k₃，由k₁和k₂定义。在特定接收器位置处检测的信号与两种初级波k₁和k₂的非线性混合发生的位置之间存在着直接对应关系。除了其他因素以外，接收器的信号强度将正比于混合区域中岩石非线性的强度，并对于处于矢量k₃的接收器达到最强。所以，在接收器处的信号强度能够沿着图1所表明的波束轨迹被几何地映射到岩石的非线性上。 

波传播的几何理论表明在每个交互作用区域中产生的波束在指定的时间延迟之后，将到达井眼中由三个波矢量k₁、k₂和k₃的几何关系所定义的特定接收器处。在特定时间井眼中特定位置处返回信号的强度取决于交互作用位置的非线性程度，因此能够构建沿着该波束的岩石非线性性质相对强度的时间图像。在接收器处返回信号的振幅幅度本身就表明了混合区域的某些岩石物理性质。如果以波束和平面波扫描不同方位角和倾角同时保持必要的会聚角，就能够获得井眼周围岩石非线性性质的局部化圆周和径向3D图像。通过把整个装置在井眼内上下移动，便获得了井眼周围岩石非线性性质的重复3D图像。通过对这些重复图像进行加权叠加，就能够通过随后的计算机处理构建整个井眼周围的岩石非线性性质的最终图像。另外，如果震源和接收器是三个独立工具体的部分，在第三个固定时能够移动一个或两个(例如，固定震源同时向上和向下移动接收器工具体)。作为替代，以工具体之间的不同间距可以进行几次下井作业。 

对于弹性波束与宽波束(准平面波)之间的非线性混合，选择规则是不严格的。如果波束宽度大约是第三波的十个波长，便沿着初级波束连续地产生中心位于波矢量k₃＝k₁-k₂周围、频率为f₁-f₂的第三波。f₃＝f₁-f₂的结果信号强度是以下各项的函数：混合区域的平均非线性性质、f₁传播速度与f₂传播的平均速度的平均比值(注意f₁和f₂可以是纵波的或横波的)、混合区域的体积以及混合的几何关系。对于多种混合模式都能够计算这个函数。例如，对于某特定的重要混合模式比如频率为f₁的纵波P和频率为f₂的SV，信号强度由下述给出： 

$U=2{\mathrm{\π}}^2{\mathrm{\β}}_{{\mathrm{PS}}_{v}P}{A}_1{B}_2\frac{f_1{f}_2(f_1-f_2)}{V_P^2{V}_s}\frac{V_{{\mathrm{PS}}_{v}P}}{r}{F}_{\mathrm{PSvP}}{\mathrm{\Δ}}_{{\mathrm{PS}}_{v}P}---\left(1\right)$

其中U是在井眼收到的第三波的位移振幅，A₁是纵波的纵向极化而B2是横波的横向极化。β是Landau和Lifschitz表示混合区域中岩石非线性的A、B和C参数的函数。v是混合区域体积，γ是从混合区域到接收器的距离。F是1阶的几何形式因子，它依赖于入射波束的几何形态并且对于特定几何关系能够根据Korneev，Nihei and Myer的理论数值地计算。Δ是选择规则形式因子，它是波矢量k₁、k₂和k₃的数值可计算函数，并且只有交互作用的几何形态认同选择规则时才有意义。公式中的下标PS_VP是指产生纵波的纵横波交互作用。 

根据本公开的一定方面，纵横波速度比的图像可以构建如下。当震源其中之一以频率f₁产生纵波(P-波)而另一震源以频率f₂产生SV-波并且两种波都朝着特定混合体行进时，具有差异频率f₃＝f₁-f₂的第三纵波(P-波)的传播方向由混合区域中岩石的平均原地Vp/Vs比值所控制，正如图6所示由选择规则所规定。根据对图2或图3上三分量接收器阵列145中信号的测量，能够确定这第三波的方向，从而能够计算混合区域的原地Vp/Vs。如果以波束和平面波扫描不同方位角和倾角同时保持必要的会聚角，就能够获得井眼周围岩石原地Vp/Vs比值的局部化圆周和径向3D图像。通过把整个装置在井眼内上下移动，便获得了井眼周围岩石原地Vp/Vs比值的重复3D图像。通过对这些重复图像进行加权叠加，就能够通过随后的计算机处理构建整个井眼周围的岩石原地Vp/Vs比值的最终图像。作为替代，以工具体之间的 不同的固定间距可以进行几次下井作业。 

根据本公开的某些方面，通过扫描初级波束频率f₁与f₂的比值实现了Vp/Vs比值的替代确定。图6展示了两种波束(比如图1的配置中所产生的)的交互作用的几何图形，可以使用以上在段落[0031]至[0033]中讨论的矢量数学和三角学进行分析。矢量k₁和k₂的长度k₁和k₂由其对应的频率和速度的比值定义。如图6所示，返回角 是两种初级波束f₁/f₂、Vp/Vs比值和相交角θ的函数。另外，物理选择规则仅仅允许以f₁/f₂、Vp/Vs比值和相交角θ的特定组合产生第三波，比如图5所展示的实例。 

使用Vp/Vs比值的符号r和图6定义的若干项，矢量k₃的幅度k₃由k₁和-k₂的矢量和给出，即 并且也由陈述为 的余弦规则给出。合并两个等式，并用f₁/Vp替换k₁以及用f₂/Vs替换k₂，导出由选择规则所强加的几何条件表述。解二次方程 可得r，混合区域的Vp/Vs比值。这就导出由以下序列测量特定混合区域的原地Vp/Vs比值的非限制替代方法：a)记录标准的声波波形测井曲线确定井眼附近的Vp和Vs，以获得数据来估计相控震源阵列中邻近元件之间的相位差，以便将波束控制在接近所计划测量几何关系的会聚角；b)控制P和SV震源以便以受控角0会聚并在井眼周围空间中的特定区域混合；c)改变f₂同时固定f₁并测量在井眼中传感器处频率差为f₁-f₂的所收到信号的振幅；d)识别阵列中的每个接收器的信号达到最大振幅强度的频率；以及e)从震源和接收器的几何形态确定θ和 通过使波束扫过不同倾角、以方位角旋转以及把整个装置在井眼上下移动并重复以上过程，探询了井眼周围3D体积的Vp/Vs比值从而可以获得井眼周围岩石原地Vp/Vs比值的3D图像。 

以上介绍的方法提供了有利的性质，因为频率差f₁-f₂是非常明确的，允许进行频谱分析以提高测量的信噪比。不仅如此，如果两种频率f₁和f₂同时按比例地连续变频，引起的差频信号f₁-f₂也将是定义明确的连续变频信号。时变编码可以包括第一、第二或二者波束或波的 振幅变化、频率变化和/或相位变化的一种或多种。如果初级频率之一扫过某频率范围同时其频率比值固定，第三差分波可以是宽带的。因此，引起的第三波束f₁-f₂将扫过很宽的频率范围，同时保持相同的方向。这就允许通过连续变频信号或编码信号的标准自相关改进信噪比。 

由于波矢量k₃＝k₁-k₂定义明确，所以来自接收器135的记录的第三波的信号对噪音辨别力能够进一步增强，方式为在井眼中采用三分量接收器。来自三分量的信号可以通过某技术比如矢端图分析调谐到特定的指向性。 

在本公开的某些方面，以反转极性(相位相差180度)重复以上步骤并将结果相加到一起能够改进信噪比。返回的差频信号将相干地相加，因为其振幅正比于两种初级波振幅的乘积所以当初级波震源的极性被反转时将不会反转极性，同时由系统中初级波产生的任何线性噪声都将反转极性并在相加后抵消。 

利用波束和波的多种非排他的组合能够设计出若干替代方法。作为非限制性实例，利用声波和地震信号的计算机处理而产生图像的方法包括以下步骤。首先，进行所记录的第三波频率组成的频谱分析并对差频信号应用选择规则，以便分离由非线性混合过程所产生的第三波的信号。在传感器包括三分量地音探听器的情况下，使用定向技术确定第三波碰撞到井眼上的方向。本方法继续分析所记录的第三波的振幅作为初级混合波频率比值的函数，并且根据非线性介质中非共线混合的选择规则、第一和第二波束及第三波的波数以及两个波束震源和传感器阵列的位置确定第三波信号出现的混合位置。本方法继续对每个震源-接收器组合以连续变频发射机信号所收到信号的互相关所确定的地震记录进行构建。本方法继续对整个数据集进行三维时间或深度成像，以便获得井眼周围地层的非线性性质的时间或距离的三维图像或者兼而有之。从地震记录产生图像的方法为公知，例如，Hill等人已经提供了从波束成像的特别情况的一般方法，在此引用作为参考。 

另一种非限制替代成像方法展示在图7上，它显示了窄波束705 与广(宽)波束710交互作用的情况。给定了被调查体的Vp和Vs的平滑背景模型，应用选择规则能够实现在接收器位置735处所检测的沿着窄波束在混合区域730的能量的几何映射。从而沿着窄波束能够构建非线性性质的时间图像。通过以方位角旋转并沿着井眼移动装置，能够构建以井眼为中心的体积的三维时间图像。依次以不同的波束倾角重复测量，并改变f₂/f₁频率比值α便产生了一系列的三维时间图像。成像中的这种冗余允许进一步改进平滑背景模型和三维空间图像。 

已经发现岩石的非线性参数与许多重要的烃储层参数有关，比如气、油和水饱和度、有效应力、裂缝密度和矿物成分的变化。例如，见Ostovsky and Johnson 2001，在此引用作为参考。在本公开的一定方面，由本方法构建的非线性性质的3D图像经过变换以提供记录时井眼周围这些性质分布的数量信息。另外，这种方法的后续重复用于检测油藏特性随时间的变化，用于油藏监视目的。 

所收到波形的记录经过处理以产生地层非线性特征的图像。波束的指向性和飞行时间可以确定产生散射波的位置，使这种设备与使用常规的非方向单极和双极震源的正常声波成像技术有区别。 

尽管根据当前被认为最实用和优选的实施例为了展示目的已经详细地介绍了本发明，但是应当理解，这样的细节仅仅为了该目的而本发明不限于所公开的实施例，而是相反，意在覆盖在附带权利要求书的实质和范围内的修改和等效装置。作为进一步的实例，应当理解，本发明设想在可能的范围内，任何实施例的一种或多种特征能够与任何其他实施例的一种或多种特征结合。 

Claims (34)

1.一种使用传送的测井工具估算在远离井眼的区域中的纵横波速度比(Vp/Vs)的方法，所述方法包括：

在井眼中安置第一震源，并且以第一频率产生弹性能量；

在井眼中安置第二震源，并且以第二频率产生弹性能量，其中，第一和第二频率的弹性能量在位于离开井眼的混合区域交叉，并且其中，以第一频率和第二频率产生的弹性能量之一是纵波弹性能量，并且以第一频率和第二频率产生的弹性能量中的另一个是横波弹性能量；

由传感器阵列在井眼处接收第三弹性波，该第三弹性波由非线性混合区域中的三波非共线混合过程产生，频率等于第一频率与第二频率之间的差并且传播方向朝着井眼；

根据第一震源和第二震源的布局、第三弹性波的方向以及规定声学非线性介质中非共线混合的选择规则，识别三波混合区域的位置；以及

使用在井眼内的第一震源、第二震源或这二者的多个方位角、倾角和纵向位置通过重复产生、接收和识别步骤而记录的数据来估算Vp/Vs比值。

2.根据权利要求1的方法，进一步包括使用在井眼内的多个方位角、倾角和纵向位置通过重复产生、接收和识别步骤而记录的数据来产生所述Vp/Vs比值的三维图像。

3.根据权利要求1的方法，其中，第一震源和第二震源被配置为产生选自包括以下内容的组的弹性能量：可控波束和具有有限指向性的波。

4.根据权利要求3的方法，其中，第一震源和第二震源包括震源阵列。

5.根据权利要求3的方法，其中，第一震源、第二震源以及传感器阵列被安置在传送的测井工具的公共工具体上或者分开的工具体上。

6.根据权利要求5的方法，其中，所述分开的工具体能够沿着井眼的纵轴独立地移动。

7.根据权利要求3的方法，其中，传感器阵列包括卡在井眼侧壁的三分量传感器。

8.根据权利要求3的方法，包括相对于井眼的纵轴在选定的方位角和倾角集中第一频率的波的能量和/或第二频率的波的能量。

9.根据权利要求3的方法，包括产生f₂＝αf₁的第二频率的波，以及扫描值α，其中f₁是第一频率。

10.根据权利要求9的方法，包括在关于井眼的纵轴将第二震源旋转到选定的方位角后，重复下列步骤：相对于井眼的纵轴在选定的方位角和倾角集中第二频率的波的能量，并且产生f₂＝αf₁的第二频率的波，以及扫描值α，其中f₁是第一频率。

11.根据权利要求9的方法，包括沿着井眼的纵轴移动所述第一震源和所述第二震源和/或传感器阵列之后，在关于井眼的纵轴将第二震源旋转到选定的方位角后，重复下列步骤：相对于井眼的纵轴在选定的方位角和倾角集中第二频率的波的能量，并且产生f₂＝αf₁的第二频率的波，以及扫描值α，其中f₁是第一频率。

12.根据权利要求9的方法，包括沿着井眼的纵轴移动所述第一震源和所述第二震源和传感器阵列之后，在关于井眼的纵轴将第二震源旋转到选定的方位角后，以反转极性重复下列步骤：相对于井眼的纵轴在选定的方位角和倾角集中第二频率的波的能量，并且产生f₂＝αf₁的第二频率的波，以及扫描值α，其中f₁是第一频率。

13.根据权利要求9的方法，包括通过改变第一震源、第二震源和传感器阵列中的任意二者之间的间隔来获得多个径向扫描，以便改变调查的深度和三维图像的分辨率。

14.根据权利要求9的方法，包括对第一震源和第二震源其中之一或二者所发射的弹性能量进行连续变频、进行编码，或者既进行连续变频又进行编码。

15.根据权利要求9的方法，包括调制或者第一频率的弹性能量或者第二频率的弹性能量的振幅、相位、周期或其任意组合。

16.根据权利要求1的方法，进一步包括：

改变第一或第二频率其中之一同时固定另一个频率并且测量所接收的第三弹性波的振幅；

对于传感器阵列中的每个接收器，识别所接收的信号达到最大振幅强度的频率；以及

根据第一震源和第二震源以及传感器阵列的几何关系、以及规定非共线混合的选择规则，通过确定第一频率的波束与第二频率的波束的交叉角以及第三弹性波的返回角，测量在离开井眼的特定混合区域的原地Vp/Vs比值。

17.一种使用传送的测井工具估算远离井眼的岩层的Vp/Vs比值的装置，所述装置包括：

第一震源，被安置在井眼中并且被配置为以第一频率产生弹性能量；

第二震源，被安置在井眼中并且被配置为以第二频率产生弹性能量，其中，第一频率和第二频率的能量在离开井眼的位置交叉，并且其中，以第一频率和第二频率产生的弹性能量之一是纵波弹性能量，并且以第一频率和第二频率产生的弹性能量中的另一个是横波弹性能量；

传感器阵列，被配置为接收第三弹性波，该第三弹性波由非线性混合区域中的三波非共线混合过程产生，该第三弹性波具有的频率等于第一与第二频率之间的差并且传播方向朝着井眼；以及

处理器，被设置为根据第一震源和第二震源的布局、第三弹性波的方向以及规定声学非线性介质中非共线混合的选择规则识别混合区域的位置，以及部分地根据所接收的第三弹性波以及第一震源和第二震源的纵向位置和方位角及倾角来估算Vp/Vs比值。

18.根据权利要求17的装置，其中，所述处理器进一步被设置为部分地根据所接收的第三弹性波的性质以及第一震源和第二震源的布局来产生三维图像。

19.根据权利要求17的装置，进一步包括：

被配置为经由测井工具的测井电缆向井口上发送数据的设备；以及

后续处理器，被安置在井眼中以控制第三弹性波的记录。

20.根据权利要求17的装置，其中，第一震源和第二震源被配置为产生选自包括以下内容的组的弹性能量：可控波束和具有有限指向性的波。

21.根据权利要求17的装置，其中，第一震源和第二震源包括震源阵列。

22.根据权利要求17的装置，其中，第一震源、第二震源以及传感器阵列被安置在传送的测井工具的公共工具体上或者分开的工具体上。

23.根据权利要求22的装置，其中，第一震源、第二震源以及传感器阵列被安置在分开的工具体上，并且所述分开的工具体能够沿着井眼的纵轴独立地移动。

24.根据权利要求17的装置，其中，传感器阵列包括或者在传送的测井工具的工具体上安装的一个或多个水听器，或者卡在井眼侧壁上的一个或多个三分量地音探听器或加速度计，或者两者皆有。

25.根据权利要求17的装置，其中，由所述第一震源和所述第二震源其中之一或二者所产生的波的传播方向的相对于井眼纵轴的方位角和倾角能够被控制。

26.根据权利要求17的装置，其中，传感器阵列和所述第一震源和所述第二震源被安置为沿着井眼的纵轴一起移动或独立地移动。

27.根据权利要求17的装置，其中，通过改变所述第一震源和所述第二震源与传感器阵列之间的间隔来获得多个径向扫描。

28.根据权利要求17的装置，其中，通过改变所述第一震源和所述第二震源之间的间隔来获得多个径向扫描。

29.根据权利要求17的装置，其中，在给定井眼位置，第二震源被配置为在f₂＝αf₁的第二频率被控制，以及扫描值α，其中f₁是第一频率。

30.根据权利要求17的装置，其中，第一震源和第二震源所发射的弹性能量其中之一或二者被连续变频、被编码，或者既被连续变频又被编码。

31.根据权利要求30的装置，其中，第一震源或者第二震源所发射的弹性能量被调制，并且所述调制选自包括以下内容的组：振幅、相位、周期和其任意组合。

32.根据权利要求17的装置，其中，在与单一方位角、倾角和纵向定位有关的每个位置，以反转极性重复对所述第一震源和所述第二震源的控制。

33.根据权利要求17的装置，其中，所述处理器进一步被配置和设置为对于传感器阵列中的每个接收器，识别所接收的信号达到最大振幅强度的频率；以及根据第一震源和第二震源以及传感器阵列的几何关系、以及规定非共线混合的选择规则，通过确定第一频率的弹性能量与第二频率的弹性能量的交叉角以及第三弹性波的返回角，测量在离开井眼的特定混合区域的原地Vp/Vs比值。

34.根据权利要求17的装置，其中，第一频率的弹性能量是纵波弹性能量，并且第二频率的弹性能量是横波弹性能量。