CN1294685A - 用来测绘声能源的单井系统 - Google Patents

用来测绘声能源的单井系统 Download PDF

Info

Publication number
CN1294685A
CN1294685A CN99804281.1A CN99804281A CN1294685A CN 1294685 A CN1294685 A CN 1294685A CN 99804281 A CN99804281 A CN 99804281A CN 1294685 A CN1294685 A CN 1294685A
Authority
CN
China
Prior art keywords
ripple
receiver
equipment
acoustic
well
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN99804281.1A
Other languages
English (en)
Other versions
CN1214253C (zh
Inventor
杰弗里·R·贝利
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
ExxonMobil Upstream Research Co
Original Assignee
Exxon Production Research Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Exxon Production Research Co filed Critical Exxon Production Research Co
Publication of CN1294685A publication Critical patent/CN1294685A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN1214253C publication Critical patent/CN1214253C/zh
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/42—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators in one well and receivers elsewhere or vice versa
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01S—RADIO DIRECTION-FINDING; RADIO NAVIGATION; DETERMINING DISTANCE OR VELOCITY BY USE OF RADIO WAVES; LOCATING OR PRESENCE-DETECTING BY USE OF THE REFLECTION OR RERADIATION OF RADIO WAVES; ANALOGOUS ARRANGEMENTS USING OTHER WAVES
    • G01S5/00—Position-fixing by co-ordinating two or more direction or position line determinations; Position-fixing by co-ordinating two or more distance determinations
    • G01S5/18—Position-fixing by co-ordinating two or more direction or position line determinations; Position-fixing by co-ordinating two or more distance determinations using ultrasonic, sonic, or infrasonic waves
    • G01S5/20—Position of source determined by a plurality of spaced direction-finders
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/52—Structural details

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Radar, Positioning & Navigation (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
  • Length Measuring Devices Characterised By Use Of Acoustic Means (AREA)
  • Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)
  • Length Measuring Devices With Unspecified Measuring Means (AREA)

Abstract

提供用来确定井(10)周围地震能量源的位置(20)的设备(30)和方法。多个地震接收器(32、34)在能够把实时地震信号发送到地面的工具(30)上隔开,每个接收器带有正交的地震传感器。也提供了一种用来相对于接收器(32、34)计算源位置(20)的方法。

Description

用来测绘声能源的单井系统
本发明涉及地球物理设备和方法。更具体地说，提供一种用来定位井周围微震事件或其他声波的源的系统。
当在固体中的应力引起破碎或薄弱区域突然运动时，在固体中产生低能声波。能量释放可以称作“声发射”，或者更普通地当固体是地球中的结构层时，能量释放叫做“微震事件”。微震事件可以由引起岩石应力变化和薄弱平面处的运动的岩石孔空隙内的流体压力变化、或者由水力破碎引起。产生的地震波能认为是极弱的地震。多年前就已经知道，这种微震事件发生在其中显著压力变化发生的油气层中。
井的水力破碎广泛实施，作为一种用来增大井生产率的方法。在这种方法中，把流体以高速率和比在要破碎的结构层中的地应力大的压力注入。典型地，在井周围产生竖直水力破碎，并且破碎可以从井延伸几百英尺。破碎也可以沿井孔延伸显著的距离。
重要的是知道沿井孔的水力破碎程度，从而能确定破碎是否已经生长而交叉感兴趣区域上方或下面的其他渗透区域。也希望知道破碎离开井孔的长度和离开井延伸的破碎的方向或方位角，从而能以较高精度预测破碎对感兴趣区域中流体流动的影响。
重要的还有，知道水力破碎是否已经在为了处理目的把流体注射到井中期间穿过不可渗透的障碍层。例如，这种流体可以是盐水、放射性材料、或有害化学废液流。希望具有一种能检测在预期注射区域外的流体和它可能包含的任何固体的可能运动的工具。超越约束预期注射区域的不可渗透障碍层产生的微震事件的检测，能指示这种运动。
不奇怪的是，大量微震事件与水力破碎过程有关。几年前就发现，由在形成水力破碎之后不久发生的微震事件，能导出水力破碎方向或方位角的指示。早期工作由Dobecki在“Hydraulic FractureOrientation Using Passive Borehole Seismics(使用无源钻孔地震学的水力破碎定向)”，Soc．of Pet．Engrs．Paper No．12110，1983年中报告。分析来自微震事件的数据以便由每个事件确定压缩波(P-波)的极化以确定事件的方位方向，极化由“矢端曲线”确定。矢端曲线是地震检波器在一个方向的输出相对于地震检波器在另一个方向的输出的曲线，如x方向相对于y方向。通过测量P-波和剪力波(S-波)在井处的到达时间差并且把该差值乘以一个涉及相应P-波和S-波速度的因子，计算从事件到井的距离。跟随水力破碎的地震事件的直方图也画在极坐标中，以指示事件的方位分布，并因此指示水力破碎的方向。
最近，在水力破碎期间在井中接收的地震事件的检查、破碎之后的压力下降、及流体的流回在“Acoustic Emission MonitoringDuring Hydraulic Fracturing(在水力破碎期间的声发射监视)”，SPEFormation Evaluation Journal，PP．139-144，1992年6月中报告。在该论文中指出，当用单组三维地震检波器检测微震事件时，180°的模糊性存在于竖直或z方向。波到达时第一运动的极性是未知的，因为在接收器上方或下面的源可以产生相同的信号。
一种由通过在离被破碎的井的已知距离处的诸井中放置的单地震检波器接收的声发射定位破碎的方法，报告在“Observations ofBroad Band Microseisms During Reservoir Stimulation(在储层激励期间宽带微地震的观察)”，Society of Exploration Geophysics 63rdConference，Washington，1993中。该方法相当昂贵：必须使用多个井孔，并且必须运行多个工具。利用在独立井中接收的信号，使用三角测量计算来定位地震事件的源。
通过除井的水力破碎或储层中压力变化之外的过程，在地表下岩石中可以产生微震事件。伴随储层压力减小的下沉也可能导致储层上方表面或海床处的桩柱或其他设备的运动，例如产生另外的微震事件。而且，在井套管内的压力增大可以引起套管周围的水泥护层的机械失效，并且声波可能产生于非常接近于套管处。如果沿套管外的井孔因为缺乏通过水泥的水力密封而有流体压力连通，则压力变化可以引起微震事件产生于非常接近于套管处。
在地表下岩石中的声波源不限于微震事件。例如，至地球表面的非受控井流动，叫做“井喷”，可以以这样高的速率流动，从而在井的底部处或其他段处产生显著的声噪声。经常需要定位该噪声源，以便试图帮助停止非受控流动。噪声源的测量可以从邻井进行。
用来检测地震波的井孔声接收器在最近几年已经变得广泛适用于井中的竖直地震剖面测定(VSP)。典型地，这些井孔声接收器带有三个正交的地震传感器(地震检波器或加速表)，并且包括用来相对于井套管夹持接收器的装置。在最近几年，对于横井地震成象已经开发了适用于高达1000Hz频率的地震波声接收器。这种在美国专利No．5，212，354中描述的接收器，可以以每个接收器之间的约10英尺间隔同时用在几个电平下，来记录在另一个井中产生的地震信号。这些地震接收器使用液压压力，以便借助于与接收器重量相比较大的力相对于套管夹持接收器。多个接收器可以用在一口井中，柔性地由液压软管连接到其他接收器上、和连接到液压压力源上。地震信号一般被数字化，并且在常规电气导线上传送到地球表面。井下信号的数字化开始于“爆炸信号”的触发启动，并且当数据存储在井下存储器中时继续一秒或多秒。因此，数据在数字通道上脉动到地面，同时工具是无效的。
有对在井中用来实时检测到达该井的微震信号或其他声波、而没有失效周期的改进设备和方法的需要。该设备和方法应该减小在先有技术测量中存在的模糊性，特别是当在井中仅使用一组三维传感器时存在的180°的模糊性。为了使从带有三维传感器的多接收器单元实时获得数据成为可能，需要用来把辅助通道数据通信到地面的改进设备和方法。而且，为了有助于解释在井周围的实时微震活动，用来把其他井下数据，如压力、温度、和井孔中的水听器信号，通信到地面的装置应该是可得到的。因此，当产生和接收在井周围的声波时，有对至地面的至少6个且最好9个或更多个数据通道的遥测装置的需要。也有对处理和允许解释来自多个接收器的数据以提供定位声波源的较高精度的改进方法的需要。另外，有对确定微震事件是产生于井中特定位置上方还是下面的需要。该信息能用来例如确定水力破碎是否已经由流进入井的注射形成、和破碎是否已经穿透限制注射区域的不可渗透障碍层。
在一个实施例中，设备包括多个并入单个工具中的地震接收器。在工具上的接收器轴向隔开一段距离从而便于在竖直平面内定位微震事件源，并且这些接收器夹持在井中。接收器以允许轴向弯曲的方式连接到工具上，但防止扭曲变形。扭曲变形必须防止，因为重要的是要知道每个接收器相对于每个其他接收器的方位取向。来自接收器的信号使用频率调制遥测信号实时在导线上传送到地面。多个独立信号在地面处通过带通滤波恢复，并且转换成振幅调制信号。另外，来自收器的信号可以在井下数字化，并且在光纤缆或铜导线上实时传送到地面。
在一个实施例中，包括使用动态范围压缩算法压缩数据的井下电子电路。在另一个实施例中，电子模块可以包含用于定向测量的陀螺仪法或侧斜器法、压力和温度传感器、套管接箍定位器、及一个或多个水听器，以及电源和有关电路。
提供一种用来采用来自多个接收器的数据定位声波源的方法。该方法基于由微震事件产生的压缩波(P-波)和剪力波(S-波)的特性，即：
·P-波的粒子运动是沿从事件位置或源至接收器的行进路径。
·S-波的粒子运动是垂直于行进路径。
·P-波一般比S-波快，并因此将首先到达。
·从源至接收器的估计传播时间可以通过由熟悉本专业的技术人员已知的几种方法计算。
源位置可以在圆柱坐标中由方位角、地表面下的深度、及在源位置与井孔轴之间的垂直距离定义。该位置然后可以通过使用熟知的三角关系转换成较常规的北和东分量及深度的地球坐标系。
对于源的方位角定义一个通过包含源位置的井孔轴的竖直平面。对于P-波和S-波通过使用矢端曲线分析法对于微震数据的最好拟合解确定方位角。在已经反时移动以对准共用窗口帧中到达的数据的开窗口间隔上进行这种分析。由从可能源位置到每个接收器的计算P-波和S-波传播时间确定相应时间偏移。
通过检查在P-波和S-波到达两个或多个(最好至少三个)接收器之间的时间差，找到在该平面内的源位置。在平面内的最可能源位置是P-波和S-波到达每个接收器的时间差由基于源位置的估计传播时间差、形成速度特性、及行进估计法最密切地近似的位置。对于包括三个接收器的工具，有15个不同的到达时间差要考虑，即对于Pi-Pj、Si-Sj、P1-Sj、P2-Sj、和P3-Sj每个三个。在x-z平面内与提供这些到达时间的最高度对准的方位对准的位置，是最可能的源位置。
在又一个实施例中，本发明的设备放置在井中，并且观察来自两个接收器的信号，以确定水力破碎是否已经在井周围的成形中渗透到选择深度。
图1表明水力破碎从其延伸和本发明设备的第一实施例悬挂在其中的井。
图2是在本发明设备的一个实施例中使用的电子元件的示意图。
图3是流程图，表明根据本发明用来估计微震事件源的一种方法的一个实施例的原理步骤。
图4-9表明在实施用来估计微震事件源的图3方法时使用的六计算机-产生显示。
图10表明在实施图3-9的方法时使用的本发明的第二实施例。
参照图1，穿过结构层12的井10包含套管11，并且已经水力破碎以形成在结构层12中且从其延伸的竖直破碎14。微震事件20已经沿水力破碎14的平面发生。
本发明的设备30使用导线18已经放置在具有孔眼16的套管11中的某一点处，导线18可以是常规七导体电气导线，或者是下面进一步描述的用于数字数据传送的光纤缆或铜导线。井孔10可以在任何选择的方向上，尽管提供在这里的描述是指竖直井孔。设备30包括接收器单元32和34及电子模块36。电子模块36也可以包含一个压力和一个温度传感器、一个水听器、一个陀螺仪方向指示器或侧斜器、及其他类型的仪器。接收器单元32和34分别由夹具32A和34A以足够的力夹持到套管11上，以保证他们跟随至少高达要检测的地震能量的最高频率的运动。支脚32B和34B可以用来增大夹持力的有效性。
接收器32和34最好包含三维地震检波器或加速表，例如三个正交地震检波器或加速表，尽管对于某些用途，对于所有三个方向使用传感器是不必要的。最好，由夹具32A或34A施加的夹持力至少等于一半的工具重量，但可以大到几倍。夹具32A或34A可以由任何力源致动，但最好由电动机致动，该电动机可以从地面使用熟知的技术控制。类似于32和34的辅助接收器可以添加到设备上，每个接收器与其他接收器隔开。
在接收器32和34之间的距离选择成足以允许测量由离井显著距离处产生的微震事件的声波到达时间差。接收器希望至少10英尺远，能适当测量源于在远离井且明显高于或低于垂直于工具的平面发生的微震事件的P-波的到达时间差，而更好的是接收器至少30英尺远。接收器最好放置在工具的相对端。增加工具重量以便在压力下进入井中的压载物可以添加到工具上。在工具上的两个三维接收器的存在使得有可能确定微震事件是已经发生在工具上方还是其下方，并因而将辨别在先有技术工具中存在的180°模糊性，因为来自事件的声能量将首先到达事件最近的接收器处。
如果在当工具进入井中或从其除去时在地面将具有压力的井中使用该设备，则在接收器之间的最大距离或工具的长度通常将受适用的润滑器长度的限制。润滑器是固定到用来绕使用的导线密封的井口上以支撑在井中的工具的装置。标准润滑器的最大长度约90英尺。
在接收器32与34之间的联接35和电子模块36最好是柔性的以便当接收器处于夹持位置时允许轴向弯曲，但他们具有足够的刚性以防止显著的扭转变形。重要的是，当工具在井中时，在沿工具轴的接收器之间的角度是恒定的，从而每个接收器的方位角相对于其他接收器和相对于在井中定向工具的装置，如陀螺仪，是可确定的。为了使在接收器之间的声能传送最小，联接35最好在直径上比电子模块36或接收器32和34小。为了使重量最小和提供联接35的适当机械性能，联接35最好是管，这些管最好由钛制成但也可以由任何具有适当物理性能的金属制成。也可以使用由交织股组成以便具有高抗扭曲变形能力的缆或软管。联接管35的刚性最好选择成，当夹持力由臂32A和32B施加时允许在弯曲的井孔内弯曲。该弯曲允许接收器32和34与套管11的壁对准，并且由此在较大面积上接触套管11，这具有增大来自套管外的声能源的信号强度的好处。井在其中延伸工具的间隔中的曲率可以通过在先有技术中熟知的技术测量。该曲率以及联接管的机械性能最好用来计算当施加夹持力时联接35的弯曲，以保证接收器通过夹持力与井中的套管壁对准。
作为用在井孔中工具的各种元件的尺寸的一个例子，接收器32和34可以有2．6英寸的直径，电子模块壳体36可以有2．25英寸的直径，及联接35可以有1．6英寸的直径。除图1中所示的元件之外，工具可以带有在底部固定的“缓冲胶层(bumper sub)”，以便当在井中延伸时对于工具的冲击最小。
电子模块壳体36包括图2中示意表明的电路的“井下”段的元件。至电路的输入是来自接收器单元32和34中在x、y和z方向上的六个传感器的信号和来自诸如压力传感器、温度传感器、井口定位器、或时间同步脉冲之类的辅助仪器的直流电压信号。这些信号的每一个供给到具有选择中心频率的电压受控振荡器(VCO)42。这些频率可以在从约3kHz至约20kHz的范围内。一个比例频带振荡器或IRIG振荡器可以用来代替VCO。从传感器接收信号的每个VCO的中心频率选择成与其他VCO的中心频率相差一个足够的量，以允许具有适于传送传感器信号的频率带宽。在水力破碎期间观察微震事件的试验表明，借助于约1000Hz以下的频率能适当分析事件。在接收传感器信号的每个VCO的中心频率周围选择在中心频率每侧的约百分之5的带宽。为了在地面处的最佳滤波和通道分离，对数相等地隔开载波频率。发现在导线上传送的信号之间的“交扰”量在较高频率下大大地增加，并且在高于20kHz的频率下有明显衰减。因此，可以断定，最高载波频率应该在20kHz的范围内，并且在地面处信号的精确滤波需要分离每个独立通道。载波频率和FM偏差这样配置，从而通带与其最近相邻带的交叉发生在波峰频率处振幅以下至少40dB的振幅处。对于图2上的每个VCO指示的频率发现是最小交扰与在七导体导线的21，000英尺长度上传送的九通道信号的衰减之间的良好折衷，同时保持适当的信号分辨率。注意在较低频率处的频率分离减小到只有1kHz，以便在传送具有较低带宽的辅助(不是地震)信号时使用。
VCO信号可以由斜坡调制三角波或其他适当重复信号组成。在图2中所示的井下电路中，来自三个VCO的信号供给到一个用于每组中心频率的混频器电路44。在该混频器电路中，信号通过一个低通滤波器以圆整波形和衰减奇次谐波，每个通道通过一个校准值获得以增大高频，并且求和信号。来自每个混频器的输出供给到变压器46的初级线圈。发现避免了在较高频率下的严重衰减，变压器46必须是低阻抗的。该变压器专门为数据遥测而建造。它最好带有铁氧体磁心，并且设计成在高达100kHz在高达200°C的温度下操作。一个时间多路复用信号供给到接收中频带的变压器46的次级线圈的中心抽头，并且该变压器的次级供给到其他两个变压器的中心抽头，从而所有三个变压器的输出供给到导线的四个导体48，以把信号传送到地面。
在电子仪器的另一个实施例中，图2中所示的VCO输出供给到一个单混频器电路，并且混频器的输出供给到单变压器的初级线圈。在该实施例中，变压器的次级仅供给到导线的两个导体。在导线中的其他导体，如果有的话，那么可用于其他信号。
电子模块36可以也包括一个用于每个地震检波器信号的动态范围压缩电路。这将使得有可能捕获比用其他方法捕获的那些大和小的较多微震事件。可以产生一个平方根模拟信号以把-25V至+25V的输入电压范围压缩到例如-5V至+5V的范围。
图1中的导线18离开井10，并且在地面处连接到“地面”电子单元(未表示)上。地面电子单元的电子元件表示在图2中。来自导线导体48的混合频率信号供给变压器50，并且中频变压器通过一个时间多路复用信号中心抽头。每个变压器的次级供给用于每组频率的自动增益控制(AGC)电路52。诸信号然后由带通滤波器／AGC 54滤波。滤波器对于FM遥测系统的成功非常重要。最好，一个滤波器系统用来在相邻带宽的交叉处产生至少40db的信号强度减小。数字带通滤波器，如SGS Thomson TGS 8550或8551，可适于该目的。另外，可以使用模拟滤波器。滤波器的输出然后供给到电路56，电路56包括一个频率至电压转换器，由高速比较抽样电路组成以检测每个波的周期。时间间隔数字计数经一个数模转换器转换成模拟信号。来自每个声传感器和其他仪器的模拟信号然后可以显示和记录。
在本发明的另一个实施例中，导线18(图1)由一根电缆组成，该电缆带有使从井下声传感器至地面电子仪器的实时、多路复用的数字数据传输成为可能的一个或多个光纤股，和用于至工具的电力传输、夹持臂电机的致动、井口定位传感器的监视、及陀螺仪仪器的使用的一个或多个常规金属股。在该实施例中，电子模块36包括一个把来自多个声传感器的模拟输出信号转换成数字形式的井下数字电路(未表示)。该数字化电路的增益可以固定或者有可能由在来自地面的信号的控制下变化。数字化信号然后多路复用，并且供给到一个收发机(未表示)，以便把数字电子信号转换成用于在光纤股上传送到地面的光脉冲。在本发明的该实施例中，来自微震事件的数据实时传送到地面，而不需要井下数据存储。因而，工具能够在连续的基础上监视微震事件的发生，而没有无效周期和非工作循环。
在表面处，一个对应的收发机(未表明)接收光脉冲、然后转换成数字形式、并且多种复用该信号。来自井下传感器的数字化输出然后从数字计算系统上用于存储的地面单元直接得到而不用进一步转换。如果希望，数字信号能转换回模拟形式，并且然后记录在用于连续模拟历史和数据存归档的磁带上。
上述井下数据数字化和传输系统能完全代替图2中所示的频率调制数据遥测系统。来自其他常规井下传感器(如井口定位器、温度传感器、压力传感器、和／或时间同步脉冲)的数据可以在光纤股上以数字化形式或者要不然在常规金属股上以模拟形式传送到地面。
已经表明，铜导线也可以用于电脉冲形式的数字数据的实时传输。因此，在另一个实施例中，使用铜导线来代替用于数字数据传输的光纤股。在该实施例中，使用高速调制解调技术把数字化和多种路复用数据传送到地面上的兼容收发机单元。
图3是流程图，表示用来估计微事件源的方法的一个最佳实施例的主要步骤，而图10表明在实施该最佳方法时使用的设备。首先翻到图10，设备4带有x轴和y轴数据的三个隔开声接收器R1、R2、和R3(而不是上述的两个接收器)。另外，一个或多个z轴通道可以用来分辨事件极性。使用联系图2在以上描述的频率调制数据遥测系统、或上述的使用光纤股或铜导线的多路复用数字数据传输系统可以实施该最佳方法。因而，图10中的电子模块6和7可以包含用于任一类型数据传输的适当设备。
该方法基于微震信号的如下物理性能：
·记录信号包括到达的初始压缩波(P-波)、随后一些时间后到达的剪力波(S-波)组成。
·P-波方向与在接收器处指向微震事件源的向量对准，而S-波与P波向量正交。因而，对于远离井孔的源，P波时间窗口部分的矢端曲线或x-y交会图产生一个其主轴与至源方位对准的椭圆，而S-波的矢端曲线形成一个其主轴垂直于从接收器到源位置的线的椭圆。
·P-波传播速度(或“缓慢程度”)是σP，而S-波缓慢程度是σS(以每单位长度的传播时间为单位表示)。P-波传播得较快，从而σP小于σS。分别对于P-波和S-波传播时间tP1和tS1、及从源位置5至接收器R1的距离D1，传播时间可以由tP1=D1σP和tS1=D1σS计算。对于用于接收器R2的传播时间tP2和tS2(和距离D2)、及用于接收器R3的传播时间tP3和tS3(和距离D3)保持类似的关系。在先有技术中已知的各种方法可以用来计算P-波和S-波在可变性能的分层地球介质中的有效平均缓慢程度。
熟悉本专业的技术人员将理解，该方法最好使用适当编程的数字计算机实施。这些人根据这里叙述的讲授能容易地开发用来完成该方法的计算机软件。
如下描述将说明使用交互、图形计算机软件代码实施本发明的方法，该代码已经设计成在其使用中是说明性的和灵活的。代码包括六种基本显示，这些显示交互地用来检查事件数据、初始化解、及然后精确化该估计，以确定最可能的源位置。然而，本发明方法的其他实施是可能的。因而，如下描述打算仅是方法的说明，而不要认为限制本发明的范围。
交互软件代码的六种基本显示表明在图4-9中。在这些图的每一个中，标号150指示计算机显示屏幕的外边缘。将会理解，在实际实施中，这六种显示利用多种不同的颜色，以帮助用户辨别和解释数据。六种基本显示具有一些共同的特征。例如，在每种显示的左上角有一个共用组文本。在该文本中，“azim121w”是指，对于当前估计源位置的方位是N 121°E，并且事件在井的西侧(由与标准罗盘方向相对的0°至179°计算方位，并且东“e”和西“w”用来指示其中事件发生的井孔侧)；“x／z 60／2265”是指，当前估计源位置在2265英尺的深度处并且在离井孔60英尺的范围处；“e／n-51／31”是指，当前估计源位置井孔西(负的向东值)60英尺、北31英尺；“i／n1008／160”是指，用于窗口显示的当前设置是启动在1008索引处的窗口并且显示每个数据序列中的160个时间样本；“zh2o0”是沿井孔从接收器R1至使用的假定源位置的距离的测量，以调查能量以水或钢中的声速沿井孔传播的可能性；“rms0．36 0．18 1．17”是指，数据的均方根值(标准偏差的测量)对于接收器R1是0．36，对于接收器R2是0．18，及对于接收器R3是0．17；“pk1．7 1．5 1．6”是指，数据的波峰数值对于接收器R1是1．7，对于接收器R2是1．5，及对于接收器R3是1．6。“PP”、“SS”、“P1S”、“P2S”、及“P3S”符号，每个跟随三个矩形，用来指示：如果各矩形填充有在“解显示”中的对应点轨迹的颜色，则时间差固定(下面讨论)已经设置(图8)。
现在翻到图3，与来自三个接收器每一个的微震事件相对应的x和y数据从存储器读入到计算机存在器中(步骤100)，并且然后变换成北和东地球坐标102。这种变换通过使用熟知的三角关系把坐标转动过由工具夹持臂方位和地震检波器定向确定的一个角度实现。尽管对于该方法不是绝对必要的，但至北和东地球坐标的变换使得有可能相对于已知地面方向确定源位置。
图4表示当用户滚动记录事件的文件时用来观看数据的“事件显示”。由三个接收器R1、R2、和R3的每一个记录的时间序列数据表示成变换成北和东分量。对于讨论的接收器，三条曲线的每一条包括两条轨迹，一条P-波轨迹和一条S-波轨迹。注意图4中所示微震事件的持续时间小于300毫秒。
在至事件显示的进口上，左上角的文本数据对应于初始事件位置。当事件分析进行时，在事件显示上的文本数据(和所有其他显示)连续地更新。初始位置可以由程序设置到前一事件的位置，或者大致设置到某一任意位置，如正东、在顶部接收器的深度处、离井100英尺。初始解位置对于该方法不是关键的，但如果新事件位于先前事件附近，那么适当的初始化可以加速当前事件的解。
使用事件显示检查记录的事件，以确定记录信号是否可能是在起源中的微震(一些记录数据组不是)或事件是否显得是可解释的。有些记录的事件仅在一个接收器处产生显著的信号，并且一般发现这些是可能已经靠近井孔产生的不可解释事件。如果事件显得是可解释的，则用户着手分析具体的事件。
该方法的下个步骤把解初始化(图3中的标号104)。该步骤的结果显示在“光标显示”中，其一个例子表示在图5中。在图5中，水平分量数据的开窗口部分(例如从75至125毫秒)表示成没有施加时间偏移。光标200、202、和204用来辨别P-波到达时间，而光标206、208、和210用来辨别S-波到达时间。使用表示在显示左上角的当前源位置估计和按上述计算的有关传播时间tP1、tS1、tP2、tP3、和tS3定义这些光标。因为测量传播时间差，并且事件的瞬时是未知的而必须估计，所以有一个与必须假定或人为定位的光标相对应的自由度。该光标称作“锚定光标”。通过选择到达接收器之一的P-波或S-波之一作为锚定光标位置把解初始化(图3中的步骤106)。通过缺省，选择最大振幅事件的P-波到达时间用于锚定，但如果需要，则可以使用任何其他的P-波或S-波到达。当前源位置的运动由剩余五个自由光标的变化反映。当源位置变化时，锚定光标的位置不会改变。表示在光标显示左侧的开窗口P-波和S-波数据的矢端曲线交会图用来调节源方位角(图3中的步骤108)。
当前源位置既以文本形式又以图形形式表示，对于显示的序列部分的左边界上的工具图象在x-z平面中由带有线的黑方块描绘。源位置可以在四个方向变化(上、下、左、右)。当源位置在光标显示中变化时，P-波光标200、202、和204和S-波光标206、208、和210及矢端曲线图象(下面描述)将变化，以反映从更新源到每个接收器的声传播时间的变化。
在图5中表示的还有光标212和214，光标212和214表示可能以地震波在水中(约4800英尺／秒)或在钢中(约17，000英尺／秒)速度传播的近井孔事件的可能到达时间。光标显示允许这样的事件的筛选。
当进入光标显示时，可能不会良好地确定对于源位置的方位角。使用沿显示左下侧的两条矢端曲线可能有可能由该显示更新方位。这些是下面讨论的水平矢端曲线交会图显示(图7)小样式。对于与在下面讨论的对准显示(图6中)施加的时间偏移相对应的P-波和S-波光标位置附近的时间窗口，更新矢端曲线交会图。
由光标显示，如下面更详细描述的那样可以选择时间差固定。该任务基本上是识别在当前源位置处十五个P-P、S-S、或P-S时间差之一近似地被匹配并且准备“固定”的任务。
在该方法的下个步骤(图3中的步骤110)中，把解精确化。这包括重复精确化窗口选择和转动方位角(步骤112)及调节源位置以最大化P-P、S-S、或P-S波形的对准和固定时间差(步骤114)。两个显示，一个“对准显示”(图6)和一个“水平矢端曲线显示”(图7)用来使解精确化。
对准显示(图6)用来通过寻找时间偏移波形的最大程度对准来使解精确化。通过施加适当的偏移以除去计算的时间差，通过对准每个P-波和S-波到达分量的早先部分可以更密切地匹配波形。
为了准备对准显示，把水平分量数据从东和北分量变换到沿垂直的P和S轴的相应分量。沿到源的当前方位定向P-轴，并且垂直于到源的方向定向S-轴。P和S轴因而通过把坐标转过方位角形成左手坐标系，并且在东和北分量中的传感器响应可以表示在P和S坐标系中。P-波能量应该主要由沿P-轴的响应表示，而S-波能量应该大部分沿S-轴被捕获。由于模式转换和泄漏，一些P-波能量通常发现在S-轴上，反之亦然。
在对准显示中，P-轴数据使用从当前源位置至每个接收器的P-波传播时间借助于反时间偏移画出。S-轴数据使用相应的反S-波时间偏移画出。对于P和S分量，这些时间偏移值由在x-z平面中每个网格点与接收器每一个之间的传播时间的内部阵列得到。通过由熟悉本专业的技术人员已知的几种方法之一可以计算传播时间。另外，与具体网格点处的那些相对应的、在每个值与该组的最小传播时间之间的传播时间差可以用来反时偏移数据。该相对时间偏移实施是希望的，因为它较有效地使用计算机资源。
在如下讨论中，符号Pi和Pi对应于在反时偏移分别由当前源位置与第i接收器和第j接收器之间的P-波传播时间确定的量之后的P-轴数据。类似地，符号Si和Si对应于在反时偏移分别由当前源位置与第i接收器和第j接收器之间的S-波传播时间确定的量之后的S-轴数据。因为S-波一般比P-波慢，所以S-波反时偏移通常大于对于P-波的，导致在对准显示中向左的S-波能量相对偏移。
在对准显示右侧表示的时间序列数据划分成由从顶部到底部进行的如下交会图组成的五部分：Pi-Pj、Si-Sj、P1-Si、P2-Si、和P3-Sj。当前源位置的运动引起波形偏移，因为对于新的源位置更新时间偏移。这有助于源的重新定位，直到得到希望的对准。
最佳源位置是在对准显示中每个波形上达到初始能量对准最大程度的位置。由该显示可以固定到达时间差，目的在于解释在下面讨论的“解显示”(图8)中的最可能源位置。“固定”时间差的过程包括可视地选择到达时间差(一般使用波峰对波峰时间差，但可选择地使用开始对开始差)、识别已经实现对准、及选择要存储的波形到达时间差。一旦已经固定时间差，与该时间差相对应的点的轨迹就画在“解显示”(图8)上，如下面进一步描述的那样。
因为在对准显示中的数据准备成沿平行于和垂直于源位置的方向的各分量值，所以对方位估计的修正将引起对准显示中表示的P和S数据序列的变化。在左下侧的小矢端曲线对应于右侧的数据窗口。上部P矢端曲线是与右边的顶部部分的P-波时间偏移相对应的数据，而下部S矢端曲线图是下个部分的S-波时间偏移的数据窗口。在图6的例子中，从第一P-波数据至以后S-波数据的能量的正交转动是显然的。该显示可以用来使方位角精确化，或者另外可以使用水平矢端显示的较大样式(图7)。
图7是可以用来确定对于源的方位角的“水平矢端曲线显示”。在左侧的曲线图包括画作具有P-波反时偏移的北相对于东分量的水平信号，该P-波反时偏移对应于对准显示的顶部部分(图6)。类似地，右侧表示具有对于S-波传播时间的反时偏移的水平分量。这些窗口因而包括对于各波形类型(P或S)反时偏移的水平响应。通过使用时间偏移分量，便于在所有接收器处的方位的同时匹配，并且P-波和S-波到达都可以同时拟合成适于到达的各方向。
在图7中，另外的统计量是可得到的，以相对于在源方向(P-波)或正交于该方向(S-波)拟合椭圆的目标，指示对于窗口内的数据的数值回归结果。在图7中所示的例子中，对于123°的源方位，P-波数据应该如此定向，而S-波数据应该沿33°方向定向，如在每条矢端曲线上方的文本块的顶部处指示的那样。表示对于每个接收器的数据的各回归结果，P-波时间窗口回归结果对于接收器R1是127°(R2=0．94)，对于接收器R2是133°(R2=0．98)，及对于接收器R3是111°(R2=0．99)。使用为矢端曲线分析开发的专用回归程序确定回归结果和R2值。当问题最自然地呈现在极坐标中时，该方法优于笛卡尔坐标中的标准线性回归。对于从0°至179°的所有可能方位角α，对于从下标p至q的规定时间窗口内的数据进行如下计算：
变量ui对应于沿方位角α的水平传感器响应的投影，而变量vi是正交于该方向的投影。ni和ei分别对应于水平传感器响应的北和东分量。使R2最大化的α值是对回归的解，因为R2统计量测量沿相对于平方总和的方位方向的平方和。该值对于最可能方位方向最大。
以对于P-波矢端曲线的类似方式，对于与对S-波到达反时偏移之后的数据相对应的水平响应椭圆，可以执行回归分析。因为不能保证P-波已经衰减了S-波的到达时间，所以可能有或可能没有在图7右侧所示的S-波矢端曲线上得到的良好回归拟合。现场试验数据已经表明了对于S-波矢端曲线的适当良好结果，部分因为S-波振幅通常大于P-波的。
图8是“解显示”。显示的右侧包括x-z半平面的图象，x-z半平面沿至源的方位角定向且通过井孔轴。井孔沿该平面的左边缘布置，并且工具图象也表示在该轴上。当前源位置的横向距离x和深度z画在该平面内，至顶部和底部工具接收器的线如也可以在图5和6中发现的那样。
通过建立一系列到达时间对准可以产生解，“得到方位点”如在航海的术语中那样，并且对于每个这样的方位点画出诸点的相应轨迹。这些轨迹的主要交叉将确定用于事件的最可能源位置。
在航海技术中，通过测量两个或多个浮标或岸上物体的罗盘象限角并且在图上经这些物体以测量角度来画线，可以确定船的位置。线的交叉定义船位置。在甚至较接近的模拟中，利用Loran法定位船包括在图上确定两条或多条点轨迹，这些轨迹对应于在不同无线电频率上的测量时间差。船位置在这些轨迹的交叉处。在这种微震数据分析中使用类似方法，其中可以使用15个到达时间差来确定高达15条点轨迹。
最初对于一个事件在图8中没有表示轨迹。到达时间差可以由光标显示(图5)和对准显示(图6)固定。当确定这些时间差时，至解显示(图8)的返回将逐渐表示与已经设置的那些相对应的多条轨迹，并且对于恒定的P-P或S-S时间差将画出从井孔发散的线，并且对于恒定的P-S时间差将显示圆形轨迹(图3中的步骤116)。当用户已经这样设置足够数据的时间差，从而如图8中所示有明显的交叉时，可以认为已经在x-z平面内确定事件位置。
在该显示中，彩色编码最好用来显示在每个网格点处的多个轨迹交叉。为了以高精度得到得到位置估计，重要的是实现轨迹交叉的足够混合。尽管确定一个源位置只需要两个P-P或S-S交叉，但范围估计不是非常精确，除非事件较靠近井孔。一个或多个P-S交叉是有用的，以便产生以较高精度交叉这些线性轨迹的圆形轨迹。类似地，通过与一个或多个P-P或S-S轨迹的交叉将显著改进来自两条P-S的位置估计。
在解显示的左侧上是两个矢端图象，一个用于P-波窗口而一个用于S-波窗口。这些是表示在水平矢端曲线显示(图7)中的那些的小样式，并且适用于确定适当的方位定向。
最后，图9是“竖直矢端曲线显示”。在该显示中，沿方位方向的水平x分量是横坐标，而竖直z响应是纵坐标。P-波传播已经用于反时偏移，从而窗口选择对应于对准显示(图6)的顶部部分。
表示从接收器至当前源位置的倾斜角的线也表示在该显示中。该线依据在井孔哪侧定位事件被“上”或“下”定向。通过实现在该倾斜线与x-z平面内数据的矢端曲线之间的最好拟合得到最可能的定向。
源位置可以在井孔的西侧与东侧之间变化，导致从接收器至当前源位置的倾斜线的突然改变。由该显示也可以改进窗口帧，直到分辨事件位置模糊性(图3中的步骤118)，对于其他显示中的计算考虑到在井的相对侧的两个可能源。注意在当前工具配置中，记录仅来自顶部接收器的z通道。对于另外的z通道，建立另外的源位置确认。
尽管图3中的流程图指示用于各种操作的预期命令，但将会理解，软件工具应该设计成便于在不同显示之间重复以得到最有效的源位置解。
至今已经描述了用来估计微震事件源的位置的过程。本发明的设备和方法也适用于来自要定位的源的连续声波。在这种情况下，选择一个包括选择数量的时间样本的数据窗口。然后遵循以上陈述的相同过程。
当本发明的设备或方法应用于水力破碎延伸的方向时，设备可以放置在破碎从其延伸的井孔中的单个位置处，或者它放置在多个位置处，并且从每个位置检测微震事件。设备可以放置在破碎从其延伸的井中，或者它可以放置在邻井中。
如果对确定水力破碎是否已经延伸到注射井中的流体注射区域之外特别有兴趣，则设备可以放置在靠近一个流体流动阻碍层的一个或多个位置处，并且可以用来使用上述技术，来确定微震事件是否发生在相对注射区域的阻碍层侧。
已经观察到，通过井中管的多串能接收来自微震事件的信号。例如，在带有悬挂在133／8英寸套管中且仅部分延伸到底部的51／2英寸套管的井中，当设备夹持在51／2英寸套管而不是13 3／8英寸套管内时，来自小试验填充的爆炸的信号强度只有轻微的衰减。因此，本发明的设备可以放置在多根同心管内，并且上述方法可以用来确定微震事件的源。
应该认识到，尽管主要关于上述实施例已经描述了本发明，但应该理解，在这里描述的实施例中可以进行变更和改进，而不脱离以上公开或以后要求的广义发明概念。

Claims (8)

1．用来定位在地球中声波源的设备，所述设备包括：
一个细长体，具有一根纵向轴和多个段，并且适于连接到导线上以允许把所述设备放置在井中；
多个声接收器，包括所述细长体的分离段，并且以这样一种方式固定到所述细长体上，从而防止每个声接收器相对于每个其他声接收器的显著扭曲变形，所述声接收器的每一个包括用来施加一个力以便把所述声接收器夹持在所述井中的可缩回装置，并且带有两个位于基本上垂直于所述细长体的所述纵向轴的平面内的正交声传感器，所述声传感器的每一个适于响应碰撞在其上的声波产生一个电信号；及
电子装置，布置在所述细长体的至少一个段中，所述电子装置能够基本上连续地把所述电信号实时传送到地面。
2．根据权利要求1所述的设备，其中所述导线包括一个或多个光纤股，并且其中所述电子装置包括一个把所述电信号转换成数字信号的数字化电路、和一个把所述数字信号转换成光脉冲以便在所述光纤股上传送到地面的收发机。
3．根据权利要求1所述的设备，其中所述导线包括一个或多个铜股，并且其中所述电子装置包括一个把所述电信号转换成数字信号的数字化电路、和一个在所述铜股上把所述数字信号传送到地面的调制解调器。
4．根据权利要求1所述的设备，其中所述设备包括至少三个声接收器，并且其中所述声接收器的至少一个包括一个与所述两个其他声传感器正交的第三声传感器。
5．一种用来确定在地球中的声波源位置的方法，所述方法包括步骤：
用导线把设备放置在井中，所述设备包括(a)至少两个隔开的声接收器，所述声接收器的每一个包括用来施加一个力以便把所述声接收器夹持在所述井中的可缩回装置，并且带有两个位于基本上垂直于所述井的轴线的平面内的正交声传感器，所述声传感器的每一个适于响应碰撞在其上的声波产生一个电信号，及(b)用来把所述电信号实时传送到地面的电子装置；
把所述声接收器夹持在所述井中；
使用所述声传感器以检测所述声波且响应至此的声波产生电信号；
把所述电信号传送到地面；及
在地面处使用所述电信号计算所述声波源的位置。
6．根据权利要求5所述的方法，其中所述设备带有穿过所述隔开声接收器延伸的纵向轴，并且其中所述声波包括P-波和S-波，及其中使用所述电信号计算所述声波源的位置的所述步骤进一步包括步骤：
对于所述P-波和S-波都使用矢端曲线分析法，以确定从所述设备到所述声波源的方位角；
使用所述方位角定义一个包含所述设备的所述纵向轴和所述声波源的平面；
确定在所述P-波和S-波初始到达所述声接收器之间的实际时间差；
对于从在所述平面内的多个可能源位置至所述声接收器的所述P-波和S-波估计传播时间差；及
选择对其所述估计传播时间差最密切接近所述实际时间差的可能源位置，作为所述声波源的位置。
7．根据权利要求5所述的方法，其中所述设备带有穿过所述隔开声接收器延伸的纵向轴，并且其中所述声波包括P-波和S-波，及其中使用所述电信号计算所述声波源的位置的所述步骤进一步包括步骤：
对于所述P-波和S-波都使用矢端曲线分析法，以确定从所述设备到所述声波源的方位角；
使用所述方位角定义一个包含所述设备的所述纵向轴和所述声波源的平面；
根据从所述平面内的可能源位置到所述声接收器的计算传播时间，偏移所述P-波和所述S-波在所述接收器处的到达时间；及
选择基本上最大化所述时间偏移P-波和S-波的对准的可能源位置，作为所述声波源的位置。
8．根据权利要求5所述的方法，其中所述声接收器的至少一个包括一个与所述两个其他声传感器正交的第三声传感器，来自所述第三声传感器的数据用来分辨所述声波源的位置的模糊性。
CN99804281.1A 1998-02-23 1999-02-19 用来测绘声能源的单井系统 Expired - Fee Related CN1214253C (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/028,226 US5917160A (en) 1994-08-31 1998-02-23 Single well system for mapping sources of acoustic energy
US09/028,226 1998-02-23

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1294685A true CN1294685A (zh) 2001-05-09
CN1214253C CN1214253C (zh) 2005-08-10

Family

ID=21842246

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN99804281.1A Expired - Fee Related CN1214253C (zh) 1998-02-23 1999-02-19 用来测绘声能源的单井系统

Country Status (12)

Country Link
US (1) US5917160A (zh)
EP (1) EP1062526A4 (zh)
CN (1) CN1214253C (zh)
AU (1) AU742181B2 (zh)
BR (1) BR9908168A (zh)
CA (1) CA2321754C (zh)
EA (1) EA002412B1 (zh)
ID (1) ID26011A (zh)
MX (1) MXPA00008194A (zh)
NO (1) NO334700B1 (zh)
OA (1) OA11479A (zh)
WO (1) WO1999042857A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106646378A (zh) * 2017-01-03 2017-05-10 中北大学 一种地下挖掘位置的定位方法

Families Citing this family (63)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6205403B1 (en) * 1999-04-30 2001-03-20 Baker Hughes Incorporated Method for determining horizontal geophone orientation in ocean bottom cables
AU2075401A (en) 1999-12-10 2001-06-18 Board Of Trustees Of Michigan State University Seismic sensor array
WO2001081724A1 (en) * 2000-04-26 2001-11-01 Pinnacle Technologies, Inc. Treatment well tiltmeter system
CN1271420C (zh) 2001-01-25 2006-08-23 维斯特恩格科地震控股有限公司 海洋地震数据处理方法和地震测量方法
US6852086B2 (en) * 2001-06-18 2005-02-08 Dan Atlas Detection of signs of attempted deception and other emotional stresses by detecting changes in weight distribution of a standing or sitting person
US7348894B2 (en) * 2001-07-13 2008-03-25 Exxon Mobil Upstream Research Company Method and apparatus for using a data telemetry system over multi-conductor wirelines
US7026951B2 (en) * 2001-07-13 2006-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Data telemetry system for multi-conductor wirelines
GB2379013B (en) 2001-08-07 2005-04-20 Abb Offshore Systems Ltd Microseismic signal processing
NO327961B1 (no) * 2002-08-30 2009-10-26 Sensor Highway Ltd Fiberoptisk overforing, telemtri og/ eller utlosning
US7254999B2 (en) * 2003-03-14 2007-08-14 Weatherford/Lamb, Inc. Permanently installed in-well fiber optic accelerometer-based seismic sensing apparatus and associated method
US6862530B2 (en) * 2003-04-11 2005-03-01 Schlumberger Technology Corporation System and method for visualizing multi-scale data alongside a 3D trajectory
US6985816B2 (en) * 2003-09-15 2006-01-10 Pinnacle Technologies, Inc. Methods and systems for determining the orientation of natural fractures
US20060081412A1 (en) * 2004-03-16 2006-04-20 Pinnacle Technologies, Inc. System and method for combined microseismic and tiltmeter analysis
US7339852B2 (en) * 2004-03-19 2008-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Seismic acquisition system
US7027925B2 (en) * 2004-04-01 2006-04-11 Schlumberger Technology Corporation Adaptive borehole assembly visualization in a three-dimensional scene
BRPI0510007B1 (pt) * 2004-04-21 2017-03-07 Halliburton Energy Services Inc mapeamento de fratura microssísmica usando medições de sincronismo de fonte sísmica para calibração de velocidade
US20050264585A1 (en) * 2004-05-26 2005-12-01 Trombley Michael G Visual display transformation
US20060013065A1 (en) * 2004-07-16 2006-01-19 Sensorwise, Inc. Seismic Data Acquisition System and Method for Downhole Use
GB2417656B (en) * 2004-08-24 2009-02-11 Vetco Gray Controls Ltd Communication apparatus
US7391675B2 (en) * 2004-09-17 2008-06-24 Schlumberger Technology Corporation Microseismic event detection and location by continuous map migration
US20070005250A1 (en) * 2005-06-27 2007-01-04 Geo Estratos, S.A. De C.V. System and method for locating leaks in petroleum wells
US8593147B2 (en) 2006-08-08 2013-11-26 Halliburton Energy Services, Inc. Resistivity logging with reduced dip artifacts
US8390471B2 (en) 2006-09-08 2013-03-05 Chevron U.S.A., Inc. Telemetry apparatus and method for monitoring a borehole
US7663970B2 (en) * 2006-09-15 2010-02-16 Microseismic, Inc. Method for passive seismic emission tomography
WO2008056267A2 (en) * 2006-11-10 2008-05-15 Magnitude Spas System and method for determing seismic event location
EP2066866B1 (en) 2006-12-15 2018-09-12 Halliburton Energy Services, Inc. Antenna coupling component measurement tool having rotating antenna configuration
GB2444954B (en) * 2006-12-20 2009-05-20 Westerngeco Seismic Holdings Method of monitoring microseismic events
US8107317B2 (en) * 2006-12-28 2012-01-31 Schlumberger Technology Corporation Technique and system for performing a cross well survey
US7863907B2 (en) * 2007-02-06 2011-01-04 Chevron U.S.A. Inc. Temperature and pressure transducer
US7810993B2 (en) * 2007-02-06 2010-10-12 Chevron U.S.A. Inc. Temperature sensor having a rotational response to the environment
US20080285385A1 (en) * 2007-05-18 2008-11-20 Cherry J Theodore Methods and systems for seismic event detection
GB2450707B (en) * 2007-07-03 2009-09-16 Schlumberger Holdings Method of locating a receiver in a well
US7636052B2 (en) * 2007-12-21 2009-12-22 Chevron U.S.A. Inc. Apparatus and method for monitoring acoustic energy in a borehole
US9547104B2 (en) * 2007-09-04 2017-01-17 Chevron U.S.A. Inc. Downhole sensor interrogation employing coaxial cable
GB2468734B (en) 2008-01-18 2012-08-08 Halliburton Energy Serv Inc Em-guided drilling relative to an existing borehole
CA2658890C (en) * 2008-03-20 2014-09-09 Precision Energy Services Inc. Downhole telemetry through multi-conductor wireline
FR2931953B1 (fr) * 2008-05-28 2010-06-18 Inst Francais Du Petrole Procede pour localiser l'origine spatiale d'un evenement sismique se produisant au sein d'une formation souterraine
MY160258A (en) 2008-11-24 2017-02-28 Halliburton Energy Services Inc A high frequency dielectric measurement tool
US20120133367A1 (en) 2009-08-20 2012-05-31 Halliburton Energy Services, Inc. Fracture Characterization Using Directional Electromagnetic Resistivity Measurements
US8353677B2 (en) * 2009-10-05 2013-01-15 Chevron U.S.A. Inc. System and method for sensing a liquid level
US10488286B2 (en) * 2009-11-30 2019-11-26 Chevron U.S.A. Inc. System and method for measurement incorporating a crystal oscillator
US8575936B2 (en) 2009-11-30 2013-11-05 Chevron U.S.A. Inc. Packer fluid and system and method for remote sensing
US9410421B2 (en) * 2009-12-21 2016-08-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for microseismic analysis
CA2800148C (en) 2010-06-29 2015-06-23 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for sensing elongated subterranean anomalies
CN101893720B (zh) * 2010-07-02 2012-09-05 中国科学院地质与地球物理研究所 一种地震波的矢量波场分离与合成的方法和系统
US8521469B2 (en) 2010-07-21 2013-08-27 General Electric Company System and method for determining an orientation of a device
CN102262220B (zh) * 2011-04-28 2013-07-17 中南大学 一种基于非线性拟合的微震源或声发射源的定位方法
GB201109372D0 (en) * 2011-06-06 2011-07-20 Silixa Ltd Method for locating an acoustic source
US9945970B1 (en) * 2011-08-29 2018-04-17 Seismic Innovations Method and apparatus for modeling microseismic event location estimate accuracy
US11774616B2 (en) 2011-08-29 2023-10-03 Seismic Innovations Method and system for microseismic event location error analysis and display
US10073184B2 (en) * 2012-02-06 2018-09-11 Ion Geophysical Corporation Sensor system of buried seismic array
US9354335B2 (en) * 2012-06-22 2016-05-31 The Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University Determining location information of microseismic events during hydraulic fracturing
WO2014003702A1 (en) 2012-06-25 2014-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. Tilted antenna logging systems and methods yielding robust measurement signals
US9097097B2 (en) 2013-03-20 2015-08-04 Baker Hughes Incorporated Method of determination of fracture extent
US9377551B2 (en) * 2013-05-22 2016-06-28 Schlumberger Technology Corporation Method of borehole seismic surveying using an optical fiber
RU2634958C1 (ru) * 2013-12-27 2017-11-08 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Устройство и способ для совмещения скважинных измерений
CA2925716C (en) 2013-12-31 2018-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Rotating sensor mechanism for seismic while drilling sensors
CA2877931A1 (en) * 2014-04-09 2015-10-09 Star General Micro Systems Ltd. System and method for determining the start time of a pressure pulse from a downhole explosive device
BR112016029618A2 (pt) * 2014-07-18 2017-08-22 Halliburton Energy Services Inc ?método e sistema de determinação de uma localização de uma fonte acústica de fora de um furo de sondagem, e, dispositivo de armazenamento de leitura por computador?
WO2016202403A1 (en) * 2015-06-19 2016-12-22 Read As Method for determining the seismic signature of a drill bit acting as a seismic source
WO2016209388A1 (en) * 2015-06-26 2016-12-29 Halliburton Energy Services, Inc. Continuous beamforming while moving: method to reduce spatial aliasing in leak detection
US20180031734A1 (en) * 2016-08-01 2018-02-01 Chevron U.S.A. Inc. System and method of calibrating downhole fiber-optic well measurements
EA201791837A1 (ru) * 2017-09-13 2019-03-29 Общество С Ограниченной Ответственностью "Сонограм" (Ооо "Сонограм") Способ и система анализа скважины с помощью пассивного акустического каротажа

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2501380A1 (fr) * 1981-03-09 1982-09-10 Inst Francais Du Petrole Dispositif d'ancrage d'un instrument dans une cavite, muni de bras escamotables
FR2556478B1 (fr) * 1983-12-09 1986-09-05 Elf Aquitaine Procede et dispositif de mesures geophysiques dans un puits fore
US4870580A (en) * 1983-12-30 1989-09-26 Schlumberger Technology Corporation Compressional/shear wave separation in vertical seismic profiling
US4888740A (en) * 1984-12-26 1989-12-19 Schlumberger Technology Corporation Differential energy acoustic measurements of formation characteristic
US4910718A (en) * 1988-10-05 1990-03-20 Grumman Aerospace Corporation Method and apparatus for acoustic emission monitoring
US5010527A (en) * 1988-11-29 1991-04-23 Gas Research Institute Method for determining the depth of a hydraulic fracture zone in the earth
US4891641A (en) * 1988-12-29 1990-01-02 Atlantic Richfield Company Method for transmitting data over logging cable
GB2230091A (en) * 1989-03-23 1990-10-10 Roy Baria A two-module seismic borehole logging sonde
US4992994A (en) * 1989-03-29 1991-02-12 Shell Oil Company Borehole televiewer for fracture detection and cement evaluation
US5212354A (en) * 1991-02-07 1993-05-18 Exxon Production Research Company Apparatus and method for detecting seismic waves in a borehole using multiple clamping detector units
US5189262A (en) * 1991-10-15 1993-02-23 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Advanced motor driven clamped borehole seismic receiver
US5290159A (en) * 1993-03-04 1994-03-01 Exxon Production Research Company Downhole pump of constant differential hydraulic pressure
US5594706A (en) * 1993-12-20 1997-01-14 Schlumberger Technology Corporation Downhole processing of sonic waveform information
US5771170A (en) * 1994-02-14 1998-06-23 Atlantic Richfield Company System and program for locating seismic events during earth fracture propagation
US5747750A (en) * 1994-08-31 1998-05-05 Exxon Production Research Company Single well system for mapping sources of acoustic energy

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106646378A (zh) * 2017-01-03 2017-05-10 中北大学 一种地下挖掘位置的定位方法

Also Published As

Publication number Publication date
EP1062526A1 (en) 2000-12-27
MXPA00008194A (es) 2004-10-28
NO20004171D0 (no) 2000-08-21
NO20004171L (no) 2000-10-23
AU3302499A (en) 1999-09-06
CA2321754A1 (en) 1999-08-26
EA002412B1 (ru) 2002-04-25
WO1999042857A1 (en) 1999-08-26
OA11479A (en) 2004-05-03
ID26011A (id) 2000-11-16
CA2321754C (en) 2003-07-22
NO334700B1 (no) 2014-05-12
AU742181B2 (en) 2001-12-20
EA200000877A1 (ru) 2001-04-23
BR9908168A (pt) 2000-10-31
CN1214253C (zh) 2005-08-10
US5917160A (en) 1999-06-29
EP1062526A4 (en) 2004-10-13
WO1999042857A9 (en) 1999-11-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1214253C (zh) 用来测绘声能源的单井系统
US5747750A (en) Single well system for mapping sources of acoustic energy
CN106950288B (zh) 一种基于多频超声扫描的孔内空区探测装置及方法
CN104181581B (zh) 基于任意排布的地震波地下工程空间观测的系统及方法
CN1325493A (zh) 地震数据采集方法与装置
CN107642114B (zh) 桩基浇注前桩底隐患探查方法及其探查装置
CN102866417A (zh) 一种地下溶洞地震跨孔ct探测及层析成像装置及方法
CN106908837B (zh) 一种压裂裂缝形态和裂缝高度确定方法
CN202837558U (zh) 一种地下溶洞地震跨孔ct探测及层析成像装置
CN108957548B (zh) 一种多波多分量联合观测地震页岩气富集区预测方法
CN101761330A (zh) 一种采用超声测井仪自身定向装置的超声测井系统
CN104360395A (zh) 一种井上下全空间地震波数据采集系统和勘探方法
CN102565848A (zh) 利用共振波成像探测溶洞的方法及装置
CN204676517U (zh) 海洋场地地层的原位剪切波速测试装置
CN106324682A (zh) 一种应用于冻土层地区的表层结构调查方法
CN1245637C (zh) 管波探测法
CN101793973A (zh) 随钻电法
CN104074513A (zh) 测井仪用电阻率成像测量装置
CN114779346A (zh) 一种基于正交偶极四分量测量精准探测井外地质构造的声波测井方法及装置
Reynolds High-resolution seismic reflection surveying of shallow marine and estuarine environments
JP5330662B2 (ja) 地質構造調査システム及びその方法
CN1111286C (zh) 避开异常区域的油田可钻区域的地图绘制方法
JP2000186319A (ja) 地盤調査方法
CN113219538B (zh) 基于随钻激振波参数的岩土体识别方法及设备
CN112987123B (zh) 基于密植山区的油气田勘探方法及装置

Legal Events

Date Code Title Description
BB1A Publication of application
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20050810

Termination date: 20180219