DE19530874A1

DE19530874A1 - Einzelschachtsystem zum Zuordnen von Quellen akustischer Energie

Info

Publication number: DE19530874A1
Application number: DE19530874A
Authority: DE
Inventors: Jeffrey R Bailey; Marion M Ringo
Original assignee: Exxon Production Research Co
Current assignee: ExxonMobil Upstream Research Co
Priority date: 1994-08-31
Filing date: 1995-08-22
Publication date: 1996-03-07
Also published as: AU3034695A; NL1001100C2; AU688932B2; NO953401L; NL1001100A1; NO308814B1; US5747750A; CA2156772A1; GB2292802A; GB9517680D0; GB2292802B; NO953401D0; CA2156772C

Description

Die Erfindung betrifft geophysikalische Vorrichtungen und Verfahren. Insbesondere wird ein System zum Lokalisieren von Quellen mikroseismischer Ereignisse oder anderer aku stischer Wellen um einen Schacht herum geschaffen.

Niedrigenergetische akustische Wellen werden in Festkörpern erzeugt, wenn Spannungen im Festkörper eine plötzliche Be wegung von Frakturen oder Schwächezonen verursachen. Die Energiefreigabe kann als "akustische Emission" oder übli cherweise, wenn es sich beim Festkörper um eine Formation in der Erde handelt, als "mikroseismisches Ereignis" be zeichnet werden. Mikroseismische Ereignisse können durch Fluiddruckänderungen in den Porenzwischenräumen von Gestein verursacht werden, welche Spannungsänderungen im Gestein und eine Bewegung in Ebenen von geringer Festigkeit verur sachen, oder durch die Ausbildung von hydraulischen Fraktu ren. Die erzeugte seismische Welle kann als ein extrem schwaches Erdbeben betrachtet werden. Es ist seit vielen Jahren bekannt, daß derartige mikroseismische Ereignisse in Kohlenwasserstoffreservoirs auftreten, in denen bedeutende Druckänderungen auftreten.

Eine hydraulische Zerklüftung (fracturing) von Schächten wird weithin als Mittel zum Erhöhen der Produktionsrate der Schächte praktiziert. Bei diesem Verfahren wird Fluid mit einer hohen Rate und einem Druck injiziert, der größer ist als die Erdspannung in der zu brechenden Formation. Typi scherweise wird eine vertikale Hydraulikfraktur um einen Schacht herum erzeugt, und die Fraktur kann sich mehrere 30 m (100 Fuß) vom Schacht aus erstrecken. Die Fraktur kann sich auch eine bedeutende Strecke längs der Schachtbohrung erstrecken.

Es ist von Bedeutung, das Ausmaß der hydraulischen Fraktur längs der Schachtbohrung zu kennen, so daß bestimmt werden kann, wenn die Fraktur gewachsen ist und andere durchläs sige Zonen oberhalb oder unterhalb der interessierenden Zone schneidet. Es ist auch wünschenswert, die Länge der Fraktur weg von der Schachtbohrung und die Richtung oder den Azimuth-Winkel der Fraktur weg vom Schacht zu kennen, so daß der Einfluß der Fraktur auf den Fluß von Fluiden in der interessierenden Zone mit größerer Genauigkeit vorher gesagt werden kann.

Es ist auch wichtig zu wissen, ob eine hydraulische Fraktur eine undurchlässige Barriereschicht während der Injektion eines Fluids in einen Schacht für Entsorgungszwecke durch drungen hat. Ein derartiges Fluid kann beispielsweise eine Salzsole, ein radioaktives Material oder ein gefährdender chemischer Abfallstrom sein. Es ist wünschenswert, ein Werkzeug zu haben, das eine mögliche Bewegung des Fluids aus der beabsichtigten Injektionszone heraus und von darin enthaltenen Feststoffen erfassen kann. Die Erfassung von mikroseismischen Ereignissen, die von jenseits einer un durchlässigen Barriere aus entstehen, welche die beabsich tigte Injektionszone begrenzt, kann eine derartige Bewegung anzeigen.

Wie nicht überraschend ist, sind mit dem hydraulischen Zer klüftungsprozeß eine große Anzahl von mikroseismischen Er eignissen verbunden. Vor einigen Jahren wurde entdeckt, daß die Angabe der hydraulischen Frakturrichtung oder des Azi muth-Winkels von den mikroseismischen Ereignissen abge leitet werden kann, die bald nach der Ausbildung der hydraulischen Fraktur auftreten. Eine frühe Arbeit wurde von Dobecki in "Hydraulic Fracture Orientation Using Pas sive Borehole Seismics", Soc. of Pet. Engrs. Paper No. 12110, 1983 veröffentlicht. Zur Bestimmung der Polarisation der Druck- oder p-Welle eines jeden Ereignisses wurden Da ten von den mikroseismischen Ereignissen analysiert, um die Azimuth-Richtung des Ereignisses zu bestimmen, wobei die Polarisation aus einem "Hodogramm" bestimmt wurde. Ein Ho dogramm ist ein Ausdruck der Ausgabe eines Geophons in einer Richtung gegen die Ausgabe eines Geophons in einer anderen Richtung, wie x-Richtung versus y-Richtung. Der Ab stand des Ereignisses zum Schacht wurde durch Messen der Differenz in der Ankunftszeit der Druck- oder p-Welle und der Scher- oder s-Welle am Schacht und durch Multiplikation dieser Differenz mit einem Faktor berechnet, der die ent sprechenden p- und s-Wellengeschwindigkeiten berücksich tigt. Es wurde auch ein Histogramm der seismischen Ereig nisse, welche der hydraulischen Zerklüftung folgen, in Po larkoordinaten ausgedruckt, um die Azimuth-Verteilung der Ereignisse und infolgedessen die Richtung der hydraulischen Fraktur anzugeben.

In neuerer Zeit wurde die Prüfung von seismischen Ereignis sen, die in einem Schacht während der hydraulischen Zer klüftung empfangen werden, der Druckabfall nach der Zer klüftung und der Rückfluß des Fluids in "Acoustic Emission Monitoring During Hydraulic Fracturing", SPE Formation Eva luation Journal, S. 139-144, Juni 1992, veröffentlicht. In dieser Druckschrift wurde ausgeführt, daß dann, wenn mi kroseismische Ereignisse mit einem einzigen Set von tri axialen Geophonen erfaßt werden, eine Unbestimmtheit von 180° in der vertikalen oder z-Richtung existiert. Die Pola rität der ersten Bewegung bei Ankunft einer Welle ist nicht bekannt, da eine Quelle oberhalb oder unterhalb des Empfän gers ein identisches Signal erzeugen kann.

Ein Verfahren zum Lokalisieren von Frakturen von akusti schen Emissionen, die von einzelnen Geophonen empfangen werden, welche in Schächten in einem bekannten Abstand vom zu zerklüftenden Schacht angeordnet sind, wurde in "Obser vations of Broad Band Microseisms During Reservoir Stimula tion", Society of Exploration Geophysics 63rd Conference, Washington, 1993 veröffentlicht. Dieses Verfahren ist rela tiv teuer, da eine Vielzahl von Schachtbohrungen verwendet und eine Vielzahl von Werkzeugen betrieben werden müssen. Zur Lokalisierung von Quellen seismischer Ereignisse werden Dreiecksberechnungen verwendet, wobei Signale verwendet werden, die in getrennten Schächten empfangen werden.

Mikroseismische Ereignisse können unterirdisch mittels an derer Verfahren als der hydraulischen Zerklüftung von Schächten oder Druckänderungen in einem Reservoir erzeugt werden. Beispielsweise kann eine Senkung, welche eine Druckreduzierung eines Reservoirs begleitet, auch zu einer Bewegung von Pfählen oder anderer Einrichtungen an der Oberfläche oder dem Meeresgrund oberhalb eines Reservoirs führen, wodurch zusätzliche mikroseismische Ereignisse er zeugt werden. Auch kann ein Ansteigen des Drucks innerhalb des Gehäuses eines Schachtes zu einem mechanischen Defekt der Zementhülle um das Gehäuse herum führen, und eine aku stische Welle kann von nächster Nähe des Gehäuses ausgehen. Gibt es aufgrund einer mangelhaften hydraulischen Dichtung durch den Zement eine Verbindung des Fluiddrucks entlang der Schachtbohrung außerhalb des Gehäuses, können die Druckänderungen mikroseismische Ereignisse verursachen, die von nächster Nähe des Gehäuses ausgehen.

Unterirdische Quellen akustischer Wellen sind nicht auf mi kroseismische Ereignisse beschränkt. Beispielsweise kann ein Schacht mit einer ungesteuerten Strömung zur Erdober fläche, "blowout" genannt, mit so hohen Raten strömen, daß ein bedeutendes akustisches Geräusch am Boden oder anderen Segmenten des Schachtes erzeugt wird. Es besteht häufig die Notwendigkeit, die Quelle dieses Geräusches zu lokalisie ren, um bei Versuchen zu helfen, die unkontrollierte Strö mung zu stoppen. Die Messung derartiger Geräuschquellen kann von versetzten Schächten aus erfolgen.

Schachtbohrungsempfänger für seismische Wellen stehen seit den letzten Jahren für die Vertikale Seismische Profilie rung (VSP) in Schächten in großem Umfang zur Verfügung. Sie enthalten eine Einrichtung zum Haltern von drei orthogona len seismischen Übertragern (Geophonen oder Beschleuni gungsmessern) am Gehäuse eines Schachtes. In den letzten Jahren wurden Empfänger für die Kreuzschacht-Seismoabbil dung entwickelt, die für seismische Wellen bis zu Frequen zen von 1000 Hz geeignet sind. Derartige Empfänger, die im US-Patent 5 212 354 beschrieben sind, können gleichzeitig in unterschiedlichen Höhen und in Intervallen von etwa 3 m (10 Fuß) zwischen jedem Empfänger verwendet werden, um seismische Signale aufzuzeichnen, die in einem anderen Schacht erzeugt werden. Diese seismischen Empfänger verwen den einen Hydraulikdruck, um die Empfänger am Gehäuse mit einer hohen Kraft im Vergleich zum Gewicht des Empfängers festzuklemmen. In einem Schacht kann eine Vielzahl von Emp fängern verwendet werden, die flexibel durch einen Hydrau likschlauch mit anderen Empfängern und mit der hydrauli schen Druckquelle verbunden sind. Die seismischen Signale werden typischerweise digitalisiert und zur Erdoberfläche über übliche elektrische Drahtleitungen übertragen. Die Di gitalisierung der Lochsignale (downhole signals) beginnt nach der Auslöserbetätigung des "Schußbruchs" (shot break) und wird für ungefähr eine Sekunde fortgeführt, wenn die Daten in dem im Loch befindlichen Speicher gespeichert wer den. Danach werden die Daten zur Oberfläche über einen Di gitalkanal gepulst, während das Werkzeug inaktiv ist.

Es besteht ein Bedürfnis für eine verbesserte Vorrichtung und ein Verfahren, das in einem Schacht verwendet wird, um mikroseismische Signale oder andere akustische Wellen zu erfassen, die an diesem Schacht in Echtzeit ankommen, wobei keine Inaktivitätsperioden vorhanden sind. Die Vorrichtung und das Verfahren sollten die Unbestimmtheit verringern, die bei früheren Messungen vorhanden ist, insbesondere die 180°-Unbestimmtheit, die auftritt, wenn nur ein Set triaxi aler Übertrager in einem Schacht verwendet wird. Die Vor richtung und das Verfahren sollten auch die Bestimmung des Abstandes zu einem Ereignis ermöglichen, ohne daß sowohl die p-Wellen- und s-Wellen-Signale und ihre entsprechenden Wellengeschwindigkeiten verwendet werden müssen. Um eine Echtzeiterfassung von Daten von einer Mehrzahl von Empfän gereinheiten mit triaxialen Geophonsensoren oder Übertra gern zu ermöglichen, wird eine verbesserte Vorrichtung und ein verbessertes Verfahren zum Verbinden zusätzlicher Da tenkanäle mit der Oberfläche erforderlich. Die Vorrichtung und das Verfahren sollten eine übliche Vielleiter-Drahtlei tung verwenden. Auch sollten zur Unterstützung der Inter pretation der mikroseismischen Aktivität in Echtzeit um einen Schacht herum eine Einrichtung in der Schachtbohrung verfügbar sein, mit der andere Lochsignale wie Druck, Tem peratur und Hydrophonsignale zusammen mit den seismischen Daten zur Oberfläche übertragen werden. Es besteht daher ein Bedürfnis für eine Telemetrieeinrichtung mit wenigstens 6 und vorzugsweise 9 oder mehr Datenkanälen zur Oberfläche, wenn um einen Schacht herum akustische Wellen erzeugt und empfangen werden. Es besteht auch ein Bedürfnis für ein verbessertes Verfahren zum Verarbeiten und Ermöglichen der Interpretation der Daten von der Vielzahl von Empfängern, um eine größere Genauigkeit beim Lokalisieren der Quellen der akustischen Wellen zu schaffen. Zusätzlich besteht ein Bedürfnis zu bestimmen, ob ein mikroseismisches Ereignis oberhalb oder unterhalb einer speziellen Stelle in einem Schacht erzeugt wurde. Diese Information kann bei spielsweise zur Bestimmung verwendet werden, ob eine hydraulische Fraktur von einer Injektion eines Fluids in einen Schacht gebildet wurde und die Fraktur eine undurch lässige Barriere durchdrungen hat, welche die Injektions zone begrenzt.

Gemäß einer Ausführungsform der Erfindung ist eine Vorrich tung vorgesehen, welche eine Vielzahl von seismischen Emp fängern aufweist, die auf einem einzigen Werkzeug fest ver bunden sind. Die auf dem Werkzeug angeordneten Empfänger sind axial beabstandet, um die Lokalisierung von Ereignis quellen in einer vertikalen Ebene zu erleichtern, und sie werden in einem Schacht festgeklemmt. Signale von den Emp fängern werden über eine Drahtleitung in Echtzeit unter Verwendung von frequenzmodulierten Telemetriesignalen zur Oberfläche übertragen. Die Vielzahl individueller Signale wird an der Oberfläche durch Bandpaßfilter wiedergewonnen und in amplitudenmodulierte Signale umgewandelt.

Bei einer weiteren Ausführungsform der Erfindung ist eine im Loch befindliche Elektronikschaltung zum Komprimieren der Daten unter Verwendung eines dynamischen Bereichkom pressionsalgorithmus vorgesehen. Bei einer weiteren Ausfüh rungsform kann das Elektronikmodul ein gyroskopisches Ver fahren oder ein Inklinometerfahren zum Messen der Ausrich tung enthalten, Druck- und Temperatursensoren, eine Gehäu seeinfassungspositioniereinrichtung und eine oder mehrere Hydrophone zusammen mit der Stromversorgung und zugeordneten Schaltungen.

Erfindungsgemäß ist ein Verfahren zum Lokalisieren von Quellen akustischer Wellen vorgesehen, bei dem Daten von einer Vielzahl von Empfängern verwendet werden. Das Verfahren schließt das Berechnen einer Fläche im Raum von allen möglichen Punkten mit einer gemessenen Verzögerungszeit zwischen den Ereignissen ein. Der Azimuth- Winkel einer jeder Triade von Sensoren wird durch eine Regressionsanalyse des frühen Teils einer jeden Ereignisankunft erhalten, wobei Verfahren verwendet werden, die ähnlich zur Hodogrammanalyse sind. Die Azimuth-Winkel begrenzen dann die Punktfläche auf einen Punktort in der Ebene, die durch die Schachtbohrung bei diesem Azimuth- Winkel geht. Anschließend werden die Neigungswinkel eines jeden Empfängers bestimmt, die durch die relativen Stärken der vertikalen und horizontalen Geophonantworten bestimmt werden. Diese Winkel können dann verwendet werden, um den Ursprungspunkt des akustischen Ereignisses längs des Ankunftszeitdifferenzortes der Punkte zu schätzen. Enthält das Werkzeug mehr als zwei Sensorsets, wird der Schnittpunkt des Punktortes, der durch die An kunftszeitdifferenz aus einer Vielzahl von Empfängerpaarun gen gefunden wird, ebenso verwendet, um einen Schätzwert des Ursprungspunkts zu erhalten. Es werden Berechnungen mit einer letzten Quadratannäherung durchgeführt, die eine Vielzahl von Schätzwerten für das gleiche Resultat ergeben, um die Genauigkeit des Resultats mit zusätzlichen Messungen zu verbessern.

Bei einer weiteren Ausführungsform wird die erfindungsge mäße Vorrichtung in einem Schacht angeordnet, und es werden Signale von zwei Empfängern beobachtet, um zu bestimmen, wenn eine hydraulische Fraktur eine ausgewählte Tiefe in einer Formation um den Schacht herum durchdrungen hat.

Die Erfindung wird nachfolgend anhand der Zeichnung bei spielsweise näher erläutert. In dieser zeigen:

Fig. 1 einen Entwurf eines Schachtes, der eine sich wegerstreckende hydraulische Fraktur aufweist und in dem die erfindungsgemäße Vorrichtung auf gehängt ist;

Fig. 2 eine schematische Darstellung von Elektronikkom ponenten der erfindungsgemäßen Vorrichtung;

Fig. 3 einen Entwurf zur Beschreibung der Variablen, die zum Bestimmen der Stelle einer Quelle aku stischer Energie im Hinblick auf die erfindungs gemäße Vorrichtung verwendet werden;

Fig. 4 ein Flußdiagramm des erfindungsgemäßen Verfah rens zum Berechnen der Stelle der akustischen Energie um einen Schacht herum und

Fig. 5 eine graphische Darstellung eines Leistungsin dexes, der zum Bestimmen des wahrscheinlichsten Abstandes x zu einer Quelle akustischer Energie verwendet wird.

Wie aus Fig. 1 ersichtlich, weist ein Schacht 10, der eine Formation 12 durchdringt, ein Gehäuse 11 auf und wurde hydraulisch zerklüftet (fractured), um eine vertikale Frak tur 14 in und von der Formation 12 sich wegerstreckend zu bilden. Ein mikroseismisches Ereignis 20 ist längs der Ebene der hydraulischen Fraktur 14 aufgetreten.

Eine erfindungsgemäße Vorrichtung 30 wurde an einem gewis sen Punkt unter Verwendung einer Drahtleitung 18 im Gehäuse 11 angeordnet, das Perforationen 16 aufweist. Die Schacht bohrung 10 kann sich in irgendeiner ausgewählten Richtung erstrecken, obwohl sich die vorliegende Beschreibung auf eine vertikale Schachtbohrung bezieht. Die Vorrichtung 30 umfaßt Empfängereinheiten 32 und 34 und ein elektronisches Modul 36. Das elektronische Modul 36 kann auch einen Druck- und Temperatursensor umfassen, ein Hydrophon, einen gyro skopischen Richtungsanzeiger oder Inklinometer und andere Arten von Instrumenten. Die Empfängereinheiten 32 und 34 sind am Gehäuse 11 mittels Halterungen 32A bzw. 34A mit einer ausreichenden Kraft gehaltert, um sicherzustellen, daß sie der Bewegung des Gehäuses wenigstens bis zu den höchsten Frequenzen der zu erfassenden seismischen Energie folgen. Abstandsfüße 32B und 34B können verwendet werden, um die Wirksamkeit der Haltekraft zu erhöhen.

Die Empfänger 32 und 34 enthalten vorzugsweise triaxiale Geophone oder Beschleunigungsmesser, d. h. orthogonale Geo phone oder Beschleunigungsmesser, obwohl es für einige An wendungen nicht erforderlich ist, daß Sensoren für alle drei Richtungen verwendet werden. Vorzugsweise ist die durch die Halterungen 32A oder 34A ausgeübte Haltekraft we nigstens gleich der Hälfte des Gesamtgewichtes des Werk zeugs, kann jedoch um ein Mehrfaches größer sein. Die Hal terungen 32A und 34A können durch irgendeine Kraftquelle betätigt werden, werden jedoch vorzugsweise durch einen Elektromotor betätigt, der von der Oberfläche aus unter Verwendung bekannter Verfahren gesteuert wird. An der Vor richtung können zusätzliche Empfänger vorgesehen sein, die ähnlich zu den Empfängern 32 und 34 sind, wobei jeder Emp fänger von den anderen Empfängern beabstandet ist.

Der Abstand zwischen den Empfängereinheiten 32 und 34 wird derart gewählt, daß er ausreichend ist, um eine meßbare Differenz der Ankunftszeit von akustischen Wellen mi kroseismischer Ereignisse zu ermöglichen, die von beträcht lichen Abständen vom Schacht ausgehen. Die Empfänger sind wenigstens 3,048 m (10 Fuß) voneinander entfernt, was ange messen ist, um Unterschiede in den Ankunftszeiten von p- Wellen zu messen, die von einem mikroseismischen Ereignis ausgehen, welches fern vom Schacht und bedeutend oberhalb oder unterhalb der senkrecht zum Werkzeug stehenden Ebene auftreten, besonders vorzugsweise sind Empfänger jedoch we nigstens 9,144 m (30 Fuß) voneinander entfernt. Die Empfän ger sind vorzugsweise an gegenüberliegenden Enden des Werk zeugs angeordnet. Am Werkzeug können Senkgewichte (sinker bars) zum Erhöhen des Werkzeuggewichtes angebracht werden, um unter Druck in die Schächte einzulaufen. Das Vorhanden sein von zwei Empfängern auf dem Werkzeug ermöglicht die Bestimmung, ob ein mikroseismisches Ereignis oberhalb oder unterhalb des Werkzeugs aufgetreten ist, und löst damit die 180°-Unbestimmtheit, die bei den bekannten Werkzeugen vor handen ist, da die akustische Energie vom Ereignis zuerst am Empfänger ankommt, der dem Ereignis am nächsten ist.

Der maximale Abstand zwischen den Empfängern oder die Werk zeuglänge wird üblicherweise durch die Länge der verfügbaren Schmiervorrichtung begrenzt, wenn die Vorrichtung in einem Schacht verwendet wird, der auf der Oberfläche einen Druck hat, wenn das Werkzeug in den Schacht fährt oder von diesem entfernt wird. Eine Schmiervorrichtung ist eine Vorrichtung, die am Schachtkopf eines Schachtes angebracht ist, um die zum Halten eines Werkzeugs in einem Schacht verwendete Drahtleitung rundherum abzudichten. Die maximale Länge einer Standardschmiervorrichtung beträgt ungefähr 27,432 m (90 Fuß).

Kupplungen 35 zwischen den Empfängern 32 und 34 und dem elektronischen Modul 36 sind vorzugsweise flexibel ausge bildet, um ein Biegen zu ermöglichen, während die Empfänger in der gehalterten Stellung sind, die jedoch ausreichend starr sind, um eine signifikante Torsionsverformung zu ver hindern. Es ist wichtig, daß der Winkel zwischen den Emp fängern längs der Achse des Werkzeugs konstant ist, während sich das Werkzeug in einem Schacht befindet, nämlich der art, daß der Azimuthwinkel eines jeden Empfängers bezüglich des anderen Empfängers und einer Einrichtung zum Ausrichten des Werkzeugs in einem Schacht bestimmbar ist, beispiels weise mit einem Gyroskop. Um die Übertragung von akustischer Energie zwischen den Empfängern zu minimieren, weisen die Kupplungen 35 vorzugsweise einen kleineren Durchmesser als das elektronische Modul 36 oder die Empfänger 32 und 34 auf. Um das Gewicht zu minimieren und geeignete mechanische Eigenschaften der Kupplungen 35 zur Verfügung zu haben, bestehen die Kupplungen 35 vorzugsweise aus Rohren, die vorzugsweise aus Titan hergestellt sind, können jedoch auch aus irgendeinem Metall mit geeigneten physikalischen Eigenschaften bestehen. Ein aus verwobenen Litzen bestehendes Kabel oder Schlauchteil, das einen hohen Widerstand gegen eine Torsionsverformung hat, kann ebenso verwendet werden. Die Steifheit der Kupplungsrohre 35 wird vorzugsweise derart ausgewählt, daß ein Biegen des Werkzeugs 30 in gekrümmten Schachtbohrungen möglich ist, wenn die Klemmkraft durch die Arme 32A und 32B aufgebracht wird. Das Biegen ermöglicht es, daß die Empfänger 32 und 34 mit der Wand des Gehäuses 11 fluchten und daher das Gehäuse 11 über einen größeren Bereich kontaktieren, was den Vorteil hat, daß die Signalstärke (signal strength) von einer akustischen Energiequelle außerhalb des Gehäuses erhöht wird. Die intervallmäßige Krümmung der Schächte, in welche das Werkzeug eingefahren wird, kann durch bekannte Verfahren gemessen werden. Diese Krümmung wird zusammen mit den mechanischen Eigenschaften der Kupplungsrohre vorzugsweise zur Berechnung der Biegung der Kupplungen 35 verwendet, wenn die Klemmkraft aufgebracht wird, um sicherzustellen, daß die Empfänger mit der Wand des Gehäuses in einem Schacht aufgrund der Klemmkraft fluchten.

Als Beispiel für die Dimensionen der verschiedenen Kompo nenten eines Werkzeugs zum Gebrauch in Schachtbohrungen können die Empfänger 32 und 34 einen Durchmesser von 6,6 cm (2,6 inches), das Elektronikmodulgehäuse 36 einen Durchmes ser von 5,72 cm (2,25 inches) und die Kupplungen 35 einen Durchmesser von 4,06 cm (1,6 inches) haben. Zusätzlich zu den in Fig. 1 gezeigten Komponenten kann das Werkzeug einen am Boden befestigten "Prellbock" (bumper sub) aufweisen, um Stöße auf das Werkzeug zu minimieren, wenn es in einen Schacht einläuft.

Das Elektronikmodulgehäuse 36 enthält die Komponenten des "im Loch befindlichen" Segments der schematisch in Fig. 2 dargestellten Schaltung. Eingaben in die Schaltung sind die Signale von den sechs Geophonen in x-, y- und z-Richtungen in den Empfängereinheiten 32 und 34 und die Gleichspan nungssignale von Zusatzinstrumenten wie einem Drucksensor, einem Temperatursensor, einem Einfassungspositioniergerät, oder einem Zeitsynchronisationsimpuls. Jedes dieser Signale wird einem spannungsgeregelten Oszillator (VCO) 42 zugeführt, der eine ausgewählte Mittelfrequenz hat. Diese Frequenzen können im Bereich zwischen 3 kHz bis ungefähr 20 kHz liegen. Anstelle des VCO kann ein proportionaler Bandoszillator oder IRIG-Oszillator verwendet werden. Die Mittelfrequenz eines jeden VCO, der ein Signal von einem Geophon empfängt, wird ausgewählt, um es von der Mittelfrequenz anderer VCOs um einen ausreichenden Betrag zu unterscheiden, um zu ermöglichen, daß eine angemessene Frequenzbandbreite die Geophonsignale überträgt. Experimente, bei denen mikroseismische Ereignisse während der hydraulischen Zerklüftung beobachtet wurden, zeigten, daß die Ereignisse in angemessener Weise mit Frequenzen unterhalb von etwa 500 Hz analysiert werden konnten. Eine Bandbreite von ungefähr 5% auf jeder Seite der Mittelfrequenz wurde um die Mittelfrequenz eines jeden VCO ausgewählt, der ein Geophonsignal empfängt. Die Träger frequenzen und FM-Abweichungen sind derart ausgebildet, daß der Schnittpunkt eines Durchlässigkeitsbereichs mit seinen nächsten Nachbarn bei einer Amplitude von wenigstens 40 dB unterhalb der Amplitude bei der Spitzenfrequenz auftritt. Die Trägerfrequenzen sind für eine optimale Filterung und Kanaltrennung an der Oberfläche logarithmisch gleich beab standet. Es hat sich gezeigt, daß der Betrag der "Kreuz kopplung" zwischen den Signalen, die über die Drahtleitung übertragen werden, bei höheren Frequenzen stark ansteigt, und es gab eine wünschenswerte Dämpfung bei Frequenzen oberhalb 20 kHz. Es wurde daraus geschlossen, daß die höchste Trägerfrequenz im Bereich von etwa 20 kHz liegen sollte und daß ein genaues Filtern der Signale an der Ober fläche erforderlich sein würde, um jeden einzelnen Kanal zu trennen. Die für die jeden VCO in Fig. 2 angegebenen Fre quenzen haben sich als ein guter Kompromiß zwischen der Minimierung der Kreuzkopplung und der Dämpfung von 9 Si gnalkanälen gezeigt, die über eine 6,4 km (21.000 Fuß) lange Drahtleitung mit sieben Leitern übertragen wurden, während eine angemessene Signalauflösung aufrechterhalten wurde. Es ist zu beachten, daß die Frequenztrennung bei den niedrigeren Frequenzen nur auf 1 kHz für die Verwendung beim Übertragen von Hilfssignalen (nicht seismischen Signa len) verringert werden kann, die eine geringere Bandbreite aufweisen.

Das VCO-Signal kann aus einer schleifenmodulierten drei eckigen Welle oder aus einem sinusförmigen oder anderen ge eigneten wiederholbaren Signal bestehen. In dem in Fig. 2 gezeigten im Loch befindlichen Schaltkreis werden Signale von drei VCOs einer Mischerschaltung 44 für jede Gruppe von Mittelfrequenzen zugeführt. In der Mischerschaltung werden die Signale durch einen Tiefpaßfilter geleitet, um die Wel lenform zu runden und ungeradzahlige Harmonische zu dämp fen, jeder Kanal wird durch einen kalibrierten Wert ver stärkt, um die hohen Frequenzen zu verstärken, und die Sig nale werden addiert. Der Ausgang eines jeden Mischers wird der Primärspule eines Transformators 46 zugeführt. Es hat sich gezeigt, daß zur Vermeidung einer starken Dämpfung bei höheren Frequenzen es notwendig war, daß der Transformator 46 eine niedrige Impedanz aufweist. Dieser Transformator wurde speziell für die Datentelemetrie entworfen. Er weist vorzugsweise einen Ferritkern auf und ist bis zu 100 kHz bei einer Temperatur von bis zu 200°C betreibbar. Dem mitt leren Anschluß der Sekundärspule des Transformators 46, der das dazwischenliegende Frequenzband empfängt, wird ein Zeitmultiplexsignal zugeführt, und die Sekundärseite dieses Transformators wird Mittelanschlüssen der anderen zwei Transformatoren derart zugeführt, daß die Ausgänge aller drei Transformatoren vier Leitern 48 einer Drahtleitung zu geführt werden, um die Signale zur Oberfläche zu übertra gen.

Bei einer alternativen Ausführungsform der Elektronik wer den die VCO-Ausgaben, wie in Fig. 2 gezeigt, einer einzigen Mischerschaltung zugeführt, und die Ausgabe des Mischers wird der Primärspule eines einzigen Transformators zuge führt. Bei dieser Ausführungsform speist die Sekundärseite des Transformators lediglich zwei Leiter einer Drahtlei tung. Andere Leiter in der Drahtleitung sind dann, falls welche vorhanden sind, für andere Signale verfügbar.

Das Elektronikmodul 36 kann auch eine dynamische Bereichs kompressionsschaltung für jedes Geophonsignal aufweisen. Dies ermöglicht es, daß mehr mikroseismische Ereignisse eingefangen werden, die größer und kleiner als diejenigen sind, die anderweitig eingefangen werden. Ein Quadratwur zel-Analogsignal kann erzeugt werden, um beispielsweise einen Eingangsspannungsbereich von -25 V bis +25 V auf den Bereich von -5 V bis +5 V zu komprimieren.

Die Drahtleitung 18 von Fig. 1 tritt aus dem Schacht 10 aus und steht an der Oberfläche mit einer "Oberflächen"-Elek tronikeinheit in Verbindung (nicht gezeigt). Die Elektro nikkomponenten der Oberflächenelektronikeinheit sind in Fig. 2 gezeigt. Die gemischten Frequenzsignale von den Drahtleitungsleitern 48 speisen die Transformer 50, und der dazwischenliegende Frequenztransformator wird durch ein Zeitmultiplexsignal mittig abgegriffen. Die Sekundärseite eines jeden Transformators speist eine automatische Ver stärkungssteuerschaltung 52 (AGC) für jede Gruppe von Fre quenzen. Die Signale werden dann durch einen Bandpaßfil ter/AGC 54 gefiltert. Der Filter ist für den Erfolg des FM- Telemetriesystems von großer Bedeutung. Vorzugsweise wird ein System von Filtern verwendet, um eine Verringerung der Signalstärke (signal strength) um wenigstens 40 db an dem Schnittpunkt der benachbarten Bandbreiten zu erzeugen. Für diesen Zweck sind digitale Bandpaßfilter geeignet, wie bei spielsweise SGS Thomson TGS 8550 oder 8551. Alternativ kön nen analoge Filter verwendet werden. Die Ausgabe des Fil ters speist dann die Schaltung 56, welche einen Fre quenz/Spannungs-Umwandler aufweist, der aus einer Hochge schwindigkeits-Vergleichsabtastschaltung besteht, um die Dauer einer jeden Welle zu bestimmen. Der Zeitintervalldi gitalwert wird in ein Analogsignal über einen Digi tal/Analog-Umwandler umgewandelt. Die Analogsignale von je dem Geophon und anderen Instrumenten können dann angezeigt und aufgezeichnet werden.

Bei einer Ausführungsform des Verfahrens zum Analysieren von Signalen von einem Instrumentensystem mit zwei Empfän gern in einem Schacht zum Bestimmen der Stelle der Quelle eines mikroseismischen Ereignisses werden Berechnungen auf der Basis einer ersten Ankunftszeitdifferenz, einer Trian gulation und statistische Verfahren auf Signale von den zwei Empfängern aufgebracht. Fig. 3 zeigt die geometrischen Parameter, die bei den Berechnungen verwendet werden. Die Empfänger 32 und 34 sind mit einem Abstand 2L voneinander beabstandet. Das mikroseismische Ereignis 20 tritt in einem Abstand z oberhalb der Linie auf, die senkrecht zum Werk zeug 30 liegt, in einem Abstand x senkrecht zum Werkzeug 30 und in Abständen R_U und R_L von den Empfängern 32 bzw. 34.

Aus den Fig. 4(a) und 4(b) ist ein Flußdiagramm für das Programm ersichtlich, das von einem Computer ausgeführt werden kann, um eine bevorzugte Ausführungsform der Erfin dung anzuwenden. Das Programm beginnt bei Schritt 300, wo die x-, y- und z-Geophonantwortsignale von den zwei Empfän gern gelesen und in einem "Datenfenster" auf einem Compu termonitor angezeigt werden. Beispielsweise können ungefähr 100 Zeitproben der Amplituden eines mikroseismischen Ereig nisses verwendet werden, wobei die Proben ungefähr 0,1 Mil lisekunden auseinanderliegen. Das Datenfenster ist eine ausgewählte Untermenge (subset) der vollständigen Aufzeich nung der Signale und kann durch einen Interpreter unter Verwendung des Programms ausgewählt und modifiziert werden. Die Steuerung geht zu Schritt 302 weiter, wo die Größen der Signale und die RMS für jede Empfängerkomponente berechnet werden. Die Größe wird durch die übliche Formel berechnet:

Die Steuerung geht dann zu Schritt 304 weiter, wo die An kunftszeiten eines jeden Empfängers automatisch vom Pro gramm aufgenommen werden, wobei die Aufnahme durch die er ste signifikante Größenspitze oberhalb des RMS-Levels be stimmt wird. Die Steuerung geht dann zu Schritt 306 weiter, wo Spuren der x-, y-, z- und m-Daten auf einem Monitor mit einer Zeitlinie angezeigt werden, um die ausgewählte An kunftsauswahl zu zeigen. Daten vom oberen und unteren Emp fänger werden übereinandergelegt angezeigt, wobei die Daten vom unteren Empfänger zeitmäßig verschoben werden, so daß sie mit den ursprünglichen Bruchzeiten (brake times) fluch ten.

Die Aufnahme der ersten Ankunfts- und Verschiebungszeiten kann manuell eingestellt werden, wie vom Interpreter gefor dert. Für Zeitverschiebungen, welche integrale Vielfache des Digitalisierungsintervalls sind, wird ein verschobenes Datenset erhalten, indem die Daten mit einem Offset-Index kopiert werden. Zeitverschiebungen, welche Bruch-Vielfache des Digitalisierungsintervalls enthalten, erfordern einen Index-Offset plus eine Interpolation zwischen den Datenpro ben für den Bruchteil. Die Auswahl einer geeigneten Zeit verschiebung wird durch eine visuelle Prüfung der Daten und durch Verwendung der Null-Verschiebungs-Kreuzkorrelations statistikwerte durchgeführt, die vom Programm mit bekannten Verfahren berechnet werden.

An der Stelle der maximalen Korrelation geht die Steuerung zu Schritt 308 weiter, wo die Laufzeitdifferenz Δt zwischen den Signalen, die an den beiden Empfängern ankommen, be rechnet wird. Durch Verwendung dieses Wertes kann der Asymptotenwinkel θ_∞ zu einer Quelle, die im Unendlichen liegt, unter Verwendung der folgenden Gleichung:

für ein Werkzeug mit einer Länge 2L zwischen den Empfängern gefunden werden. Dieser Wert wird bei nachfolgenden Berech nungen zur Überprüfung verwendet, um sicherzustellen, daß die Werte der berechneten Winkel innerhalb der Grenzen lie gen.

Die Steuerung geht dann zu Schritt 310 weiter, wo die of fensichtliche Geschwindigkeit zwischen den Empfängern unter Verwendung der Gleichung

berechnet wird.

Die Steuerung geht dann zu Schritt 312 weiter, und die of fensichtliche Geschwindigkeit wird mit der Geschwindigkeit der Akustikwellen verglichen, die sich in einem Fluid oder Stahl fortbewegen und bei etwa 1524 bzw. 5182 m/sec (5000 bzw. 17 000 ft/sec) liegen. Sind die Geschwindigkeiten nicht gleich, geht die Steuerung zu Schritt 316 über. Wer den gleiche Geschwindigkeiten erfaßt, geht die Steuerung zu Schritt 314 über, wo der Interpreter entscheidet, ob es sich bei dem Ereignis um geeignete Daten für die Weiterver arbeitung handelt, indem die Ereignisse mit ähnlichen An künften verglichen werden. Der Interpreter kann auch den Beginn einer Wellenform verschieben oder die Parameter des laufenden Datenfensters zurücksetzen. Dies kann wünschens wert sein, da beispielsweise einige Punkte eines Hodogramms abweichend sind zu dem, was als eine vernünftige Form der Figur betrachtet wird. Ist anschließend die Antwort ja, geht die Steuerung zu Schritt 316 weiter. Ist die Antwort nein, werden die Daten verworfen und die Steuerung geht zu Schritt 300 weiter, um zusätzliche Daten zu verarbeiten.

In Schritt 316 wird der Azimuth-Winkel zur Quelle durch eine lineare Regression der x-y-Datenpaare im laufenden Da tenfenster bestimmt. Dies bedeutet, daß der Wert von x und y jedesmal gelesen und die minimale Abweichung von gemesse nen Punkten und einer geraden Linie bestimmt wird. Bei die ser Berechnung wird angenommen, daß die Daten die gleiche Neigung an beiden Empfängern haben, um einen einzigen Schätzwert des Azimuths zu liefern. Es ist jedoch erlaubt, daß die Erfassung (intercept) an den beiden Empfängern un terschiedlich ist, da dieser Wert durch die individuellen Hintergrundsignale an jedem Empfänger beeinflußt werden kann. Die Regression kann auch zeitmäßig derart gewichtet werden, daß beispielsweise zeitlich frühere Punkte in einer ankommenden Welle stärker beim Berechnen der besten Anpas sung an die Datenpunkte gewichtet werden.

Die Steuerung geht zu Schritt 318 weiter, wo die x-y-Daten an jedem Empfänger in der Form eines Hodogramms geplottet und die Regressionslinien angegeben werden. In Schritt 320 bestimmt der Interpreter, ob die Regressionslinien eine zu friedenstellende Übereinstimmung mit den Daten liefert; falls nicht, geht die Steuerung zu Schritt 322 weiter, wo die Daten neu gerahmt oder neu aufgenommen werden, und die Steuerung geht zu Schritt 316 zurück. Beispielsweise können die Daten mit den Regressionslinien für einen Teil der Zeitproben übereinstimmen und dann abweichen. In diesem Fall kann ein Interpreter einen neuen Rahmen auswählen, d. h. ein unterschiedliches Datenfenster auswählen, oder die Ankunftszeiten neu aufnehmen.

Ist die Übereinstimmung in Schritt 320 zufriedenstellend, geht die Steuerung zu Schritt 324 weiter, wo eine Koordina tendrehung auf die Daten angewendet wird. Eine Drehung in der x-y-Ebene durch den Azimuth-Winkel wird durchgeführt, um die neue x-Achse in Richtung der Quelle auszurichten. Sowohl die Schachtbohrung als auch die Ereignisquelle lie gen dann in der neuen x-z-Ebene. In Matrixform wird die Ro tation folgendermaßen geschrieben:

Die Steuerung geht zu Schritt 326 über, und die transfor mierten Daten werden angezeigt. Die Spuraufnahme und die Verschiebezeiten können durch den Interpreter in diesem Schritt aktualisiert werden. Die Steuerung geht dann zu Schritt 328 über, wo die Differenz der Laufweglängen von der Quelle zu jedem Empfänger auf der Basis der Zeitver schiebung und der Formationsschallgeschwindigkeit Vp be rechnet wird. Die Weglängendifferenz wird folgendermaßen zusammengesetzt:

ΔR = V_pΔt (5)

Die Ereignisquelle muß auf einer Stelle der Punkte in der x-z-Ebene mit der gemessenen Weglängendifferenz liegen. Dieser Ort der Punkte wird durch die folgende Beziehung spezifiziert:

Die Steuerung geht dann zu Schritt 330 über. In Schritt 330 wird ein quadratischer "Leistungsindex" formuliert, der zur Bestimmung des Abstands x zu einem Ereignis verwendet wird. Für ein gegebenes ΔR und x wird der Wert von z durch die obige Beziehung spezifiziert. Die Neigung der Linien von einem Versuchsquellenort zu jedem Empfänger sind durch die folgenden Beziehungen gegeben:

Diese Linien werden mit den x-z-mikroseismischen Anwortda ten verglichen, um als eine Funktion von x und z zu bestim men, wie gut die Daten diesen Neigungen entsprechen. Der quadratische Leistungsindex zum Quantifizieren des Anpas sungsausmaßes kann folgendermaßen geschrieben werden:

e(x) = e_U(x) + e_L(x) (8)

für

und wobei:

Indem zu Schritt 332 weitergegangen wird, werden die Be rechnungen von e(x), e_U(x) und e_L(x) als Funktion von x an gezeigt und die minimalen Werte mit einer Standardfunk tionsminimalisierungsroutine erhalten. Fig. 5 zeigt ein Beispiel von Ausdrucken von e(x), e_U(x) und e_L(x) als Funk tionen von x für ein synthetisches Ereignis mit Zusatzrau schen. Der Wert von x am Minimalwert ist der wahrschein lichste Abstand des Ereignisses von den Empfängern, der in diesem Beispiel durch vertikale Linien 1, 2 und 3 angegeben ist, entsprechend den Werten von x von 30,69 m (100,7 Fuß) bis 34,26 m (112,4 Fuß).

Die Steuerung geht zu Schritt 334 weiter, wo der Interpre ter bestimmt, ob eine zufriedenstellende Lösung erreicht worden ist. Ist die Lösung nicht akzeptabel, kann das Da tenfenster neu gerahmt werden, oder unterschiedliche Ver schiebewerte können in Schritt 336 eingeführt werden, und die Steuerung geht zu Schritt 326 zurück. Alternativ können die Ereignisdaten verworfen und die Steuerung zurückgeführt werden, um das nächste Datenset in Schritt 300 zu erhalten.

Ist eine akzeptable Lösung erhalten worden, geht die Steue rung zu Schritt 338 über, wo die resultierenden Koordinaten auf das auf der Erde basierende Koordinatensystem vom Werk zeugsystem transformiert werden, wobei dies auf der Basis von gyroskopischen oder anderer gerichteten Daten erfolgt, die vom Werkzeug erhalten werden, und die Ergebnisse werden in ein disk file zur weiteren Anzeige und Analyse geschrie ben. Die Steuerung kehrt dann zu Schritt 300 zurück, um das nächste Datenset zu verarbeiten.

Vorstehend wurde das Verfahren zum Schätzen der Position einer mikroseismischen Ereignisquelle beschrieben. Die Vor richtung und das Verfahren dieser Erfindung sind auch auf kontinuierlich akustische Wellen oder ein Signal eines aku stischen Geräusches von einer Quelle anwendbar, die zu lo kalisieren ist. In derartigen Fällen wird ein Datenfenster ausgewählt, das aus einer ausgewählten Anzahl von Zeitpro ben besteht. Es folgt anschließend das gleiche Verfahren, wie oben ausgeführt.

Die Vorrichtung und das Verfahren dieser Erfindung können auf mehr als zwei Empfänger ausgeweitet werden. In diesem Fall können die Daten von Empfängerpaaren in der oben be schriebenen Weise behandelt und Mittelwerte für den Azimuth wie in Schritt 316 und x′ in Schritt 332 genommen werden, oder statistische Daten können für die Empfänger verarbei tet werden, bevor der Azimuth und x′ berechnet werden.

Wird die Vorrichtung oder das Verfahren dieser Erfindung beim Erfassen des Ausmaßes einer hydraulischen Fraktur an gewendet, kann die Vorrichtung an einer einzigen Stelle in einer Schachtbohrung angeordnet werden, von der sich die Fraktur aus erstreckt, oder sie kann an verschiedenen Stel len angeordnet werden, wobei die mikroseismischen Er eignisse von jeder Stelle aus erfaßt werden. Die Vorrich tung kann im Schacht angeordnet werden, von dem aus sich die Fraktur erstreckt, oder sie kann in einem versetzten Schacht angeordnet sein.

Besteht ein besonderes Interesse daran, zu bestimmen, ob sich die hydraulische Fraktur aus der Zone der Fluidinjek tion in einem Injektionsschacht erstreckt hat, kann die Vorrichtung an einer oder mehreren Stellen in der Nähe einer möglichen Barriere für den Fluidfluß angeordnet wer den, und die Ankunftszeiten der Signale an zwei beabstande ten Sensoren können verwendet werden, um zu bestimmen, ob die mikroseismischen Ereignisse auf der Seite der Barriere auftreten, die der Injektionszone gegenüberliegt, wobei die oben beschriebenen Verfahren verwendet werden.

Zur Bestimmung, ob sich eine Fraktur hinter eine ausge wählte Tiefe in der Erde erstreckt hat, kann auch ein weni ger detailliertes Verfahren verwendet werden, bei dem es nicht erforderlich ist, den Azimuth-Winkel der Fraktur zu berücksichtigen. Bei diesem Verfahren wird die Vorrichtung in einem Schacht in einer Tiefe angeordnet, wo der Mittel punkt zwischen den zwei Empfängern der ausgewählten Tiefe in der Erde gegenüberliegt. Die Empfänger werden dann an Ort und Stelle gehalten. Befindet sich die Vorrichtung in einem Schacht, der zu demjenigen Schacht versetzt ist, von dem aus sich die Fraktur erstreckt, kann Fluid injiziert werden, wenn die Überwachung seismischer Ereignisse auf tritt. Befindet sich die Vorrichtung im gleichen Schacht, von dem aus sich die Fraktur erstreckt, wird Fluid inji ziert, bevor die Überwachung der mikroseismischen Ereig nisse beginnt. Die Ankunftszeiten der akustischen Wellen in den beiden Empfängern werden dann an der Erdoberfläche be obachtet, wobei die amplitudenmodulierten Signale verwendet werden, wie oben beschrieben. Kommt ein Signal am unteren Empfänger eher als am oberen Empfänger an, wird daraufhin geurteilt, daß das Ereignis in einer Tiefe unterhalb der vorbestimmten Tiefe in der Erde ausgegangen ist. Umgekehrt wird, wenn das Signal am oberen Empfänger eher als am unte ren Empfänger ankommt, geschlossen, daß das Ereignis in einer Tiefe oberhalb der ausgewählten Tiefe in der Erde entstanden ist. Eine derartige Annahme würde von der ein heitlichen Geschwindigkeit im Intervall zwischen den Emp fängern abhängen. Werden Geschwindigkeitsunterschiede im Intervall berücksichtigt, kann die Berechnung einer modifi zierten Tiefe ohne weiteres berücksichtigt werden, indem die Geschwindigkeiten und geometrischen Faktoren verwendet werden, die in Fig. 3 dargestellt sind.

Beispielsweise kann es wünschenswert sein zu bestimmen, ob eine Fraktur eine undurchlässige Barriere durchdringt, wel che eine Injektionszone begrenzt, in die Abfallmaterial in jiziert wird. Bei dem vereinfachten Verfahren, bei dem be stimmt wird, ob sich eine vertikale Fraktur nach oben über eine Barriere oberhalb der Injektionszone erstreckt hat, wird die zwei Empfänger aufweisende Vorrichtung mit dem Mittelpunkt zwischen den Empfängern an der oberen Grenze der Barriereschicht angeordnet. Die Ankunftszeiten der mi kroseismischen Ereignisse werden dann an den Empfängern be obachtet. Eine ausreichende Zeit oder Anzahl von erfaßten Ereignissen wird zum Erhalten einer Ereignisprobe verwen det. Werden die erfaßten Ereignisse alle am unteren Empfän ger vor dem oberen Empfänger erfaßt, müssen alle mikroseis mischen Ereignisse unterhalb des oberen Empfängers ausge hen. Dieses Verfahren könnte insbesondere in Fällen von Ab fallinjektionsschächten von Bedeutung sein, wo ein Wachstum einer Fraktur nach oben zu einer Kontamination der Oberflä chenschichten führen könnte. Diese Messungen können vom In jektionsschacht aus nach dem Einstellen der Injektion oder von einem versetzten Schacht aus während oder nach der In jektion durchgeführt werden.

Umgekehrt kann das Verfahren verwendet werden, um zu be stimmen, ob eine Fraktur sich nach unten durch eine Bar riereschicht erstreckt hat. In diesem Fall würde der Mit telpunkt zwischen den Empfängern an der Unterseite einer Barriereschicht angeordnet werden, und die zuerst am unte ren Empfänger erfaßten Ankunftszeiten würden angeben, daß das Ereignis unterhalb der Grenzschicht aufgetreten ist und die Fraktur die Grenzschicht durchdrungen hat. Bei jeder Anwendung werden normalerweise drei Sensoren in jedem Emp fänger verwendet, es können jedoch auch nur ein Sensor in jedem Empfänger verwendet werden, falls dieser eine in z- Richtung reagiert, oder es können zwei Sensoren in jedem Empfänger verwendet werden, falls beide in der x-y-Ebene reagieren.

Es wurde beobachtet, daß über Vielfach-Rohrstränge in einem Schacht Signale von mikroseismischen Ereignissen empfangen werden können. Beispielsweise wurde in einem Schacht mit einem 13,97 cm-Gehäuse (5½ inch), welches in einem 33,97 cm-Gehäuse (13⅜) aufgehängt war und sich lediglich teilweise zum Boden erstreckte, die Signalstärke von einer Explosion einer kleinen Testladung nur geringfügig ge dämpft, wenn die Vorrichtung innerhalb des 13,97 cm-Gehäu ses befestigt wurde, im Vergleich zum 33,97 cm-Gehäuse.

Die erfindungsgemäße Vorrichtung kann daher innerhalb einer Vielzahl von konzentrischen Rohren angeordnet werden, und die oben beschriebenen Verfahren können verwendet werden, um die Quelle von mikroseismischen Ereignissen zu bestim men.

Während die Erfindung in erster Linie mit Bezug auf die vorstehenden Ausführungsformen beschrieben worden ist, kön nen Variationen und Modifikationen in den beschriebenen Ausführungsformen vorgenommen werden, ohne von der breiten erfinderischen Idee abzuweichen, die durch die Pa tentansprüche offenbart ist.

Claims

1. Vorrichtung zum Lokalisieren einer Quelle akusti scher Wellen in der Erde, gekennzeichnet durch
einen länglichen Körper, der mit einer Drahtleitung (18) verbindbar ist und eine Achse und eine oder mehrere Kör perradiuswerte aufweist, wobei der maximale Radius derart ausgebildet ist, daß die Vorrichtung in einem Schacht (10) anordenbar ist;
eine Mehrzahl von Empfängern (32, 34), die innerhalb des Körpers enthalten sind, wobei jeder Empfänger (32, 34) einen Radius aufweist und eine zurückziehbare Einrichtung zum Ausüben einer Kraft zum Festklemmen der Empfänger (32, 34) im Schacht (10) und drei orthogonale seismische Senso ren umfaßt, wobei jeder Sensor ein elektrisches Signal er zeugt, das von einer darauf auftreffenden akustischen Wel le abhängt; und
eine Elektronikeinrichtung (36), die in einem Abschnitt des länglichen Körpers angeordnet ist und einen Radius auf weist, wobei die Elektronikeinrichtung derart ausgebildet ist, daß sie das elektrische Signal von jedem seismischen Empfänger (32, 34) in ein frequenzmoduliertes Signal um wandelt.

2. Vorrichtung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß eine elektronische Vorrichtung vorgesehen ist, die ent fernt vom länglichen Körper angeordnet und mit diesem durch die elektrische Drahtleitung (18) verbindbar ist, wobei die entfernte elektronische Vorrichtung ein Elektronikmittel zum Filtern der frequenzmodulierten Signale und zum Umwan deln der gefilterten frequenzmodulierten Signale in ein amplitudenmoduliertes Signal für jeden seismischen Empfänger (32, 34) aufweist.

3. Vorrichtung nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß das elektronische Mittel zum Filtern des frequenzmodu lierten Signals einen digitalen Bandpaßfilter umfaßt.

4. Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Vorrichtung zwei Empfänger (32, 34) aufweist, die an entgegengesetzten Enden der Vor richtung angeordnet sind.

5. Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Empfänger (32, 34) von einem Segment des länglichen Körpers durch Kupplungen (35) getrennt sind, die gegen eine Winkelverformung um die Achse der Vorrichtung widerstandsfähig sind.

6. Vorrichtung nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß die Kupplungen (35) derart ausgewählt sind, daß sie eine ausreichende Flexibilität längs der Achse haben, um eine fluchtende Anordnung der Empfänger (32, 34) mit dem Gehäuse (11) des Schachtes (10), in welchem die Vorrichtung angeordnet wird, zu ermöglichen, wenn die Empfänger (32, 34) im Schacht (10) festgeklemmt sind.

7. Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß das elektronische Mittel zum Umwandeln des elektrischen Signals von jedem seismischen Sensor in ein frequenzmoduliertes Signal wenigstens sechs spannungsgeregelte Oszillatoren umfaßt, wobei jeder Oszil lator eine ausgewählte Mittelbereichsfrequenz aufweist.

8. Vorrichtung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß ein Elektronikmittel vorgesehen ist, um den dynamischen Bereich eines Signals von einem seismischen Sensor zu komprimieren, bevor er in ein fre quenzmoduliertes Signal umgewandelt wird.

9. Verfahren zum Bestimmen der Stelle einer Quelle seismischer Energie in der Erde, gekennzeichnet durch folgende Schritte:
Anordnen der Vorrichtung in einem Schacht (10) an einer elektrischen Drahtleitung (18), wobei die Vorrichtung eine Mehrzahl von seismischen Empfängern (32, 34) aufweist, die jeweils drei orthogonale seismische Sensoren und ein elek tronisches Mittel zum Umwandeln des Signals vom seismischen Sensor in ein frequenzmoduliertes elektrisches Signal zur Übertragung durch die Drahtleitung (18) aufweisen;
Aktivieren einer Einrichtung zum Festklemmen der Empfänger (32, 34) im Schacht (10);
Verbinden der Drahtleitung an der Oberfläche mit einer Ein richtung zum Umwandeln der frequenzmodulierten Signale, die von der Drahtleitung (18) empfangen werden, in amplituden modulierte Signale; und
Verwenden der amplitudenmodulierten Signale an der Ober fläche zum Berechnen der Stelle der Quelle, von der das seismische Signal ausgeht.

10. Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, daß der Berechnungsschritt für die Stelle der Quelle, von der das seismische Signal ausgeht, umfaßt:
Auswählen eines Datensets, das aus Amplituden von den seis mischen Sensoren bei ausgewählten Zeitinkrementen während eines Zeitintervalls besteht, in dem ein Teil der akusti schen Energie empfangen wurde;
Aufsammeln der Ankunftszeiten der akustischen Energie an jedem Empfänger (32, 34);
Verwenden der Amplituden der Signale von den Sensoren, die auf Wellen in der x-y-Ebene der Empfänger (32, 34) anspre chen, um den Azimuth-Winkel der Quelle der akustischen En ergie zu berechnen;
Berechnen der Koordianten in einer zweiten Ebene, nämlich x′-y′, welche durch den Wert des Azimuth-Winkels von der x y-Ebene gedreht wird;
Berechnen der Differenz des Laufabstands von der Quelle zu jedem Empfänger (32, 34);
Aufbauen eines quadratischen Leistungsindexes zum Auswerten des Neigungsfehlers als Funktion des horizontalen Abstands x zum Ereignis (20), wobei der Leistungsindex definiert ist als: e(x) = e_U(x) + e_L(x)für und wobei: Auffinden eines Minimums im Leistungsindex als Funktion von x;
Berechnen des Wertes von z für den Wert von x beim minima len Wert; und
Berechnen der Koordinaten der Stelle des Ereignisses (20) hinsichtlich der seismischen Empfänger (32, 34) im Schacht (10).

11. Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, daß der Unterschied in den Ankunftszeiten des seismischen Signals bei den Empfängern (32, 34) durch zeitliches Ver schieben der ausgewählten Signalbeträge bestimmt wird, daß die Korrelationsfunktion der Signale für unterschiedliche Beträge der Zeitverschiebung berechnet wird und daß die Korrelation maximiert wird, um den Unterschied in den An kunftszeiten zu bestimmen.

12. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 11, dadurch gekennzeichnet, daß das Verfahren zum Bestimmen der Rich tung und Dimensionen einer hydraulischen Fraktur (14) um einen Schacht (10) herum verwendet wird.

13. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 11, dadurch gekennzeichnet, daß das Verfahren zur Bestimmung verwendet wird, ob eine hydraulische Fraktur (14) oberhalb einer aus gewählten Tiefe in einer Formation (12) ausgebildet ist.