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Die
vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Erzeugen
einer Abbildung einer unterirdischen Formation um ein Bohrloch herum, welches
sich durch die unterirdische Formation erstreckt. Die zu erzeugende
Abbildung weist einen Satz von Reflektoren auf, welche Untergrundpositionen
in der Untergrundformation um das Bohrloch herum zugeordnet sind.
Eine solche Abbildung wird erzeugt, um eine Detailinformation der
Untergrundformation beim Bohren des Bohrloches bereitzustellen. Diese
Information gestattet das Planen der Richtung, in welcher das Bohrloch
gebohrt werden soll. Dies ist besonders zweckmäßig, wenn es erforderlich ist,
daß ein
horizontales Bohrloch, das gebohrt wird, innerhalb einer dünnen Formationsschicht
verläuft.
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Die
US-Patentanmeldung Nr. 5 300 929 bezieht sich auf ein Verfahren
zum Aufzeichnen einer Grenzfläche
zwischen einer Salz- und
einer Sedimentschicht. Das bekannte Verfahren umfaßt:
- (a) Anordnen einer Rundstrahlquelle an der
Oberfläche
und fixes Anordnen eines Dreikomponentenempfängers in einem Bohrloch, das
sich durch das Salz erstreckt;
- (b) Aktivieren der Rundstrahlquelle zur Erzeugung seismischer
Energie und Aufzeichnen der Daten mit dem Dreikomponentenempfänger in
Form von Komponenten der seismischen Energie;
- (c) Bestimmen der Richtungen, aus denen die reflektierte seismische
Energie bei dem Dreikomponentenempfänger als Funktion der Wanderzeit eintrifft,
mittels der Komponenten der reflektierten seismischen Energie;
- (d) Akzeptieren eines Punktes, der an der Grenzfläche angeordnet
ist, wenn der Strahl, der sich durch den Punkt erstreckt, die entsprechende Wanderzeit
hat; und
- (e) Auswählen
einer neuen Oberflächenposition für die Rundstrahlquelle,
und Wiederholen der Schritte (b)–(d).
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Das
bekannte Verfahren wird angewendet, um die Grenze zwischen einem
Salzdom und dem den Salzdom umgebenden Sediment zu bestimmen, wobei
das Bohrloch in den Salzdom gebohrt wird. Da die Rundstrahlquelle
und der Dreikomponentenempfänger
zu beiden Seiten der Grenze voneinander beabstandet sind, wandert
die seismische Energie durch die Untergrundformation.
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Es
ist ein Ziel der vorliegenden Erfindung, ein Verfahren zum Erzeugen
einer Abbildung der Untergrundformation unter Anwendung einer Rundstrahlquelle
und eines Dreikomponentenempfängers
zu schaffen, die beide an einem Bohrloch angeordnet sind, das sich
durch die Untergrundformation erstreckt, wobei das Verfahren es
gestattet, daß Abbildungsreflektoren
angewendet werden, welche die seismische Energie reflektieren, die
von der Rundstrahlquelle emittiert wird, wobei die Reflektoren irgendwo
um das Bohrloch herum positioniert sein können.
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Zu
diesem Zweck wird ein Verfahren zum Erzeugen einer Abbildung einer
unterirdischen Formation um ein Bohrloch herum geschaffen, welches
sich durch die unterirdische Formation erstreckt, wobei das Verfahren
die Schritte umfaßt:
- (a) Auswählen
einer Anzahl von Stellen für
eine Rundstrahlquelle und einen Dreikomponentenempfänger im
Bohrloch, Auswählen
einer Anzahl von unterirdischen Stellen in der Formation und Zuweisen
eines Nullwertes an die unterirdischen Stellen;
- (b) Anordnen einer Rundstrahlquelle und eines Dreikomponentenempfängers an
einer ersten Stelle im Bohrloch;
- (c) Aktivieren der Rundstrahlquelle zur Erzeugung von seismischer
Energie und Aufnehmen der Daten in Form der Komponenten der reflektierten seismischen
Energie mit dem Dreikomponentenempfänger;
- (d) Bestimmen der Richtungen, aus denen die reflektierte seismische
Energie bei dem Dreikomponentenempfänger als Funktion der Zweiwege-Wanderzeit
eintrifft, mittels der Komponenten der reflektierten seismischen
Energie;
- (e) Auswählen
einer ersten unterirdischen Stelle;
- (f) Berechnen der Eintreffrichtung eines Strahles, der von der
Rundstrahlquelle zu der unterirdischen Stelle und zurück zum Dreikomponentenempfänger verläuft, und
der Zweiwege-Wanderzeit
der seismischen Energie, die sich entlang des Strahles bewegt;
- (g) Akzeptieren der Daten, falls die berechnete Eintreffrichtung
im wesentlichen gleich der im Schritt (d) erhaltenen Eintreffrichtung
bezüglich der
reflektierten seismischen Energie mit der gleichen Zweiwege-Wanderzeit
ist, und Addieren der akzeptierten Daten zu dem der unterirdischen Stelle
zugewiesenen Wert;
- (h) Auswählen
einer nächsten
unterirdischen Stelle und Wiederholen der Schritte (f) und (g) bis
zur letzten unterirdischen Stelle; und
- (i) Anordnen der Rundstrahlquelle und des Dreikomponentenempfängers an
einer nächsten
Stelle im Bohrloch, und Wiederholen der Schritte (b) bis (h) bis
zur letzten Stelle entlang dem Bohrloch, um eine Abbildung der unterirdischen Formation mit
einem Satz von an den unterirdischen Stellen abgebildeten Daten
zu erhalten.
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In
der Beschreibung und in den Ansprüchen wird der Ausdruck „Zweigwege-Wanderzeit" verwendet, um die
Zeit zu bezeichnen, welche die seismische Energie benötigt, um
sich von einer Quelle über den
Reflektor zu einem Empfänger
zu bewegen.
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Es
versteht sich, daß es
zur Durchführung der
Berechnungen im Schritt (f) erforderlich ist, die seismischen Geschwindigkeiten
in der Formation zu kennen. Diese seismischen Geschwindigkeiten
können
aus vorhergehenden seismischen Arbeiten erhalten werden, die in
bezug auf die Formation vorgenommen worden ist, oder sie können von
Kernproben erhalten werden. Zusätzlich
können
Schallmessungen Information über
die seismischen Geschwindigkeiten liefern.
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Die
Erfindung wird nachfolgend an einem Ausführungsbeispiel detaillierter
unter Bezugnahme auf die angeschlossene Figur beschrieben.
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In
der Figur ist das untere Ende eines Bohrloches 1 gezeigt,
das in eine Untergrundformation 2 gebohrt ist. Bei diesem
Beispiel wird das Bohrloch 1 mittels eines Bohrmeissels 3 gebohrt,
der in dem Bohrloch mittels einer Bohrstranganordnung 5 aufgehängt ist,
welche Bohrstranganordnung 5 gedreht wird.
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Nahe
dem Bohrmeissel 3 weist die Bohrstranganordnung 5 eine
Rundstrahlquelle 9 und einen Bohrloch-Dreikomponentenempfänger 10 auf.
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Während des
Normalbetriebes wird der Bohrmeissel 3 dazu verwendet,
das Bohrloch 1 zu bohren, und um eine Abbildung zu erhalten,
wird das Bohren unterbrochen und die Rundstrahlquelle 9 aktiviert.
Von der Rundstrahlquelle 9 emittierte seismische Energie
breitet sich in die Formation 2 aus, und die Wellenfronten
der reflektierten seismischen Energie zu verschiedenen Zeitpunkten
sind schematisch durch strichlierte Linien 15 angedeutet.
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Unter
der Annahme, daß ein
Reflektor 18 in der Untergrundformation 2 vorgesehen
ist, reflektiert der Reflektor 18 die seismische Energie.
Die Wellenfronten der reflektieren seismischen Energie zu verschiedenen
Zeitpunkten sind schematisch durch die strichlierten Linien 20 gezeigt.
Die Linie 22 repräsentiert
einen Strahl, der von der Rundstrahlquelle 9 zum Reflektor 18 und
zurück
zum Dreikomponentenempfänger 10 verläuft.
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Die
von dem Dreikomponentenempfänger 10 empfangenen
Daten umfassen die Komponenten der reflektierten seismischen Energie über der
Zeit. Aus diesen Daten können
die Richtungen, aus denen die seismische Energie eintrifft, als
Funktion der Zweiwege-Wanderzeit bestimmt werden.
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Als
nächstes
wird eine Anzahl von Untergrundpositionen 30, 31 und 32 in
der Formation gewählt,
und eine erste ausgewählt,
angenommen, die Untergrundposition 30. Da die seismischen
Geschwindigkeiten in der Untergrundformation bekannt sind, wird
die Eintreffzeit des Strahles, der von der Rundstrahlquelle 9 zum
Reflektor in der Position 30 und zurück zum Dreikomponentenempfänger 10 verläuft, sowie
die Zweiwege-Wanderzeit der seismischen Energie entlang des Strahles
berechnet. Dieser Strahl ist durch die strichlierte Linie 35 gezeigt.
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Die
Daten werden akzeptiert, wenn die errechnete Eintreffrichtung im
wesentlichen gleich der Eintreffrichtung mit der gleichen Zweiwege-Wanderzeit
ist. Bei diesem Beispiel ist dies für die Untergrundposition 30 klar
nicht der Fall, so daß die
Daten nicht akzeptiert werden.
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Sodann
wird eine nächste
Untergrundposition 31 gewählt. Die nächste Eintreffrichtung des Strahles,
der von der Rundstrahlquelle 9 zu dem Reflektor in der
Position 31 und zurück
zum Dreikomponentenempfänger 10 verläuft, wird
berechnet, sowie die Zweiwege-Wanderzeit der seismischen Energie entlang
des Strahles. Dieser Strahl koinzidiert mit der Linie 22.
In diesem Fall ist die berechnete Eintreffzeit im wesentlichen gleich
der Eintreffrichtung der Reflexion von dem Reflektor 18,
und der Strahl, der mit der Linie 22 koinzidiert, hat die
gleiche Zweiwege-Wanderzeit. Deshalb werden diese Daten akzeptiert,
und die akzeptierten Daten werden dem Wert hinzugefügt, welcher
der Untergrundposition 31 zugeordnet ist. Das Hinzufügen wird
auch als Migration bezeichnet.
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Sodann
wird die dritte Untergrundposition 32 gewählt. Die
kalkulierte Eintreffrichtung des Strahles, der von der Rundstrahlquelle 9 zu
dem Reflektor in der Position 32 und zurück zum Dreikomponentenempfänger 10 verläuft, ist
als strichlierte Linie 37 gezeigt, die im wesentlichen
nicht gleich der Eintreffrichtung der Reflexion vom Reflektor 18 ist.
Somit werden die Daten nicht akzeptiert.
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Nach
dem Behandeln der drei Untergrundpositionen 30, 31 und 32 wird
eine Abbildung der Untergrundformation 2 erhalten, wobei
die Abbildung einen Reflektor umfaßt, welcher der Untergrundposition 31 zugeordnet
ist, und keine Reflektoren, die den Untergrundpositionen 30 und 32 zugeordnet
sind.
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Das
Bohren wird wieder aufgenommen, und nachdem eine gewisse Distanz
gebohrt worden ist, wird die vorstehend beschriebene Prozedur wiederholt
usw.
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Auf
diese Weise wird eine genaue Abbildung der Untergrundformation nahe
dem Bohrmeissel erhalten, insbesondere, wenn mehr als drei Untergrundpositionen
für jede
Position entlang des Bohrloches gewählt wird.
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Falls
mehr Reflektoren vorhanden sind als der Reflektor 18, der
in der Figur gezeigt ist, werden die Strahlen von diesen Reflektoren
(nicht gezeigt) zu unterschiedlichen Zeitpunkten empfangen.
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Aus
den Komponenten der reflektierten seismischen Energie werden die
Richtungen bestimmt, aus denen die reflektierte seismische Energie
bei dem Dreikomponentenempfänger
als Funktion der bekannten Zweiwege-Wanderzeit eintrifft, und dies kann
beispielsweise mit einer Technik durchgeführt werden, die in dem Artikel „Comparison
of signal processing techniques for estimating the effects of anisotropy" von C. Macbeth und
S. Crampin, Geophysical Prospecting, 39, 1991, Seiten 357–385, beschrieben
ist.
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Die
Daten werden akzeptiert, wenn die errechnete Eintreffrichtung im
wesentlichen gleich der Eintreffrichtung der gleichen Zweiwege-Wanderzeit ist.
Um dies durchzuführen,
wird zweckmäßig die
Differenz zwischen der errechneten Eintreffrichtung und der Eintreffrichtung
der reflektierten seismischen Energie mit der gleichen Zweiwege-Wanderzeit
bestimmt. Dann wird ein Gewichtsfaktor unter Verwendung einer vorbestimmten
Funktion dieser Differenz bestimmt. Die Daten werden mit dem Gewichtsfaktor multipliziert,
und die gewichteten Daten werden an der Untergrundposition eingetragen.
Die Gewichtsfunktion ist beispielsweise eine rechteckige Fensterfunktion.
Die Fensterfunktion oder Boxfunktion ist eine Funktion der Differenz,
derart, daß die
Fensterfunktion gleich 1 ist, wenn der Absolutwert der Differenz
weniger als der vorbestimmte Wert ist, und an allen anderen Punkten
gleich 0 ist. Für
eine große Differenz
ist der Gewichtsfaktor 0, und die Gewichtsdaten sind 0, so daß keine
Daten eingetragen werden, und für
eine relativ kleine Differenz ist der Gewichtsfaktor 1, so daß die Daten
eingetragen werden. Eine alternative Gewichtsfunktion ist ein Kosinus zum
Quadrat.
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Zweckmäßig werden
die Daten an der Untergrundposition als Größe der reflektierten seismischen
Energie eingetragen, welche die Summe der Komponenten der reflektierten
seismischen Energie oder der Quadratwurzel der Summe der Quadrate der
Komponenten der reflektierten seismischen Energie ist. Die Größe der reflektierten
seismischen Energie wird dann mit der Migrationstechnik bestimmt. Alternativ
kann das Reflexionsvermögen
aus den Daten durch Vergleich der reflektierten seismischen Energie
mit der emittierten seismischen Energie und durch Ausführen einer
Berichtigung für
die geometrische Ausbreitung bestimmt werden.
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Obzwar
es möglich
ist, die Migrationstechnik für
jede Position der Rundstrahlquelle relativ zum Dreikomponentenempfänger anzuwenden,
wird es bevorzugt, daß die
Rundstrahlquelle und der Dreikomponentenempfänger koinzidieren. In der Beschreibung
und in den Ansprüchen
wird das Wort „koinzidieren" wie folgt verwendet.
Zwei Vorrichtungen sind koinzident, wenn sie so nahe beieinander liegen,
wie dies technisch möglich
ist, in welchem Fall sie für
Berechnungszwecke als eine Vorrichtung angesehen werden können. In
diesem Fall kann das Reflexionsvermögen unter Verwendung eines
Migrationsalgorithmus mit Null-Versetzung berechnet werden.
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Um
das Eintreffen der Scherwellen (oder S-Wellen) von dem Eintreffen
der rascheren Kompressionswellen (oder p-Wellen) zu unterscheiden, kann
ein Sensor, wie ein Hydrophon oder ein Be schleunigungsmesser, in
dem Dreikomponentenempfänger
angeordnet werden.
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Die
reflektierte seismische Energie kann mittels bekannter Datenübertragungsmittel
zur Oberfläche
geleitet werden, so daß der
Analyseabschnitt des Verfahrens an der Oberfläche vorgenommen wird. Alternativ
werden die Richtungen, aus denen die reflektierte seismische Energie
bei dem Dreikomponentenempfänger
als Funktion der Zweiwege-Wanderzeit eintreffen, in situ berechnet
und die Resultate zur Oberfläche übertragen,
wo die Analyse vorgenommen wird.
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Statt
Verwendung einer separaten Rundstrahlquelle kann der Bohrmeissel
selbst als Quelle verwendet werden, und in diesem Fall ist die seismische
Energie das beim Bohren erzeugte Geräusch.
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Die
vorliegende Erfindung schafft ein einfaches Verfahren zur Erzeugung
einer Abbildung aus einer Untergrundformation in der Nähe eines
Bohrloches, das gebohrt wird.