EA003526B1

EA003526B1 - Способ получения изображения подземной формации

Info

Publication number: EA003526B1
Application number: EA200200442A
Authority: EA
Inventors: Альфонс Пауль Эдуард Тен Кроде; Вилльям Александер Мюльдер; Плен Марин Ван Дер Сман
Original assignee: Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date: 1999-10-14
Filing date: 2000-10-12
Publication date: 2003-06-26
Also published as: BR0014706A; NO20021738L; WO2001027657A1; MY123403A; DE60019778T2; BRPI0014706B1; AU1024701A; DE60019778D1; EA200200442A1; JP2003511708A; NO20021738D0; CA2386195A1; OA12511A; GC0000206A; AU767001B2; EP1221059A1; US6510105B1; EP1221059B1; CA2386195C

Abstract

Изображение подземной формации (2) вокруг скважины (1) получают за счет использования всенаправленного источника (9) сейсмических сигналов и регистрации трёхкомпонентным сейсмоприёмником (10) составляющих энергии отражённых сейсмических сигналов, определяют по указанным составляющим направления, из которых энергия поступает в трёхкомпонентный сейсмоприёмник (10), в зависимости от времени двухстороннего прохождения выбирают первое подземное положение (30), предполагают, что отражающая поверхность присутствует в положении (30), и вычисляют направление поступления луча (35), проходящего от источника (9) сейсмических сигналов через отражающую поверхность (30) в сейсмоприёмник (10), и время двухстороннего прохождения по соответствующему направлению (35), учитывают эти данные, если вычисленное направление поступления, по существу, совпадает с направлением поступления, которое имеет то же самое время двухстороннего прохождения, и соотносят эти данные с положением (30), выбирают следующее положение (31 или 32) и повторяют действия, совершенные при первом положении, для каждого из них до последнего подземного положения включительно, чтобы получить изображение подземной формации, содержащей совокупность отражающих поверхностей, отображаемых по подземным положениям.

Description

Изобретение относится к области бурения подземных скважин и более точно касается способа получения изображения подземной формации вокруг проходящей через нее скважины. Получаемое с помощью изобретения изображение содержит совокупность отражающих поверхностей, соотнесенных с их подземными положениями в подземной формации вокруг скважины. Получаемое изображение обеспечивает представление подробной информации о подземной формации во время бурения скважины. Эта информация позволяет планировать направление бурения скважины. Применение способа по настоящему изобретению особенно целесообразно, когда горизонтальную скважину в процессе бурения необходимо удерживать в пределах тонкого пласта формации.

Уровень техники включает описание патента США № 5 300 929, раскрывающее способ оконтуривания границы раздела между пластом соли и осадочной породой. Согласно этому известному способу осуществляют следующие действия:

(a) устанавливают всенаправленный источник сейсмических сигналов на поверхности и закрепляют трёхкомпонентный сейсмоприёмник в скважине, проходящей через соляной пласт;

(b) приводят в действие всенаправленный источник сейсмических сигналов для генерирования сейсмических сигналов с определенной энергией и с помощью трёхкомпонентного приёмника сейсмосигналов регистрируют получаемые данные в виде части энергии сейсмических сигналов;

(c) по части энергии сейсмических сигналов в зависимости от времени прохождения определяют направления (лучи), из которых сейсмические сигналы поступают на трёхкомпонентный сейсмоприёмник;

(6) данную точку считают расположенной на границе раздела если луч, проходящий через нее, имеет соответствующее время прохождения;

(е) выбирают новое положение на поверхности для всенаправленного источника сейсмических сигналов и повторяют этапы (Ь) - (6).

Известный способ применяют для определения границы между соляным куполом и отложением, его окружающим. При этом скважину бурят в сторону соляного купола. Поскольку всенаправленный источник сейсмических сигналов и трёхкомпонентный сейсмоприёмник отделены друг от друга интервалом по обеим сторонам границы, то сейсмические сигналы проходят через подземную формацию.

В основу настоящего изобретения положена задача разработать способ получения изображения подземной формации с помощью всенаправленного источника сейсмических сигналов и трёхкомпонентного сейсмоприёмника, которые оба были бы расположены в скважине, проходящей через подземную формацию, при этом указанный способ позволил бы получить изображение отражающих поверхностей, отражающих сейсмическую энергию, исходящую от всенаправленного источника сейсмических сигналов, причём отражающие поверхности могли бы быть расположены в любом месте вокруг скважины.

Поставленная задача решается за счет того, что способ получения изображения подземной формации вокруг скважины, проходящей через подземную формацию, в соответствии с данным изобретением предусматривает выполнение следующих операций:

(a) выбирают некоторое число положений для всенаправленного источника сейсмических сигналов и трёхкомпонентного сейсмоприёмника в скважине, выбирают некоторое число подземных положений в формации, и соотносят нулевое значение с этими подземными положениями;

(b) устанавливают всенаправленный источник сейсмических сигналов и трёхкомпонентный сейсмоприёмник в первом положении в скважине;

(c) приводят в действие всенаправленный источник сейсмических сигналов для генерирования сейсмических сигналов определенной энергии и с помощью трёхкомпонентного сейсмоприёмника получают и регистрируют данные в виде составляющих отражённой энергии сейсмических сигналов;

(6) по составляющим отражённой энергии сейсмических сигналов определяют направления, из которых отражённые сейсмические сигналы поступают в трёхкомпонентный сейсмоприёмник в зависимости от времени двухстороннего прохождения;

(е) выбирают первое подземное положение;

(ί) вычисляют направление поступления сигнала, проходящего от всенаправленного источника сейсмических сигналов в выбранное подземное положение и обратно в трёхкомпонентный сейсмоприёмник, и время такого двухстороннего прохождения сейсмического сигнала;

(д) когда вычисленное направление поступления, по существу, совпадает с направлением поступления, полученном на этапе (6), то эти данные учитывают как относящиеся к отражённому сейсмическому сигналу, имеющему то же самое время двухстороннего прохождения, и суммируют эти учтённые данные со значением, соотнесенным с подземным положением;

(11) выбирают следующее подземное положение и повторяют этапы (ί) и (д) для всех выбранных подземных положений до последнего подземного положения включительно; и (ί) устанавливают всенаправленный источник сейсмических сигналов и трёхкомпонентный сейсмоприёмник в следующем положении в скважине, и повторяют этапы (Ь)-(й) для каждого следующего положения до последнего положения включительно вдоль скважины для получения изображения подземной формации, содержащего совокупность данных, отображённых по всем подземным положениям.

В описании и формуле настоящего изобретения термин «время двухстороннего прохождения» используют для обозначения времени, необходимого для прохождении сейсмической энергии от источника сейсмических сигналов до отражающей поверхности и далее от нее в сейсмоприёмник.

Подразумевается, что для выполнения вычисления согласно этапу (ί) необходимо знать скорости сейсмической волны в данной формации. Эти скорости сейсмической волны можно получить из результатов предыдущих сейсмических работ, выполненных по данной формации, либо их можно получить из образцов керна. Помимо этого, сведения о скоростях сейсмической волны могут быть получены в ходе сейсмоакустических исследований.

Настоящее изобретение станет понятным специалисту в данной области из приведенного далее более подробного описания конкретного неограничивающего примера со ссылкой на фигуру прилагаемого чертежа, на которой изображён нижний конец скважины 1, которую бурят в подземной формации 2. В этом примере скважину 1 бурят посредством буровой коронки 3, подвешенной в скважине с помощью бурильной колонны 5, при этом указанную бурильную колонну 5 вращают.

Вблизи буровой коронки 3 бурильная колонна 5 содержит всенаправленный источник 9 сейсмических сигналов и скважинный трёхкомпонентный сейсмоприёмник 10.

В обычном режиме работы: буровая коронка 3 используется для бурения скважины 1, а чтобы получить изображение, бурение прерывают и приводят в действие всенаправленный источник 9 сейсмических сигналов. Сейсмические сигналы, исходящие из всенаправленного источника 9 сейсмических сигналов, распространяются в формацию 2. Фронты сейсмической волны, относящиеся к исходящим сейсмическим сигналам в разные моменты, схематически изображены пунктирными линиями 15.

Предполагается, что отражающая поверхность 18 присутствует в подземной формации 2, и указанная поверхность 18 отражает сейсмические сигналы. Фронты сейсмических сигналов, относящиеся к отражённым сейсмическим сигналам в разные моменты времени, схематически изображены пунктирными линиями 20. Линия 22 представляет собой направление сигнала, проходящего от всенаправленного источника 9 сейсмических сигналов к отражающей поверхности 18, и обратно в трёхкомпонентный сейсмоприёмник 10.

Данные, принимаемые трёхкомпонентным сейсмоприёмником 10, включают в себя составляющие отражённых сейсмических сигналов во времени. По этим данным, в зависимости от времени двухстороннего прохождения, можно определить направления, из которых поступают сейсмические сигналы.

Затем выбирают несколько подземных положений 30, 31 и 32 в формации, и определяют первое положение. Предполагается, что этим первым положением является подземное положение 30. Зная значения скорости сейсмической волны в данной подземной формации, вычисляют направление поступления сигнала, проходящего от всенаправленного источника 9 сейсмических сигналов на отражающую поверхность в положении 30 и обратно в трёхкомпонентный сейсмоприёмник 10, и также вычисляют время такого двухстороннего прохождения сейсмического сигнала. Это направление изображено пунктирной линией 35.

Эти данные учитывают (в качестве данных для дальнейшей обработки), если вычисленное направление поступления, по существу, равно направлению поступления, которое имеет то же самое время двухстороннего прохождения. В описываемом примере это явно не относится к подземному положению 30, и поэтому эти данные не учитывают.

Далее выбирают следующее подземное положение 31. Вычисляют направление поступления сигнала, проходящего от всенаправленного источника 9 сейсмических сигналов на отражающую поверхность в положении 31 и обратно в сейсмоприёмник 10, и также вычисляют время такого двухстороннего прохождения сейсмического сигнала. Это направление совпадает с линией 22. В этом случае вычисленное направление поступления, по существу, равно направлению поступления отраженного сигнала от отражающей поверхности 18. Сигнал, прошедший по направлению, совпадающему с линией 22, имеет то же самое время двухстороннего прохождения. Поэтому эти данные учитывают и учтённые данные суммируют со значением, соотносимым с подземным положением 31. Это суммирование также называют «миграцией».

Затем выбирают третье подземное положение 32. Изображаемое пунктирной линией 37 вычисленное направление поступления сигнала, проходящего от всенаправленного источника 9 сейсмических сигналов к отражающей поверхности в положении 32 и обратно в трёхкомпонентный сейсмоприёмник 10, и изображаемого пунктирной линией 37, по существу, не равно направлению поступления отражения от отражающей поверхности 18. Поэтому эти данные не принимают.

Обработав таким образом три подземных положения 30, 31 и 32, получают изображение подземной формации 2, которое содержит от5 ражающую поверхность, соотнесенную с подземным положением 31, и не содержит отражающих поверхностей, соотнесенных с подземными положениями 30 и 32.

Бурение возобновляют и после того, как будет пробурено некоторое расстояние, описываемую выше процедуру повторяют и т.д.

Таким образом можно получить точное изображение подземной формации вблизи буровой коронки. Обычно для каждого положения вдоль скважины выбирают более трёх подземных положений.

В том случае, когда число отражающих поверхностей будет больше одной отражающей поверхности 18, изображенной на фигуре чертежа, то сигналы, отраженные от этих отражающих поверхностей (не изображены) будут принимать в разные моменты времени.

Определить из составляющих отражённой сейсмической энергии те направления, из которых в сейсмоприёмник поступает отражённая сейсмическая энергия, когда известна зависимость от времени двухстороннего прохождения, возможно в соответствии с методикой, излагаемой в: С. МасЬеФ апб 8. Сгашрш, Сотрапзоп оГ 81дпа1 ртоссзвтд 1сс11шс.|ис5 Гог свйтайпд 111с сГГссБ оГ аш8о1тору, 6сорбу8юа1 Ргозрссйпд, 39, 1991, с. 357-385.

Данные принимают, если вычисленное направление поступления совпадает с направлением поступления, которое имеет то же самое время двухстороннего прохождения. Для этого целесообразно определить разность между вычисленным направлением поступления и направлением поступления, относящимся к энергии отражённого сейсмического сигнала, имеющему то же самое время двухстороннего прохождения. Затем определяют весовой коэффициент с помощью заранее заданной функции разности. Принятые данные умножают на весовой коэффициент. Скорректированные таким образом данные отображают по подземному положению. Например, весовой функцией может быть прямоугольная вырезающая функция. Прямоугольная вырезающая функция является разностной функцией, то есть значение вырезающей функции равно 1, если абсолютное значение разности меньше некоторого заданного значения, и оно равно 0 во всех остальных случаях. Следовательно, для большой разности весовой коэффициент равен 0 и скорректированные данные равны 0, и поэтому какие-либо данные не отображают. Для относительно небольшой разности - весовой коэффициент равен 1, и поэтому эти данные отображают. Другим вариантом используемой весовой функции может быть косинус в квадрате.

Отображаемые по подземному положению данные являются значением величины энергии отражённого сейсмического сигнала, которая представляет собой сумму составляющих энергий отражённых сейсмических сигналов или квадратный корень суммы квадратов составляющих энергии отражённых сейсмических сигналов. Затем величину энергии отражённых сейсмических сигналов определяют по методике миграции. Либо коэффициент отражения можно определить из данных путём сравнения величины энергии отражённых сейсмических сигналов с величиной энергии исходящего сейсмического сигнала и путём внесения поправки на геометрическую расстановку.

Несмотря на то, что методику миграции можно применить для любого положения всенаправленного источника сейсмических сигналов относительно трёхкомпонентного сейсмоприёмника, всё же предпочтительно, чтобы положения всенаправленного источника сейсмических сигналов и трёхкомпонентного сейсмоприёмника совпадали. В описании и в формуле слово «совпадающий» используется в следующем значении. Два устройства считаются совпадающими, когда они настолько близки друг к другу, насколько это технически осуществимо, и в этом случае они считаются одним целым в целях вычисления. В этом случае коэффициент отражения можно вычислить с помощью алгоритма миграции с нулевым смещением.

Чтобы отличить поступление волн сдвига (δ-волны) от поступления более быстрых волн сжатия (или р-волн), в трёхкомпонентный сейсмоприёмник можно ввести датчик - такой как гидрофон или акселерометр или другой датчик давления.

Зарегистрированную энергию отражённых сейсмических сигналов можно передать на поверхность с помощью известных средств передачи данных, и поэтому аналитическую часть данного способа можно выполнять на поверхности. Либо, например, направления, их которых отражённые сейсмические сигналы поступают в трёхкомпонентный сейсмоприёмник определяют на месте в зависимости от времени двухстороннего прохождения, и полученные результаты передают на поверхность для последующего анализа.

Вместо использования отдельного всенаправленного источника сейсмических сигналов можно использовать в качестве такого источника саму буровую коронку. В этом случае сейсмической энергией будет шум, формируемый во время бурения.

Данное изобретение обеспечивает простой способ для получения изображения подземной формации вблизи находящейся в процессе бурения скважины.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ получения изображения подземной формации вокруг проходящей через нее скважины, согласно которому выполняют следующие этапы:

(a) выбирают в скважине некоторое число положений для всенаправленного источника сейсмических сигналов и трёхкомпонентного сейсмоприёмника, выбирают некоторое число подземных положений в формации и соотносят нулевое значение с этими подземными положениями, (b) устанавливают всенаправленный источник сейсмических сигналов и трёхкомпонентный сейсмоприёмник в первом положении в скважине, (c) приводят в действие всенаправленный источник сейсмических сигналов для генерирования сейсмических сигналов определенной энергии и с помощью трёхкомпонентного сейсмоприёмника получают и регистрируют данные в виде составляющих энергии отражённых сейсмических сигналов, (ά) по составляющим энергии отражённых сейсмических сигналов определяют в зависимости от времени двухстороннего прохождения направления, из которых отражённая сейсмическая энергия поступает в трёхкомпонентный сейсмоприёмник, (е) выбирают первое подземное положение, (Т) вычисляют направление поступления сейсмического сигнала, проходящего от всенаправленного источника сейсмических сигналов в выбранное подземное положение и обратно в трёхкомпонентный сейсмоприёмник, и время такого двухстороннего прохождения сейсмического сигнала, (д) когда вычисленное направление поступления, по существу, совпадает с направлением поступления, полученном на этапе (ά), то учитывают эти данные как относящиеся к отражённому сейсмическому сигналу, имеющему то же самое время двухстороннего прохождения, и суммируют эти учтённые данные со значением, соотнесенным с выбранным подземным положением, (й) выбирают следующее подземное положение и повторяют этапы (Т) и (д) для всех выбранных подземных положений до последнего подземного положения включительно, и (1) устанавливают всенаправленный источник сейсмических сигналов и трёхкомпонентный сейсмоприёмник в следующем положении в скважине и повторяют этапы (Ъ)-(й) для каждого следующего положения до последнего по ложения включительно вдоль скважины для получения изображения подземной формации, содержащего совокупность данных, отображенных по всем выбранным подземным положениям.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на этапе (д) дополнительно проводят операцию определения разности между вычисленным направлением поступления и направлением поступления, полученным на этапе (с), относящейся к отражённому сейсмическому сигналу, имеющему то же самое время двухстороннего прохождения, эти данные умножают на весовой коэффициент, который является заданной функцией этой разности, и скорректированные таким образом данные отображают по подземному положению.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что на этапе (д) используют данные, которые являются суммой составляющих энергии отражённых сейсмических сигналов, зарегистрированных на этапе (с).
4. Способ по любому одному из пп.1-3, отличающийся тем, что всенаправленный источник сейсмических сигналов и трёхкомпонентный сейсмоприёмник устанавливают в одном и том же положении.
5. Способ по любому одному из пп.1-4, отличающийся тем, что используют трёхкомпонентный сейсмоприёмник, содержащий датчик давления.