EA011736B1 - Система сбора сейсморазведочных данных в буровой скважине - Google Patents
Система сбора сейсморазведочных данных в буровой скважине Download PDFInfo
- Publication number
- EA011736B1 EA011736B1 EA200800256A EA200800256A EA011736B1 EA 011736 B1 EA011736 B1 EA 011736B1 EA 200800256 A EA200800256 A EA 200800256A EA 200800256 A EA200800256 A EA 200800256A EA 011736 B1 EA011736 B1 EA 011736B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- seismic
- borehole
- pressure
- cable
- pressure sensors
- Prior art date
Links
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
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Force Measurement Appropriate To Specific Purposes (AREA)
Abstract
Описана скважинная система сбора сейсморазведочных данных с множеством датчиков, расстановленных таким образом, что они обеспечивают распознавание в данных, измеренных датчиками давления, сигналов, связанных с продольной и поперечной волнами, преобразованными на границе буровой скважины в волны давления, причем в предпочтительном варианте осуществления датчики расстановлены в виде групп или кластеров, чувствительных к градиентам давления в одном направлении или в большем количестве направлений.
Description
Это изобретение относится к способам и к устройству для сбора сейсморазведочных данных с использованием элементов расстановки сейсмических датчиков в системе сбора сейсморазведочных данных кабельного типа или в скважинной системе сбора сейсморазведочных данных, подобной кабельной системе, для использования в буровой скважине.
Предпосылки создания изобретения
Существующие в настоящее время способы скважинной сейсмической разведки включают в себя способы, в которых регистрацию сейсмических сигналов, сформированных на или около поверхности Земли или в буровой скважине, осуществляют посредством сейсмоприемников, прикрепленных к стенке буровой скважины на различных глубинах. В отличие от более широко используемого наземного сейсмического или горизонтального сейсмического профилирования, при котором сейсмоприемники расположены в виде связки сейсмоприемников вдоль земной поверхности, при скважинной сейсмической разведке используют сейсмоприемники, расположенные на некотором расстоянии друг от друга вдоль оси скважины. Эти сейсмоприемники являются чувствительными к изменениям скорости или ускорения и обычно реагируют как на восходящие, так и на нисходящие сейсмические волны, в отличие от горизонтального сейсмического профилирования, при котором сейсмоприемники обычно не могут непосредственно реагировать на нисходящие волны.
Результаты скважинных сейсморазведочных измерений могут давать понимание некоторых фундаментальных свойств распространяющихся сейсмических волн и содействовать структурной, стратиграфической и литологической интерпретации подземных формаций. Например, важной областью использования результатов измерений способом вертикального сейсмического профилирования, ВСП (У8Р), является содействие в определении восходящих и нисходящих сейсмических волн в земле и, тем самым, содействие в определении того, какие именно волны, достигающие поверхности, являются однократно отраженными волнами, а какие являются результатом многократных отражений. Другими областями применения скважинной сейсмической разведки являются, в том числе, оценка наклона отражающей границы, корреляция отражений поперечной волны с отражениями продольной волны, определение местоположения плоскостей разлома, определение влияния литологии на распространение импульсов, поиск отражающих границ перед головкой бура, определение влияния углеводородов на распространение импульсов, распознавание границ многократных отражений внутри пласта, измерение скоростей обеих волн: продольных волн и поперечных волн, и оценка преобразования энергии продольных сейсмических волн в энергию поперечных сейсмических волн и энергии поперечных сейсмических волн в энергию продольных сейсмических волн в земле. Исходная информация о скважинной сейсмической разведке, в частности, о ВСП, может быть найдена в следующих публикациях: Нагбаде, В.А., Уетйса1 8е18Ш1е Ртокй1ид, Рай А: Рг1пс1р1ек, Сеорйук1са1 Ргекк, 1983, Уо1ите 14А ок НаибЬоок Ок 6еорйукюа1 Ехр1отабои, 8есΐίοη I. 8е1ктк Ехр1огайои, Не1Ь1д аиб Ттейе1 (Ебйотк); 8ос1е1у ок Ехр1отайои Оеорйуккк, Ехраибеб АЬкйас!к ок И1е Тесйшса1 Ргодгат \УИ11 АиШотк' ВюдтарЫек, 8ер1. 11-15, 1983, Ьак Уедак, №ν., рр. 522-540; ^иеиксйе1, Р.С., Тйе Уетйса1 Аггау 1и Кек1ес1юи 8е1кто1оду - 8оте ЕхрептеШа1 81иб1ек, Оеорйукюк, Уо1ите 41, Ио. 2 (Арг. 1976), рр. 219-232; и в патентах США № 4383308 и 4563757.
Как более подробно описано в этих первоисточниках, которые, тем самым, включены в настоящее описание путем ссылки, принцип скважинной сейсмической разведки содержит следующие операции: создают сейсмический источник на или около поверхности Земли и вблизи от буровой скважины и обеспечивают результаты измерений вертикального сейсмического профиля посредством сейсмоприемников, расположенных на выбранных уровнях глубин в буровой скважине. Источник также может быть расположен в буровой скважине, которой, в свою очередь, может являться буровая скважина, в которой находятся приемники. Наряду с тем, что должна иметься возможность размещения сейсмоприемников на каждой желательной глубине в буровой скважине таким образом, чтобы все они могли реагировать на одну и ту же сейсмическую волну, сгенерированную источником, обычно полагают, что вместо этого следует использовать сейсмоприемник (или сейсмоприемники), носителем которого служит один прибор сейсмического каротажа, который подвешен на тросе в буровой скважине, и который последовательно прижимают к стенке ствола скважины на выбранных глубинах, посредством чего обеспечивают его реагирование на различные импульсы из источника на различных глубинах.
Могут использоваться сейсмические источники различных видов, и обычно желательно, чтобы источник создавал единообразный и повторяемый импульс взрыва, особенно, в случае при использовании скважинного устройства с одиночным сейсмоприемником. Например, источником может являться небольшой взрыв химического взрывчатого вещества вблизи от дна относительно неглубокой, укрепленной обсадными трубами и зацементированной скважины, пробуренной около буровой скважины, или же им может являться один из импульсных поверхностных источников, таких как, например, источники типа падающего груза и устройства, использующие взрывчатые газы или сжатый воздух для приведения в движение тяжелой плиты в направлении вертикально вниз с большой силой, или вибраторы, подобные тем, которые используют в качестве энергетических источников в разведке на нефть и газ. В альтернативном варианте источник или источники могут быть расположены в соседней скважине или даже в той же самой буровой скважине, что и приемники.
Буровая скважина может быть вертикальной или наклонной, при условии учета наклона при интер
- 1 011736 претации результатов измерений, и может быть обсаженной или необсаженной. Типичный скважинный инструмент, используемый при вертикальном сейсмическом профилировании, обычно содержит по меньшей мере один сейсмоприемник, который является в достаточной степени защищенным, чтобы противостоять неблагоприятному воздействию окружающей среды в глубокой буровой скважине, и, тем не менее, может обеспечивать удовлетворительную акустическую связь с пластом. Двумя типичными конфигурациями являются следующие: устройство, имеющее выдвижной поворотный рычаг с электрическим приводом, который может прижимать сейсмоприемник(и) к стенке ствола буровой скважины на выбранных уровнях глубины, и устройство с выдвижным телескопическим толкателем с электрическим приводом, имеющим то же самое назначение. Элемент или элементы измерительного преобразователя сейсмоприемника в приборе ВСП либо могут быть ориентированы только вертикально, либо могут, например, иметь ориентацию с тремя компонентами (например, ортогональными в системе координат ху/ или имеющими наклон друг относительно друга под некоторым другим углом, например под углом 54°). В геометрической конфигурации с тремя компонентами ху/ сейсмоприемник в вертикальной буровой скважине, ориентированный вдоль оси ζ (глубина), измеряет движение материальных точек по вертикали, а сейсмоприемники, ориентированные вдоль направлений х и у, измеряют движение материальных точек вдоль двух ортогональных направлений в горизонтальной плоскости. Обычно эти три сейсмоприемника выполнены таким образом, что демонстрируют амплитудные и фазовые характеристики, в близкой степени соответствующие друг другу, а устройство, прижимающее устройство к стенке ствола буровой скважины, выполнено таким образом, что создает соединение сейсмоприемника с пластом, а это приводит к тому, что горизонтальные сейсмоприемники являются механически связанными с пластом таким же самым образом, как и вертикальный сейсмоприемник. Трехкомпонентное устройство обычно также содержит устройство измерения ориентации (обычно состоящее из одного или из большего количества магнитометров, которые измеряют азимут относительно магнитного севера, и из одного или из большего количества акселерометров, чувствительных к силе тяжести, которые измеряют отклонение от вертикали), скважинную систему оцифровки, которая может преобразовывать в цифровую форму выходные сигналы датчика сейсмоприемника, имеющегося в устройстве, и посылать цифровые сигналы вверх на поверхность по проводам, имеющимся в кабеле, на котором подвешено устройство, и другое оборудование, например, устройства для проверки качества акустической связи с пластом. На поверхности могут быть использованы известное оборудование и способы обработки данных для регистрации выходных сигналов устройства для введения предварительных поправок, например, на ориентацию устройства, чтобы посредством этого получить векторные результаты измерений, которые могут быть обозначены как и (х=0, ζ, 1). Каждый такой результат измерения может представлять собой оцифрованный набор векторов, определяющий направление в пространстве и величину сейсмической энергии, измеренной трехкомпонентным устройством ВСП (вертикального сейсмического профилирования) в буровой скважине (х=0) на глубине ζ для каждого момента времени 1 выборки в течение выбранного промежутка времени. Дополнительные подробности могут быть найдены в патенте США № 4563757.
Обычно выходной сигнал любого конкретного сейсмоприемника содержит вклад от компонент обеих волн: продольной волны и поперечной волны (и может содержать вклады от компонент других волн), даже в том случае, когда сейсмический источник, расположенный на поверхности, выполнен таким образом, что обеспечивает оптимизацию формирования продольных волн и сводит к минимуму формирование поперечных волн. Даже в том случае, если источник, расположенный на поверхности, мог бы осуществлять формирование только продольной волны, все же могло бы происходить преобразование значительного количества энергии продольной волны в моды поперечной волны при каждом столкновении распространяющейся продольной волны с отражающей поверхностью под углом падения, не равным прямому углу. Полагают, что эти обменные моды поперечной волны могут быть полезными для интерпретации подземных геологических условий подобно тому, как могут быть полезными моды поперечной волны, преднамеренно созданные источниками энергии поперечной волны. Например, обменные моды поперечной волны могут являться особенно ценными результатами сейсмических измерений при их использовании совместно с результатами измерений энергии продольной волны для интерпретации постоянной упругости пород для прогнозирования типов поровых флюидов в комплексах горных пород или для прогнозирования других параметров подземной литологии. Кроме того, определенные способы могут получать пользу от такого разделения, поскольку для них необходимы результаты прямых или косвенных измерений только продольных или только поперечных компонент полной энергии волн, достигающих скважинных сейсмоприемников, или, как полагают, они лучше работают с результатами таких измерений. Одним из примеров является использование способа, подобного медицинской компьютерной томографии, и построение изображения интересующей плоскости ζχ на основании результатов измерений методом непродольного вертикального сейсмического профилирования (ВСП) или на основании результатов измерений методом ВСП в различных скважинах. Содействие такому способу оказывают путем использования данных, отображающих отдельную продольную (или, возможно, поперечную) компоненту полной энергии, измеренной в скважинных сейсмоприемниках.
По этим и иным причинам в прошлом уже делались предложения о разделении компоненты продольной волны и компоненты поперечной волны в сейсмической энергии, измеренной в скважинном
- 2 011736 приемнике. Например, в упомянутом выше документе Хардажа (Нагбаде), например на с. 413, предложено, что при использовании трехкомпонентного устройства отклики системы трехкомпонентных сейсмоприемников могут быть математически повернуты таким образом, чтобы они представляли собой выходной сигнал одиночного сейсмоприемника, ориентированного вдоль траектории луча первого вступления продольной волны на каждом уровне регистрации, и что могут быть получены данные, которые представляют собой отклик, который был бы зарегистрирован сейсмоприемником в том случае, если бы он был расположен в вертикальной плоскости, содержащей траекторию луча первого вступления продольной волны, а затем сориентирован в этой плоскости таким образом, чтобы он был расположен перпендикулярно к траектории луча продольной волны, и что, таким образом, эти данные содержали бы полный отклик мод скорости тех нисходящих поперечных волн, которые проходят по той же самой траектории луча, что и траектория вступления прямой продольной волны, частичные отклики мод поперечной волны, поляризованной в вертикальной плоскости профиля (8У), достигающих расстановки трехкомпонентных сейсмоприемников по траекториям луча, отличающимся от траектории луча продольной волны, и частичные отклики нисходящих или восходящих продольных волн с более поздними вступлениями, траектории луча которых пересекают группу сейсмоприемников под различными углами наклона. Например, в упомянутом выше документе, относящемся к технической программе, проведенной 1115 сентября 1983 г. в Лас-Вегасе, штат Невада, США (Тес11шса1 Ргодгат, 8ер1. 11-15, 1983, Ьак Уедак, Ыеу.), на с. 522 предложено, что для обработки данных ВСП от источников продольных волн или поперечных волн для разделения восходящих и нисходящих волн может быть использована кажущаяся скорость между местами расположения точек регистрации, и что, аналогичным образом, моды продольной волны (Р), поперечной волны, поляризованной в вертикальной плоскости профиля, (8У), и поперечной волны, поляризованной в горизонтальной плоскости профиля, (8Н), для вступления прямой волны в ВСП могут быть изолированы на основании их ортогональной поляризации, но описано, что оба способа терпят неудачу при анализе типов сложных волн, таких как, например, обменные волны. В том же самом документе на с. 524-527 предложен способ, включающий в себя следующие операции: рассматривают луч первой продольной (Р) волны как содержащийся в плоскости источник-скважина, получают проекцию вдоль первого вступившего Р луча, которая должна дать, в основном, первый вступивший Р луч и последующие кратные волны, получают проекцию, перпендикулярную к этому первому вступившему Р лучу и находящуюся в плоскости источник-скважина, которая должна дать прямые и обменные поперечные волны, поляризованные в вертикальной плоскости профиля, (8У), и получают проекцию, перпендикулярную к плоскости источник-скважина, которая должна дать поперечные волны, поляризованные в горизонтальной плоскости профиля (8Н). Например, в упомянутом выше документе Хардажа (Нагбаде) на с. 177 и 178 отмечено, что когда выполняют преобразование результатов измерений методом ВСП, взятых в пространственно-временной области, в область частота-волновое число, то на данные ВСП в области частота-волновое число может быть наложена маскирующая функция для подавления волн, не распространяющихся со скоростью продольной волны, и на фиг. 5-20 приведен концептуальный пример так называемой секторной полосовой маскирующей функции по скорости (р1е кйсе уе1ос1Гу Ьапб ракк такктд Гипсбоп), которая уменьшает величины энергии всех мод, кроме восходящих отражений продольной волны. В документе Хардажа (Нагбаде), например на с. 174-176, также рассмотрены другие типы фильтрации скорости в области частота-волновое число.
Сведения, полученные из результатов вертикального сейсмического профилирования (ВСП) и/или других данных каротажа (например, акустического), могут содержать локальные скорости продольной и поперечной волн и/или локальное интервальное время пробега волн, например, локальное интервальное время пробега волн в векторном волновом поле. Вследствие того предположения, что пласты, расположенные рядом с буровой скважиной, являются локально изотропными, существует только одна скорость, присущая продольной (Р) или поперечной (8) волне для предварительно заданной глубины, и можно предполагать, что именно ее измеряют устройством акустического каротажа или методом продольного ВСП. В принципе, основными операциями варианта осуществления настоящего изобретения должны являться следующие: разложение результатов трехкомпонентных измерений на локальные компоненты плоской волны, распознавание продольной (Р) и поперечной (8) волн для каждой компоненты плоской волны по поляризации и раздельное повторное объединение распознанных таким способом продольной (Р) и поперечной (8) волн.
Вышеупомянутые и другие аспекты способов вертикального сейсмического профилирования (ВСП) и скважинной сейсмической разведки, в том числе, дополнительные подробности разделения продольной (Р) волны и поперечной (8) волны и их обработки описаны в патенте США № 4870580, который может обеспечить дополнительную исходную информацию для настоящего изобретения.
Поскольку важным аспектом способа ВСП и связанных с ним способов скважинной сейсмической разведки является разделение продольной (Р) и поперечной (8) волн, то кабели ВСП обычно содержат сейсмоприемники или акселерометры. Гидрофоны, преимущественно используемые в морских системах сбора сейсморазведочных данных, редко используют в скважинных системах. Сейсмоприемники вплотную соединяют со стенкой буровой скважины посредством соответствующих пружин или прижимного приспособления, что является известным уровнем техники. Если в аппаратуре ВСП используют гидро
- 3 011736 фоны, то их обычно используют совместно с сейсмоприемниками для обеспечения дополнительного измерения давления.
В известных способах и устройстве морской сейсморазведки, буксируемая сейсмоприемная коса содержит множество чувствительных к давлению элементов гидрофона, помещенных в водонепроницаемую оболочку и электрически соединенных с регистрирующей аппаратурой на борту судна. Каждый элемент гидрофона в сейсмоприемной косе выполнен таким образом, что преобразует механическую энергию, имеющуюся в изменениях давления вокруг элемента гидрофона, в электрические сигналы. Эта сейсмоприемная коса может быть разделена на несколько отдельных участков или модулей, которые могут быть разъединены друг от друга и являются водонепроницаемыми по отдельности. Буксировка отдельных сейсмоприемных кос может производиться параллельно при помощи параванов для создания двумерной расстановки элементов гидрофона. Шины данных, проходящие через каждый из модулей в морской сейсмоприемной косе, передают сигнал (так называемые акустические данные) из элементов гидрофона в регистрирующую аппаратуру. Гидрофоны, применяемые в скважинной сейсмической разведке, использовались до настоящего времени исключительно для измерения локального давления.
Гидрофон может создавать электрические сигналы в ответ на изменения давления акустической волны на гидрофон. Несколько гидрофонов могут быть электрически соединенными вместе, образуя активный участок или группу матрицы акустических датчиков или сейсмоприемной косы. Электрические сигналы из множества гидрофонов активного участка обычно объединяют для создания усредненного сигнала отклика и/или для увеличения отношения сигнал-шум.
С учетом изложенного выше, задачей этого изобретения является создание усовершенствованной скважинной системы сбора сейсморазведочных данных, которая не требует наличия больших прижимных приспособлений.
Сущность изобретения
Согласно первому аспекту настоящего изобретения предложена скважинная система сейсморазведки с кабелем, содержащим множество датчиков давления, в которой упомянутое множество датчиков давления скомпоновано в виде групп, состоящих по меньшей мере из двух датчиков давления, при этом выходной сигнал группы отображает градиент давления в поперечном направлении в месте расположения группы.
В альтернативном варианте настоящее изобретение может относиться к созданию скважинного сейсмического устройства, содержащего группы датчиков давления, например, гидрофонов, приспособленных для регистрации обеих волн: продольных волн и поперечных волн, в силу чего происходит преобразование последних на границе раздела буровой скважины и пласта в моды продольной волны. Эти моды могут быть зарегистрированы группами датчиков давления, имеющих компоновку согласно настоящему изобретению.
Градиент давления в поперечном направлении понимают как градиент давления, ортогональный к градиенту давления в направлении по вертикали. Направление этих градиентов может быть истолковано или как абсолютное направление относительно поверхности Земли, служащей в качестве опорной поверхности, или же как направление относительно вертикального направления, определяемого как локальная продольная ось буровой скважины.
В предпочтительном варианте осуществление изобретения система способна измерять градиенты давления в направлении по вертикали и в поперечном направлении, а в еще более предпочтительном варианте система способна измерять градиент давления в трех независимых направлениях, например, в направлениях х, у и ζ, где х, у и ζ представляют собой оси локальной или глобальной системы координат.
Согласно еще одному аспекту настоящего изобретения предусмотрено, что в каротажном кабеле, предназначенном для регистрации продольных и поперечных волн в сейсмических сигналах, проникающих в буровую скважину, используют датчики давления, а не датчики скорости, но при дальнейших операциях обработки результаты измерения давления могут быть преобразованы в результаты измерения скорости материальных точек. Несмотря на то, что сейсмоприемники могут присутствовать в кабеле для различных целей, ожидают, что коммерчески рентабельные варианты осуществления кабеля согласно настоящему изобретению содержат большее количество датчиков давления или гидрофонов, чем датчиков скорости или сейсмоприемников. Кабель может быть введен в действие без необходимости монтажа каждой группы датчиков на прижимном приспособлении, которое должно быть соединено со стенкой буровой скважины. Настоящее изобретение фактически может быть реализовано с минимальным количеством таких устройств, которые в идеальном случае являются свободно подвешиваемыми в (вертикальном) стволе скважины или размещенными в центре буровой скважины с использованием центраторов, которые, по существу, являются известными в области техники скважинных устройств.
Система может дополнительно содержать один или большее количество электромеханических датчиков для определения относительного положения упомянутых по меньшей мере двух датчиков давления, для определения расстояния между ними по вертикали.
Группа определяется (а) близостью и (Ь) обработкой выходных сигналов гидрофонов. Гидрофонами, входящими в состав группы, по существу, являются ближайшие соседние гидрофоны. В кабеле гидрофоны, входящие в состав группы, обычно расположены на расстоянии 1-10 см друг от друга, тогда как
- 4 011736 расстояние между группами составляет от 0,5 или 1 м до 7,5 м. В предпочтительном варианте осуществления изобретения по меньшей мере два датчика давления, вносящие вклад в выходной сигнал группы, отображающий градиент давления в поперечном направлении, расположены в участке кабеля длиной менее 6 см или даже 3 см, что, таким образом, обеспечивает возможность их установки на одном одиночном держателе гидрофона в кабеле.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения гидрофоны группы расположены на одинаковом расстоянии друг от друга.
В предпочтительном варианте большая часть гидрофонов, входящих в состав группы, или все они расположены в плоскости, перпендикулярной к главной оси кабеля. Однако, для регистрации полной формы волны, включающей в себя сбор вертикальных сейсмических сигналов, сейсмических сигналов вдоль профиля и сейсмических сигналов поперек профиля, важно иметь по меньшей мере один датчик давления, расположенный вне плоскости. Или, в альтернативном варианте, дополнительное измерение давления вне плоскости обеспечивает датчик соседней группы. В предпочтительном варианте изобретения группа может состоять из четырех гидрофонов с расстановкой в виде тетраэдра.
Выходные сигналы гидрофонов целесообразно объединять или соединять посредством проводов и/или усиливать их до выполнения процедуры дискретизации, поскольку разность значений давления между двумя гидрофонами, расположенными на малом расстоянии друг от друга, может быть чрезвычайно малой.
Еще одним объектом настоящего изобретения является создание системы, определяющей ориентацию гидрофонов в группе, в особенности, проекцию расстояния между этими гидрофонами в направлении градиента давления, подлежащего определению. Необходимость в измерении ориентации или угла поворота может возникнуть потому, что кабель, подвешенный в буровой скважине или протянутый через нее, подвергается скручиванию и вращению. В предпочтительном варианте осуществления изобретения инклинометрическая система содержит одно или большее количество электромеханических или электроакустических устройств, не являющихся гидрофонами.
Электромеханические или электроакустические устройства могут быть выполнены в виде множества небольших инклинометров. Было установлено, что точное измерение может быть выполнено с использованием небольших и надежных, в предпочтительном варианте - твердотельных, инклинометров, которые, по существу, являются известными. Путем распределения достаточного количества таких известных датчиков вдоль кабеля может быть измерена его ориентация относительно вертикального и/или горизонтального направления.
Эти и другие объекты настоящего изобретения подробно описаны в приведенных ниже примерах и изображены на сопроводительных чертежах.
Краткое описание чертежей
Теперь будет приведено описание изобретения только посредством примеров со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых изображено следующее:
на фиг. 1А показана схематичная иллюстрация операции вертикального сейсмического профилирования с использованием известных способов и устройств;
на фиг. 1В показана схематичная иллюстрация операции вертикального сейсмического профилирования с использованием способов и устройства согласно примеру из настоящего изобретения;
на фиг. 2 показан вертикальный поперечный разрез скважинного сейсморазведочного кабеля с двумя гидрофонами;
на фиг. 3 показан вертикальный поперечный разрез скважинного сейсморазведочного кабеля с тремя гидрофонами;
на фиг. 4 показан вертикальный поперечный разрез скважинного сейсморазведочного кабеля с двумя гидрофонами и с устройством, осуществляющим генерацию суммы и разности выходных сигналов этих двух гидрофонов в качестве выходных сигналов;
на фиг. 5 изображен график относительной амплитуды результата измерения градиента давления как функции частоты сигнала и расстояния между датчиками;
на фиг. 6 проиллюстрирована относительная амплитуда результата измерения градиента давления как функция частоты сигнала для различных углов поворота скважинного сейсморазведочного кабеля;
на фиг. 7 показан другой вертикальный поперечный разрез скважинного сейсморазведочного кабеля с тремя гидрофонами без инклинометра и с инклинометром;
на фиг. 8 показан вертикальный поперечный разрез скважинного сейсморазведочного кабеля с пятью гидрофонами, расположенными в одной плоскости;
на фиг. 9 на виде в перспективе показан участок скважинного сейсморазведочного кабеля с двумя соседними группами, состоящими из трех гидрофонов; и на фиг. 10 на виде в перспективе схематично показан участок скважинного сейсморазведочного кабеля с группой из четырех гидрофонов, расстановленных в виде тетраэдра.
- 5 011736
Подробное описание изобретения
Типичная схема сбора сейсморазведочных данных в буровой скважине для вертикального профилирования проиллюстрирована на фиг. 1А. На нем показана буровая скважина 10. В буровой скважине 10 с поверхности 101 подвешен кабель 11, несущий множество сейсмоприемников 111 для вертикального сейсмического профилирования (ВСП). Каждый из трех сейсмоприемников 111 содержит прижимной или фиксирующий механизм 112, спроектированный, предназначенный для прижатия сейсмоприемника или прикрепления его посредством клина к пласту 102 или к любой обсадной трубе, расположенной вокруг ствола скважины 10.
Прижимной или фиксирующий механизм 112 может быть основан на использовании пружин, телескопических толкателей или поворотных рычагов, как показано на чертеже. Сейсмоприемники 111 обычно содержат элементы 113 измерительного преобразователя, предназначенные для измерения скорости или ускорения в одном или в трех независимых направлениях. Прижимной механизм 112 обеспечивает плотное соединение измерительных преобразователей 113 со стенкой ствола буровой скважины. Важно отметить, что при типичном функционировании ВСП может наблюдаться существенное увеличение отношения сигнал-шум в том случае, когда сейсмоприемником потерян контакт со стенкой буровой скважины 10.
На поверхности кабельный барабан 114 и подающий механизм 115 поддерживают кабель 11. Сигналы или данные измерений передают через кабель в находящуюся на поверхности измерительную станцию 12 для дополнительной обработки. Кабель обычно представляет собой бронированный кабель, подобный тому, который используют для канатных работ в скважине, с множеством жил многожильного провода, проходящих через его центр.
Как показано на чертеже, при работе приводят в действие источник 103, осуществляющий генерацию волн сейсмической энергии, которые проходят через пласт 102. В тех местах (указанных пунктирными линиями 104), где пласт изменяет свой импеданс, происходит либо отражение, либо преломление части сейсмической энергии. Сейсмоприемники 111 регистрируют перемещения земли, и результаты измерений передают непосредственно либо после оперативной дискретизации и/или обработки сигналов в находящуюся на поверхности измерительную станцию для их сохранения, передачи и/или дальнейшей обработки. Последующие операции обработки данных являются известными и общепринятыми в области техники разведочных работ на залежи углеводородов и их добычи.
На фиг. 1В показана схема, аналогичная схеме, изображенной на фиг. 1А. Однако, вместо несущего кабеля 11 для сейсмоприемников из фиг. 1А использован кабель 15, имеющий множество внутренних креплений 151, каждое из которых вмещает два или большее количество гидрофонов. Таким образом, по внешнему виду кабель подобен сейсмоприемной косе, используемой при сборе сейсмических данных в море, и это подобие состоит в том, что оболочка или внешний слой кабеля образует внешний слой или оболочку приемников, и, следовательно, кабель имеет, по существу, одинаковый диаметр на участке, содержащем приемники, и на участках, соединяющих места расположения приемников. Он коренным образом отличается от типичного скважинного сейсморазведочного кабеля, в котором корпуса сейсмоприемников большего размера соединяются участками кабеля меньшего диаметра по сравнению с сейсмоприемниками. Кабель 15 здесь именуют скважинным сейсморазведочным кабелем. Скважинный сейсморазведочный кабель может быть развернут с кабельного барабана 114, как показано на фиг. 1А. Нижняя часть 152, имеющая коническую форму, предназначена для облегчения спуска кабеля в буровую скважину. В скважинах с большим углом наклона или в горизонтальных скважинах развертывание кабеля может быть выполнено при помощи устройства протяжки (на чертеже не показано), которое протягивает кабель через ствол скважины 10.
В отличие от обычных каротажных кабелей, в которых используют прижатые сейсмоприемники и, следовательно, плотно соединенные с буровой скважиной, может оказаться целесообразным предусмотренное здесь оснащение сейсморазведочного кабеля центратором (на чертеже не показан) для обеспечения единообразного размещения приемников в центре скважины. В идеальном случае все гидрофоны являются отсоединенными от стенки ствола скважины.
Гидрофоны, используемые в этом примере, представляют собой известные гидрофоны типа пьезокерамической трубки. Поскольку геометрическая расстановка гидрофонов является объектом настоящего изобретения, то подробности нескольких возможных вариантов расположения гидрофонов в скважинном сейсморазведочном кабеле приведены на описанных ниже чертежах.
На фиг. 2 показан поперечный разрез держателя 21 гидрофона внутри скважинного сейсморазведочного кабеля 20. Два гидрофона 201, 202 расположены диаметрально противоположно относительно друг друга внутри отверстий 203, 204 держателя 21. Гибкая внешняя оболочка 22 предохраняет гидрофоны от прямого контакта со стенкой буровой скважины. Каждый гидрофон состоит из полой трубки из пьезокерамического материала. Давление приводит к деформации трубки, которая, в свою очередь, генерирует электрический сигнал, который, будучи надлежащим образом усиленным и отградуированным, служит мерой давления.
В зависимости от типа скважинного сейсморазведочного кабеля, по скважинному сейсморазведочному кабелю вдоль сегментов скважинного сейсморазведочного кабеля или вдоль его всей длины прохо
- 6 011736 дит один или большее количество элементов 23, несущих нагрузку, которые выполнены из троса с оплеткой. Главный кабель передачи данных, состоящий из множества электрических проводников и/или оптических волокон 24, обеспечивает передачу данных вдоль длины скважинного сейсморазведочного кабеля, а также в буксирующее судно и из него. Показанный держатель 21 гидрофона представляет собой один из большого количества держателей, распределенных вдоль скважинного сейсморазведочного кабеля. Кроме того, скважинный сейсморазведочный кабель обычно содержит камеры (на чертеже не показаны), расположенные между держателями, которые должны быть заполнены либо флюидом (например, воздухом, водой или керосином), и/или твердым материалом (например, пеной). Таким образом, имеется возможность регулировки плавучести скважинного сейсморазведочного кабеля в буровой скважине.
Гидрофоны, используемые в скважинных сейсморазведочных кабелях, обычно представляют собой цилиндрические устройства, главная ось (Ζ) которых является параллельной главной оси кабеля и, следовательно, продольной оси буровой скважины. В строго вертикальной скважине ось Ζ ориентирована в вертикальном направлении. Ось X и ось Υ по отдельности и вместе именуют поперечным направлением (поперечными направлениями) относительно перпендикулярного направления, которым считают ось Ζ. На виде в поперечном разрезе, изображенном на фиг. 2, показана плоскость, перпендикулярная к оси кабеля, т.е. к оси Ζ, и, следовательно, параллельная плоскости X, Υ.
Известно, что градиент давления в поперечном направлении в точке с координатой ζ вдоль скважинного сейсморазведочного кабеля может быть измерен с использованием двух гидрофонов, расположенных на известном расстоянии друг относительно друга. Градиент давления в поперечном направлении в направлении х в точке с координатой ζ в скважине, обозначаемый как бР/бх, может быть вычислен по зарегистрированным сигналам двух гидрофонов, расположенных на расстоянии Дх друг относительно друга, путем вычитания результатов этих двух измерений άΡ (ζ) /άχ= (Р (χΐ, ζ)-Ρ(χ2, ζ))/(χ1-χ2), [ΙΑ] где Р1 (х1, ζ) и Р2 (х2, ζ) обозначают давление, измеренное, соответственно, гидрофоном 201 и гидрофоном 202. Вычисление градиента давления в поперечном направлении в направлении оси Υ выполняют идентичным образом (заменяя координату х координатой у).
Используя распространение измерения давления в осевом (вертикальном) направлении, т.е. в различных положениях ζ1 и ζ2, может быть вычислен градиент давления в продольном направлении с использованием следующей формулы:
άΡ(ζ1)/άζ=(Ρ(ζ2)-Ρ(ζΐ))/Δζ, [1В] при этом результаты измерений берут из гидрофонов, расположенных на некотором расстоянии друг от друга по вертикали, соответственно, в точках ζ1 и ζ2.
Полное давление Р в точке ζ может быть найдено по выходному сигналу одного из гидрофонов или по среднему значению результатов измерений посредством двух гидрофонов.
На фиг. 3 показан вариант конфигурации вышеупомянутой группы гидрофонов. В этом примере держатель 31 содержит дополнительный гидрофон 303, расположенный в центре, который добавлен к группе из двух гидрофонов 301 и 302, расположенных на некотором расстоянии друг от друга в поперечном направлении, как описано выше. Поскольку другие элементы из фиг. 3 уже были описаны со ссылкой на фиг. 2, то были использованы эквивалентные номера позиций, и дальнейшее описание этих элементов не приведено. В варианте из фиг. 3 видно, что он имеет преимущество, заключающееся в том, что измерение градиента давления может быть фактически достигнуто путем электрического соединения контакта (+) одного гидрофона с контактом (-) другого гидрофона и наоборот. Разность потенциалов между этими двумя соединениями дает разность бР значений давления. Дополнительный третий гидрофон 303 используют для измерения среднего значения давления Р.
Поскольку разность между сигналами этих двух гидрофонов очень мала, то это вычитание, выполняемое в месте расположения датчиков перед дискретизацией, является потенциально более точным, чем в компоновке из фиг. 2.
В примере из фиг. 4 два гидрофона 401, 402 используют для определения разности Р1-Р2 значений давления и суммы Р1+Р2 значений давления с использованием соответствующей электрической схемы или цепи 44 проводников. Эти два гидрофона 401, 402 соединены таким образом, что один выходной сигнал схемы 44 является пропорциональным разности значений давления между гидрофонами и, следовательно, градиенту давления, а другой выходной сигнал является пропорциональным сумме значений давления и среднему значению давления между этими двумя гидрофонами, т. е. соответственно Р1-Р2 и Р1+Р2. Поскольку другие элементы из фиг. 4 уже были описаны со ссылкой на фиг. 2, то были использованы эквивалентные номера позиций, и дальнейшее описание этих элементов не приведено.
Следует отметить, что для достижения требуемой точности измерения градиента давления необходим большой динамический диапазон системы регистрации.
Теоретическая амплитудная характеристика двух гидрофонов при предварительно заданном расстоянии между ними в поперечном направлении для продольной волны, распространяющейся горизонтально через буровую скважину, как функция частоты и расстояния между датчиками может быть выражена следующим образом:
- 7 011736
Γ{ω)=|ехр(-1кх)-ехр(1кх)|=|1+ί23ΐη(ωχ/с)|, [2] где ζ - половина расстояния между датчиками в поперечном направлении. Эта характеристика Γ(ω) была смоделирована для 6 различных расстояний между датчиками: 2 см (51), 6 см (52), 20 см (53), 1 м (54), 2 м (55) и 5 м (56) и показана на фиг. 5 в виде графика. Например, в том случае, когда расстояние между гидрофонами равно 6 см, кривая 52 прогнозирует сигнал градиента давления в поперечном направлении относительно давления на этой частоте, равный -57 дБ на частоте 5 Гц, -38 дБ на частоте 50 Гц и -32 дБ на частоте 100 Гц.
Амплитуда сигнала градиента давления уменьшается с уменьшением частоты, на частоте 5 Гц она является в 0,001412 раза более слабой, чем сигнал давления (равный -57 дБ). Что касается цифрового выходного сигнала, то это означает, что первые 10 значащих битов записи давления не используются (т.е. равны нулю). При вычитании сигналов гидрофонов перед регистрацией этой потери битов не происходит, хотя может потребоваться дополнительный предварительный усилитель для усиления более слабого сигнала градиента.
При обработке данных ВСП данные обычно разделяют на восходящее волновое поле и нисходящее волновое поле. Кроме того, обработка часто нацелена на разделение волнового поля продольной волны (Р) и волновых полей обменных поперечных волн (8), а также на получения профиля скоростей продольной волны и поперечной волны.
При наличии результатов измерений и известного градиента давления άΡ/άζ по нормали, вычисленного согласно уравнению 1В, для разделения восходящего волнового поля и нисходящего волнового поля в данных скважинной сейсморазведки могут быть применены различные известные способы удаления так называемых данных волн-спутников из данных морской сейсморазведки. Такие способы описаны, например, в публикации международной заявки на патент νθ 02/01254 и в патенте Великобритании СВ 2363459.
Например, известно использование градиента давления в направлении по вертикали, определяемого уравнением
где Ρυ(ζ) - волновое поле восходящей волны в точке ζ вдоль скважинного сейсморазведочного кабеля, Ρ(ζ) - необработанное зарегистрированное значение давления, а 1<ζ вертикальное волновое число. Это уравнение может быть решено в области частота-волновое число, или, иными словами, в области ГК, с использованием данных, полученных посредством скважинного сейсморазведочного кабеля, и соотно шения между горизонтальным поперечным волновым числом и вертикальным волновым числом и известной скоростью с в воде к2 = ω2 / с2 = к2 + к* [4]
Дополнительные данные, относящиеся к волновому полю продольной (Р) и поперечной (8) волн могут быть получены из преобразования поперечных волн в продольную волну на стенке буровой скважины. Теория, описывающая это преобразование, может быть найдена, например, в публикации М. Шенберга: М. 8сйоепЬегд, Г1шб апб койб тобой ίη Не псщНЬогйооб оГ а Пшб-ГШеб Ьогс1ю1с бие ίο Не раккаде оГ а 1о\\-Ггес.|иепсу е1акбс р1апе тауе, СеорйуДск, 51 (1986), 1191-1205, включенной здесь в состав описания для дальнейших ссылок.
Измерения скорости, подобные измерениям с использованием сейсмоприемников, могут быть выполнены с использованием зависимостей, подобных следующей:
άΡ/άχ=ρ άνχ/<3ζ, [1С] которая обеспечивает преобразование результатов измерений любого градиента давления из уравнений 1 А и 1В в результаты измерений скорости для соответствующей скорости. Использование этих зависимостей для измерения скорости ν(χ), у(у) и ν(ζ) приводит к тому, что результаты измерений, выполненных посредством скважинного сейсморазведочного кабеля, являются эквивалентными сигналам или данным, измеренным путем обычной сейсморазведки методом ВСП на основании сигналов сейсмоприемников. Следовательно, для разделения продольных и поперечных волн, в принципе, могут быть использованы широко известные способы обработки, выполняемые при ВСП.
Для известной ориентации группы гидрофонов относительно системы координат, в которой производят сбор данных, результаты измерения скорости в направлениях χ, у и ζ или в любых других трех независимых направлениях могут быть легко преобразованы в цилиндрическую систему координат у(г), ν(φ) и ν(ζ), которая была использована Шенбергом (8сйоепЬегд) для описания различных скоростей материальных точек продольной и поперечной волн в буровой скважине. Следовательно, результаты, полученные Шенбергом (8сйоепЬегд), могут быть затем использованы для дополнительного определения и распознавания в измеренных данных давления тех событий или волн, которые являются связанными с продольной волной или с поперечной волной (после преобразования на стенке ствола буровой скважины).
В скважине, не являющейся вертикальной, важно установить ориентацию гидрофонов. На ориентацию гидрофонов также может воздействовать скручивание или вращательное движение кабеля внутри ствола скважины.
- 8 011736
Эти перемещения вносят погрешность в результаты измерений градиента давления, поскольку при любых изменениях фиксированного направления изменяется расстояние между гидрофонами.
На фиг. 6 погрешность, вызванная малыми углами поворота, показана на графиках, иллюстрирующих ослабление сигнала градиента при расстоянии между гидрофонами, равном 6 см, для углов поворота, равных 5°(61), 10°(62) и 15°(63). Например, при угле поворота, равном 10°, кривая 62 дает погрешность, равную -36,2 дБ, которая является почти постоянной по частоте.
Для уменьшения погрешности, создаваемой вследствие вращения скважинного сейсморазведочного кабеля, настоящее изобретение содержит средство определения угла поворота одной или большего количества групп гидрофонов в развернутом скважинном сейсморазведочном кабеле.
В первом варианте осуществления изобретения угол поворота кабеля может быть измерен с использованием одного или большего количества инклинометров (или гироскопов), которые измеряют угол поперек профиля относительно горизонтали. Такие инклинометрические устройства уже использовались в современных океанских донных сейсморазведочных кабелях (ОВС).
В альтернативном варианте осуществления изобретения для определения относительных глубин гидрофонов могут быть использованы разности гидростатического давления по нормали. При вращении гидрофонов изменяется высота водяного столба над ними и вследствие этого - статическое давление. В патенте США № 4547869 такой способ используют для волоконных датчиков давления, которые обычно являются более чувствительными к медленным или квазистатическим изменениям давления, чем гидрофоны на основе керамических датчиков.
Когда угол α поворота относительно предварительно заданного направления известен, то его влияние на результат измерения градиента давления может быть скорректировано с использованием (например, для поперечного направления X) следующего выражения:
άΡ/άχ=(Ρ(χ1, ζ)-Ρ(χ2, ζ))/(Δχ сова). [5]
Этот способ лучше всего применим для углов поворота, близких к направлению градиента, в то время как для углов, близких к ортогональной оси, градиент не может быть измерен, так как разность Р1Р2 становится равной нулю. Это было признано недостатком вышеупомянутых вариантов осуществления изобретения, и в описанных ниже вариантах осуществления и примерах настоящего изобретения продемонстрированы варианты, в которых этот недостаток устранен.
В первом из этих предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения, показанном на фиг. 7А, в группе содержатся три гидрофона 701, 702, 703, при этом каждый гидрофон расположен в угле треугольника, который, в свою очередь, ориентирован в поперечной плоскости, т.е. перпендикулярно продольной оси кабеля. На фиг. 7В показана та же самая группа гидрофонов 701, 702, 703 с твердотельным инклинометром 71 типа микроэлектромеханической системы (МЕМБ). Инклинометр определяет угол поворота участка, окружающего скважинный сейсморазведочный кабель, и, следовательно, ориентацию этих трех гидрофонов 701, 702, 703. Инклинометры 71 могут быть расположены в месте расположения каждого гидрофона или могут быть распределены более редко вдоль скважинного сейсморазведочного кабеля. В последнем случае для интерполяции вращения участков скважинного сейсморазведочного кабеля между двумя инклинометрами используют механические модели скважинного сейсморазведочного кабеля.
На фиг. 7С показан равнобедренный треугольник, в котором ά12=ά13, для иллюстрации геометрической зависимости и расстояний между гидрофонами. Вариант осуществления изобретения, показанный на этом чертеже фиг. 7, имеет преимущество, заключающееся в том, что градиент давления в направлении по вертикали может быть получен для любого угла поворота скважинного сейсморазведочного кабеля, в том числе, и для угла поворота, равного 90°. Дополнительное преимущество состоит в том, что может быть уменьшен шум сейсмических помех из других акустических источников, что более подробно объяснено ниже.
Поскольку ориентация является известной, то может быть вычислен градиент в поперечном направлении. Для конфигурации в виде равностороннего треугольника, показанной на фиг. 7, градиент давления в поперечном направлении в направлении оси х может быть вычислен как функция угла α поворота скважинного сейсморазведочного кабеля следующим образом:
άΡ/άχ= (Р1-Р2) / (2с112 сов (30+а)) + (Р1-₽з) / (2<513 сов(ЗО-а)), [6] где б|2 и ά13 - расстояния соответственно между гидрофонами 701 и 702 и между гидрофонами 701 и 703, показанные на фиг. 7В. Результат измерения полного давления может быть получен как среднее значение по всем трем результатам измерения давления.
Вместо непосредственной регистрации сигналов гидрофонов, устройство из фиг. 7 может быть дополнено с использованием электрической схемы, показанной на фиг. 4. Выходные сигналы, представляющие собой различные линейные комбинации (суммы/разности) результатов измерений посредством гидрофонов, могут затем быть сгенерированными. Например, это таким образом возможно, что к выходному сигналу предусматривается средневзвешенное давление Р1+Р2+Р2 и различия Р1-Р2 и Р1-Р3. Для известного угла поворота скважинного сейсморазведочного кабеля градиент давления в поперечном направлении может быть затем вычислен с использованием уравнения 6.
- 9 011736
На фиг. 8 показана другая альтернативная конфигурация с двумя ортогональными датчиками градиента давления, каждый из которых состоит из двух жестко смонтированных гидрофонов 801-804, в комбинации с пятым одиночным гидрофоном 805. Эта конфигурация представляет собой расширение группы гидрофонов, показанной на фиг. 3. И, подобно примеру из фиг. 4, центральный гидрофон 805 группы из фиг. 8 может не учитываться в том случае, когда перед оцифровкой производят суммирование и вычитание сигналов от обеих двух пар гидрофонов с использованием электрической схемы.
Сейсмические помехи в данных могут быть удалены посредством адаптивной фильтрации с одиночным датчиком, как описано, например, в публикации международной заявки на патент νθ 97/25632.
В описанном выше примере гидрофоны, образующие группу, расположены в плоскости, являющейся, по существу, перпендикулярной главной оси скважинного сейсморазведочного кабеля. Градиент давления в продольном направлении или в направлении вдоль оси может быть получен с использованием данных о давлении, полученных из соседних групп. Однако для многих вариантов применения при сейсморазведке целесообразно регистрировать как можно большее количество компонент волнового поля давления, насколько это возможно в рамках ограничений, наложенных оборудованием. Такой сбор полных или почти полных данных о волновом поле может быть произведен с использованием по меньшей мере одного дополнительного гидрофона, расположенного вне плоскости, определенной другими гидрофонами. Дополнительный гидрофон может либо являться частью той же самой группы, т.е. может быть расположен поблизости от других гидрофонов группы, либо являться элементом удаленной, в предпочтительном варианте - соседней, группы гидрофонов.
В примере из фиг. 9 на виде в перспективе показан участок скважинного сейсморазведочного кабеля с двумя соседними держателями 91, 92 гидрофонов. Держатели выполнены из конструкционной пластмассы с отверстиями 93, 94, 95 для пропуска стальных тросов, проходящих по длине участка скважинного сейсморазведочного кабеля. Эти два держателя имеют отсеки для установки шести гидрофонов 901904, из которых только четыре видны на чертеже. Держатели дополнительно содержат уплотнительные кольца 911, 912 и 921, 922 (на чертеже не показаны) для скольжения по эластичной внешней обшивке или оболочке, расположенной поверх скважинного сейсморазведочного кабеля для защиты датчиков от жестких условий окружающей среды в буровой скважине 96. Типичное расстояние между двумя группами гидрофонов равно 3,125 м.
Градиент давления в продольном направлении, обозначаемый как άΡ/άζ, может быть вычислен путем объединения выходного сигнала одной группы гидрофонов, например, трех гидрофонов в держателе 91, с выходным сигналом гидрофона из соседней группы в держателе 92.
На фиг. 10 показан альтернативный вариант осуществления изобретения, в котором группа из трех гидрофонов 1001-1003, расположенных в плоскости, перпендикулярной к оси скважинного сейсморазведочного кабеля, объединена с дополнительным гидрофоном 1004, расположенным вне этой плоскости. Эти четыре гидрофона 1001-1004 определяют группу гидрофонов, расстановленных в виде тетраэдра, которые могут быть использованы для измерения полного акустического волнового поля, т. е. градиента давления в продольном и в поперечном направлениях или в любых других трех независимых или ортогональных направлениях.
Claims (19)
1. Скважинная система сбора сейсморазведочных данных, содержащая множество датчиков давления, в которой упомянутое множество датчиков давления скомпоновано в виде групп, состоящих по меньшей мере из двух датчиков давления, при этом выходной сигнал группы отображает градиент давления в месте расположения группы по меньшей мере в одном направлении, а градиент давления вызван сейсмическими сигналами, преобразованными на границе буровой скважины в волны давления, и установлено внутри каротажного кабеля, приспособленного для его опускания в буровую скважину для выполнения скважинных сейсморазведочных измерений.
2. Система сбора сейсморазведочных данных по п.1, в которой градиентом давления является градиент давления в поперечном направлении.
3. Система сбора сейсморазведочных данных по п.1, в которой градиентом давления является градиент давления в поперечном направлении и градиент давления в продольном направлении.
4. Система сбора сейсморазведочных данных по п.1, в которой по меньшей мере два датчика давления из группы расположены в плоскости, перпендикулярной к главной или продольной оси кабеля.
5. Система сбора сейсморазведочных данных по п.1, в которой группа содержит по меньшей мере три датчика давления.
6. Система сбора сейсморазведочных данных по п.1, в которой по меньшей мере два датчика давления из группы расположены в плоскости, перпендикулярной к главной или продольной оси кабеля, и еще один датчик давления расположен вне упомянутой плоскости.
7. Система сбора сейсморазведочных данных по п.1, в которой группа содержит четыре датчика давления в конфигурации в виде тетраэдра.
8. Система сбора сейсморазведочных данных по п.1, выполненная таким образом, что обеспечивает
- 10 011736 измерение градиентов давления в трех независимых направлениях.
9. Система сбора сейсморазведочных данных по п.1, в которой по меньшей мере два датчика давления, вносящие вклад в выходной сигнал группы, отображающий градиент давления, расположены в пределах участка кабеля длиной менее 10 см, измеренной в главном или продольном направлении упомянутого кабеля.
10. Система сбора сейсморазведочных данных по п.1, в которой каждый датчик давления из группы расположен, по существу, на одинаковом расстоянии от других датчиков из этой группы.
11. Система сбора сейсморазведочных данных по п.1, в которой датчики давления группы соединены таким образом, чтобы создать выходной сигнал, представляющий собой линейную комбинацию сигналов отдельных датчиков, до оцифровки.
12. Система сбора сейсморазведочных данных по п.1, дополнительно содержащая множество измерительных устройств, предназначенных для определения ориентации групп, развернутых в буровой скважине.
13. Система сбора сейсморазведочных данных по п.12, в которой множеством измерительных устройств, предназначенных для определения ориентации групп, развернутых в буровой скважине, является множество инклинометров, распределенных вдоль длины кабеля.
14. Система сбора сейсморазведочных данных по п.1, в которой датчиками давления являются гидрофоны.
15. Система сбора сейсморазведочных данных по п.1, в которой датчиками давления являются пьезоэлектрические устройства.
16. Система сбора сейсморазведочных данных по п.1, в которой значительное количество датчиков давления отделено от стенки буровой скважины макроскопическим слоем флюида, которым заполнена буровая скважина.
17. Скважинная система сбора сейсморазведочных данных, содержащая множество датчиков давления, в которой упомянутое множество датчиков давления расстановлено таким образом, что способно регистрировать сейсмические сигналы от продольной и поперечной волн, преобразованные на границе буровой скважины в волны давления, и установлено внутри каротажного кабеля, приспособленного для его опускания в буровую скважину для выполнения скважинных сейсморазведочных измерений.
18. Способ сбора сигналов, связанных с продольными и поперечными волнами, при скважинной сейсморазведке по акустическому волновому полю, содержащий следующие операции: в буровую скважину опускают кабель с множеством датчиков давления, используют упомянутое множество датчиков давления для измерения сейсморазведочных данных и идентифицируют в данных, измеренных датчиками давления, сигналы, связанные с продольными и с поперечными волнами, преобразованными на границе буровой скважины в волны давления, при этом указанные датчики давления установлены внутри каротажного кабеля.
19. Способ получения сейсмических данных при скважинных сейсморазведочных измерениях с использованием способа сбора сигналов, связанных с продольными и поперечными волнами по п.18.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB0513745A GB2428089B (en) | 2005-07-05 | 2005-07-05 | Borehole seismic acquisition system using pressure gradient sensors |
| PCT/GB2006/002352 WO2007003886A1 (en) | 2005-07-05 | 2006-06-26 | Borehole seismic acquisition system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200800256A1 EA200800256A1 (ru) | 2008-04-28 |
| EA011736B1 true EA011736B1 (ru) | 2009-04-28 |
Family
ID=34856680
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200800256A EA011736B1 (ru) | 2005-07-05 | 2006-06-26 | Система сбора сейсморазведочных данных в буровой скважине |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8902700B2 (ru) |
| CN (1) | CN101258423B (ru) |
| CA (1) | CA2614038C (ru) |
| EA (1) | EA011736B1 (ru) |
| GB (1) | GB2428089B (ru) |
| WO (1) | WO2007003886A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2658393C2 (ru) * | 2010-05-31 | 2018-06-21 | Веллтек А/С | Система контроля скважины |
Families Citing this family (51)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1899828B1 (en) | 2005-06-30 | 2009-11-25 | Freescale Semiconductor, Inc. | Device and method for arbitrating between direct memory access task requests |
| DE602005015632D1 (de) | 2005-06-30 | 2009-09-03 | Freescale Semiconductor Inc | Einrichtung und verfahren zur steuerung mehrerer dma-tasks |
| CA2703588C (en) * | 2007-12-12 | 2015-12-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for evaluating submarine formations |
| US20090168600A1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-02 | Ian Moore | Separating seismic signals produced by interfering seismic sources |
| US7916576B2 (en) * | 2008-07-16 | 2011-03-29 | Westerngeco L.L.C. | Optimizing a seismic survey for source separation |
| US8938363B2 (en) | 2008-08-18 | 2015-01-20 | Westerngeco L.L.C. | Active seismic monitoring of fracturing operations and determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data |
| US9086507B2 (en) * | 2008-08-18 | 2015-07-21 | Westerngeco L.L.C. | Determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data |
| US9127543B2 (en) | 2008-10-22 | 2015-09-08 | Westerngeco L.L.C. | Active seismic monitoring of fracturing operations |
| US8395966B2 (en) | 2009-04-24 | 2013-03-12 | Westerngeco L.L.C. | Separating seismic signals produced by interfering seismic sources |
| US8614578B2 (en) * | 2009-06-18 | 2013-12-24 | Schlumberger Technology Corporation | Attenuation of electromagnetic signals passing through conductive material |
| US8514655B2 (en) * | 2009-11-12 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for measuring a hydrophone parameter |
| US20120002504A1 (en) * | 2010-03-01 | 2012-01-05 | Everhard Muyzert | Gravity measurements in marine, land and/or seabed seismic applications |
| US8605542B2 (en) | 2010-05-26 | 2013-12-10 | Schlumberger Technology Corporation | Detection of seismic signals using fiber optic distributed sensors |
| DE112011102495T5 (de) | 2010-07-26 | 2013-06-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Seismisches Erfassungsverfahren zur Modentrennung |
| US8654606B2 (en) * | 2010-07-27 | 2014-02-18 | Westerngeco L.L.C. | Obtaining a response based on differencing of outputs of sensors |
| RU2562711C2 (ru) | 2010-09-02 | 2015-09-10 | Ион Геофизикал Корпорейшн | Многокомпонентный датчик акустических волн и способы |
| US9291733B2 (en) * | 2011-01-31 | 2016-03-22 | Cggveritas Services Sa | Device and method for determining S-wave attenuation in near-surface condition |
| US9284832B2 (en) * | 2011-06-02 | 2016-03-15 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for determining inclination and orientation of a downhole tool using pressure measurements |
| US9250347B2 (en) * | 2011-06-10 | 2016-02-02 | Baker Hughes Incorporated | Method to look ahead of the bit |
| CN102435299B (zh) * | 2011-08-12 | 2014-02-12 | 中国科学院上海微系统与信息技术研究所 | 一种微型震动传感器阵列及在地面目标跟踪中的应用 |
| US20140257705A1 (en) * | 2011-09-09 | 2014-09-11 | Landmark Graphics Corporation | Crosswell seismic surveying in a deviated borehole |
| US20130088939A1 (en) * | 2011-10-10 | 2013-04-11 | Pascal Edme | Wavefield separation using a gradient sensor |
| US9110166B2 (en) * | 2011-12-01 | 2015-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic imaging |
| US10073184B2 (en) * | 2012-02-06 | 2018-09-11 | Ion Geophysical Corporation | Sensor system of buried seismic array |
| US9448313B2 (en) | 2012-02-06 | 2016-09-20 | Ion Geophysical Corporation | Integrated passive and active seismic surveying using multiple arrays |
| BR112014016639A8 (pt) * | 2012-02-14 | 2017-07-04 | Halliburton Energy Services Inc | método de levantamento com ondas de cisalhamento sísmicas, e, sistema de levantamento de onda de cisalhamento |
| SG11201407066QA (en) * | 2012-05-31 | 2014-11-27 | Landmark Graphics Corp | Systems and methods for optimal positioning of drilling pads |
| US9038765B2 (en) * | 2012-06-26 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Neutrally-buoyant borehole investigation tools and methods |
| US9897710B2 (en) * | 2012-06-26 | 2018-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole seismic acquisition tools, systems and methods |
| WO2014065785A1 (en) * | 2012-10-23 | 2014-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Data double-searching apparatus, methods, and systems |
| US20140169129A1 (en) * | 2012-12-18 | 2014-06-19 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole Receiver Systems and Methods for Low Frequency Seismic Investigations |
| US9547095B2 (en) | 2012-12-19 | 2017-01-17 | Westerngeco L.L.C. | MEMS-based rotation sensor for seismic applications and sensor units having same |
| EP2749906A1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-07-02 | Services Pétroliers Schlumberger | Determining seismic sensor orientation in a wellbore |
| WO2014165219A2 (en) * | 2013-03-12 | 2014-10-09 | Ion Geophysical Corporation | Sensor system of buried seismic array |
| US10620330B2 (en) * | 2013-03-19 | 2020-04-14 | Westerngeco L.L.C. | Estimating translational data |
| US9081112B1 (en) | 2014-01-17 | 2015-07-14 | WRHowell, LLC | Borehole seismic system |
| AU2014394076B2 (en) * | 2014-05-16 | 2017-05-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for identifying and plugging subterranean conduits |
| WO2015187142A1 (en) * | 2014-06-04 | 2015-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Using seismic data to determine wellbore location while drilling |
| CN104111350A (zh) * | 2014-06-23 | 2014-10-22 | 中国矿业大学(北京) | 一种爆区附近表层岩石速度测量系统及测量方法 |
| WO2016094332A1 (en) * | 2014-12-08 | 2016-06-16 | Westerngeco Llc | Seismic sensor device having multiple pressure sensors |
| US20190187317A1 (en) * | 2016-07-27 | 2019-06-20 | Soundsabre Limited | Offshore reservoir monitoring system and method for its operation |
| US11892579B2 (en) * | 2016-09-30 | 2024-02-06 | Schlumberger Technology Corporation | Crosswell microseismic system |
| US11079506B2 (en) | 2016-12-16 | 2021-08-03 | Pgs Geophysical As | Multicomponent streamer |
| CA3043159A1 (en) * | 2016-12-29 | 2018-07-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Geophone depth calibration |
| US10684384B2 (en) * | 2017-05-24 | 2020-06-16 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Systems and method for formation evaluation from borehole |
| CN110174668B (zh) * | 2019-04-26 | 2022-12-20 | 中国矿业大学 | 一种矿井无源动目标轮廓识别方法 |
| CN112649084B (zh) * | 2019-10-12 | 2023-08-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 检波器阵列、光信号的检出方法及装置 |
| US11480048B2 (en) | 2020-09-17 | 2022-10-25 | Saudi Arabian Oil Company | Seismic-while-drilling systems and methodology for collecting subsurface formation data |
| EP4102202A3 (de) * | 2021-06-11 | 2023-01-18 | Kistler Holding AG | Aufnahmeelement |
| US11796699B2 (en) | 2021-08-24 | 2023-10-24 | Saudi Arabian Oil Company | System and methods for determining a converted wave attenuated vertical seismic profile of a hydrocarbon reservoir |
| US20230358906A1 (en) * | 2022-05-03 | 2023-11-09 | United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army | Apparatus and method for installing sensor device to achieve a known magnetic orientation |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3437169A (en) * | 1966-11-16 | 1969-04-08 | Dresser Ind | Method and apparatus for logging inclined earth boreholes |
| US4449208A (en) * | 1981-11-23 | 1984-05-15 | Mobil Oil Corporation | Lithologic studies utilizing acoustic wave attenuation |
| US4648082A (en) * | 1985-03-04 | 1987-03-03 | Western Geophysical Company Of America | Marine acoustic gradient sensor |
| US5077697A (en) * | 1990-04-20 | 1991-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Discrete-frequency multipole sonic logging methods and apparatus |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4383308A (en) | 1980-12-29 | 1983-05-10 | Mobil Oil Corporation | Acoustic well logging device for detecting shear and compressional waves |
| FR2530346B1 (fr) | 1982-07-13 | 1986-05-16 | Schlumberger Prospection | Procede et dispositif d'acquisition de signaux sismiques dans un forage |
| US4547869A (en) * | 1983-04-04 | 1985-10-15 | Western Geophysical Company Of America | Marine seismic sensor |
| US4870580A (en) | 1983-12-30 | 1989-09-26 | Schlumberger Technology Corporation | Compressional/shear wave separation in vertical seismic profiling |
| US4752916A (en) * | 1984-08-28 | 1988-06-21 | Dan Loewenthal | Method and system for removing the effect of the source wavelet from seismic data |
| US4692907A (en) * | 1984-12-10 | 1987-09-08 | Western Geophysical Company Of America | Means for maintaining a fixed relative orientation of two sensors |
| US4789968A (en) * | 1987-04-24 | 1988-12-06 | Exxon Production Research Company | Method and system for seismic exploration employing a dual-dipole hydrophone streamer |
| FR2656111B1 (fr) * | 1989-12-19 | 1992-08-28 | Geophysique Cie Gle | Procede et dispositif d'acquisition de donnees sismiques de puits selon deux directions opposees. |
| US5475650A (en) * | 1993-11-19 | 1995-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Measurement of nonlinear properties of formation using sonic borehole tool while changing pressure in borehole |
| GB2309082B (en) | 1996-01-09 | 1999-12-01 | Geco As | Noise filtering method |
| US6671223B2 (en) * | 1996-12-20 | 2003-12-30 | Westerngeco, L.L.C. | Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer |
| US5808963A (en) * | 1997-01-29 | 1998-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Dipole shear anisotropy logging |
| US6923273B2 (en) * | 1997-10-27 | 2005-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system |
| GB9810706D0 (en) * | 1998-05-20 | 1998-07-15 | Geco As | Marine seismic acquisition system and method |
| GB9906995D0 (en) * | 1998-09-16 | 1999-05-19 | Geco Prakla Uk Ltd | Seismic detection apparatus and related method |
| US6580661B1 (en) * | 1998-12-22 | 2003-06-17 | Richard Anton Marschall | Hydrophone array |
| GB9906456D0 (en) | 1999-03-22 | 1999-05-12 | Geco Prakla Uk Ltd | Method and system for reducing effects of sea surface ghost contamination in seismic data |
| GB0015810D0 (en) | 2000-06-29 | 2000-08-23 | Geco As | A method of processing seismic data |
| US6591193B2 (en) * | 2000-10-12 | 2003-07-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for acquiring offset checkshot survey data using tube-wave conversion |
| GB0106091D0 (en) * | 2001-03-13 | 2001-05-02 | Geco As | A method of determining the orientation of a seismic receiver, a seismic receiver, and a method of seismic surveying |
| AU2002353888B1 (en) * | 2001-10-24 | 2008-03-13 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation using a natural distributed combustor |
| US6853604B2 (en) * | 2002-04-23 | 2005-02-08 | Sercel, Inc. | Solid marine seismic cable |
| US8995224B2 (en) | 2003-08-22 | 2015-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time velocity and pore-pressure prediction ahead of drill bit |
| GB2410551B (en) * | 2004-01-30 | 2006-06-14 | Westerngeco Ltd | Marine seismic acquisition system |
| US7319636B2 (en) * | 2005-03-14 | 2008-01-15 | Westerngeco, L.L.C. | Calibration of pressure gradient recordings |
-
2005
- 2005-07-05 GB GB0513745A patent/GB2428089B/en not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-06-26 WO PCT/GB2006/002352 patent/WO2007003886A1/en active Application Filing
- 2006-06-26 US US11/994,778 patent/US8902700B2/en active Active
- 2006-06-26 CA CA2614038A patent/CA2614038C/en active Active
- 2006-06-26 CN CN200680032419.9A patent/CN101258423B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-06-26 EA EA200800256A patent/EA011736B1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3437169A (en) * | 1966-11-16 | 1969-04-08 | Dresser Ind | Method and apparatus for logging inclined earth boreholes |
| US4449208A (en) * | 1981-11-23 | 1984-05-15 | Mobil Oil Corporation | Lithologic studies utilizing acoustic wave attenuation |
| US4648082A (en) * | 1985-03-04 | 1987-03-03 | Western Geophysical Company Of America | Marine acoustic gradient sensor |
| US5077697A (en) * | 1990-04-20 | 1991-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Discrete-frequency multipole sonic logging methods and apparatus |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2658393C2 (ru) * | 2010-05-31 | 2018-06-21 | Веллтек А/С | Система контроля скважины |
| US10030500B2 (en) | 2010-05-31 | 2018-07-24 | Welltec A/S | Wellbore surveillance system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2614038C (en) | 2015-08-11 |
| CN101258423B (zh) | 2013-03-27 |
| CN101258423A (zh) | 2008-09-03 |
| WO2007003886A1 (en) | 2007-01-11 |
| US8902700B2 (en) | 2014-12-02 |
| GB2428089A (en) | 2007-01-17 |
| GB2428089B (en) | 2008-11-05 |
| CA2614038A1 (en) | 2007-01-11 |
| GB0513745D0 (en) | 2005-08-10 |
| EA200800256A1 (ru) | 2008-04-28 |
| US20080316860A1 (en) | 2008-12-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA011736B1 (ru) | Система сбора сейсморазведочных данных в буровой скважине | |
| EP2420864B1 (en) | Method for wave decomposition using multi-component motion sensors | |
| USH1561H (en) | Method and apparatus for detection of seismic and electromagnetic waves | |
| AU2016202972A1 (en) | Method of imaging the earth's subsurface during marine seismic data acquisition | |
| US10884146B2 (en) | Seismic sensor orientation | |
| US9038765B2 (en) | Neutrally-buoyant borehole investigation tools and methods | |
| US20140169129A1 (en) | Downhole Receiver Systems and Methods for Low Frequency Seismic Investigations | |
| BRPI1001377A2 (pt) | mÉtodo para cÁlculo de atributos sÍsmicos a partir de sinais sÍsmicos | |
| CN111708080A (zh) | 阵列式井中四分量光纤地震数据采集装置及数据采集方法 | |
| US9897710B2 (en) | Borehole seismic acquisition tools, systems and methods | |
| US20190187317A1 (en) | Offshore reservoir monitoring system and method for its operation | |
| Zeroug et al. | Recent advances in the use of acoustics across the frequency spectrum in the oil and gas industry | |
| US20080144435A1 (en) | Deep low frequency towed-array marine survey | |
| US20140078864A1 (en) | Intra-bed source vertical seismic profiling | |
| WO2014004078A2 (en) | Devices, systems and methods for measuring borehole seismic wavefield derivatives | |
| JP2005291903A (ja) | 水中受振器用ハイドロホン及び多点観測水中受振器 | |
| Wang et al. | Retrieving drill bit seismic signals using surface seismometers | |
| Flueh et al. | Options for multi-component seismic data acquisition in deep water | |
| US20160320511A1 (en) | A borehole seismic tool and method of seismic surveying | |
| US20240168191A1 (en) | Hybrid seabed seismic acquisition geometry using a combination of nodes and autonomous underwater vehicles | |
| WO1989007774A1 (en) | Method for vertical-seismic profiling in wells | |
| NO342751B1 (en) | Offshore reservoir monitoring system for installation in a seabed and method for its operation | |
| Riedesel et al. | Seismic signals and noise recorded on a seafloor vertical hydrophone array and a colocated OBS during the LFASE experiment | |
| Dowle | Crosshole seismic reflection imaging |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ RU |