EA021800B1 - СИСТЕМА И СПОСОБ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОШЕНИЯ (Vp/Vs) СКОРОСТЕЙ ПРОДОЛЬНОЙ И ПОПЕРЕЧНОЙ ВОЛН В ОБЛАСТИ, УДАЛЕННОЙ ОТ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ - Google Patents

СИСТЕМА И СПОСОБ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОШЕНИЯ (Vp/Vs) СКОРОСТЕЙ ПРОДОЛЬНОЙ И ПОПЕРЕЧНОЙ ВОЛН В ОБЛАСТИ, УДАЛЕННОЙ ОТ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ Download PDF

Info

Publication number
EA021800B1
EA021800B1 EA201171255A EA201171255A EA021800B1 EA 021800 B1 EA021800 B1 EA 021800B1 EA 201171255 A EA201171255 A EA 201171255A EA 201171255 A EA201171255 A EA 201171255A EA 021800 B1 EA021800 B1 EA 021800B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
frequency
borehole
wave
source
energy
Prior art date
Application number
EA201171255A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201171255A1 (ru
Inventor
Пол А. Джонсон
Кунг Ву
Джеймс А. Тен Кейт
Роберт Гайер
Пьер-Ив Ле Ба
Курт Т. Нихеи
Денис П. Шмитт
Кристофер Скелт
Original Assignee
ШЕВРОН Ю.Эс.Эй., ИНК.
Лос Аламос Нэшнл Секьюрити Элэлси
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=42980890&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=EA021800(B1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by ШЕВРОН Ю.Эс.Эй., ИНК., Лос Аламос Нэшнл Секьюрити Элэлси filed Critical ШЕВРОН Ю.Эс.Эй., ИНК.
Publication of EA201171255A1 publication Critical patent/EA201171255A1/ru
Publication of EA021800B1 publication Critical patent/EA021800B1/ru

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
    • G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/003—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design
    • G01V1/006—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design generating single signals by using more than one generator, e.g. beam steering or focusing arrays
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
    • G01V2210/12—Signal generation
    • G01V2210/125—Virtual source
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
    • G01V2210/12—Signal generation
    • G01V2210/127—Cooperating multiple sources
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/50—Corrections or adjustments related to wave propagation
    • G01V2210/58—Media-related
    • G01V2210/588—Non-linear media

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)
  • Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)
  • Length Measuring Devices Characterised By Use Of Acoustic Means (AREA)

Abstract

В некоторых аспектах описания изобретения раскрыт способ создания трехмерных изображений нелинейных свойств и отношения скоростей продольной и поперечной волн в области (130), удаленной от буровой скважины (110), с использованием транспортируемого каротажного прибора (140). В некоторых аспектах способ включает в себя размещение первого источника (105) в буровой скважине и генерирование управляемого пучка энергии упругих волн на первой частоте; размещение второго источника (115) в буровой скважине (110) и генерирование управляемого пучка энергии упругих волн на второй частоте, чтобы управляемый пучок на первой частоте и управляемый пучок на второй частоте пересекались в месте (130), находящемся на расстоянии от буровой скважины (110); прием в буровой скважине (110) датчиком (135) третьей упругой волны, создаваемой в соответствии с процессом трехволнового смешения, с частотой, равной разности между первой и второй частотами, и направлением распространения к буровой скважине.

Description

(57) В некоторых аспектах описания изобретения раскрыт способ создания трехмерных изображений нелинейных свойств и отношения скоростей продольной и поперечной волн в области (130), удаленной от буровой скважины (110), с использованием транспортируемого каротажного прибора (140). В некоторых аспектах способ включает в себя размещение первого источника (105) в буровой скважине и генерирование управляемого пучка энергии упругих волн на первой частоте; размещение второго источника (115) в буровой скважине (ПО) и генерирование управляемого пучка энергии упругих волн на второй частоте, чтобы управляемый пучок на первой частоте и управляемый пучок на второй частоте пересекались в месте (130), находящемся на расстоянии от буровой скважины (110); прием в буровой скважине (ПО) датчиком (135) третьей упругой волны, создаваемой в соответствии с процессом трехволнового смешения, с частотой, равной разности между первой и второй частотами, и направлением распространения к буровой скважине.

Claims (40)

1. Способ определения отношения (Ур/Ук) скоростей продольной и поперечной волн в области, удаленной от буровой скважины, с использованием транспортируемого каротажного прибора, и этот способ содержит этапы, на которых размещают первый источник в буровой скважине и генерируют энергию упругих волн на первой частоте;
размещают второй источник в буровой скважине и генерируют энергию упругих волн на второй частоте, при этом энергии упругих волн на первой и второй частотах пересекаются в зоне смешения, расположенной на расстоянии от буровой скважины;
принимают решеткой датчиков в буровой скважине третью упругую волну, создаваемую в соответствии с процессом трехволнового неколлинеарного смешения в нелинейной зоне смешения, с частотой, равной разности между первой и второй частотами, и направлением распространения к буровой скважине;
определяют местоположение трехволновой зоны смешения на основании размещения первого и второго источников, направления энергии упругих волн на первой частоте и направления энергии упругих волн на второй частоте, направления третьей волны и правил выбора, определяющих неколлинеарное смешение в акустически нелинейных средах;
вычисляют отношение Ур/Ук, используя данные, регистрируемые посредством сканирования энергии упругих волн на первой частоте и энергии упругих волн на второй частоте при угле наклона, азимуте и продольном положении, и повторения генерирования энергии упругих волн на первой частоте и на второй частоте, приема третьей энергии упругих волн и определения местоположения зоны трехволнового смешивания по множеству азимутов, углов наклона и продольных положений первого источника, второго источника или обоих источников в буровой скважине.
2. Способ по п.1, дополнительно содержащий создание трехмерных изображений отношения Ур/Ук с использованием данных, регистрируемых при повторении генерирования, приема и идентификации по множеству азимутов, углов наклона и продольных положений в буровой скважине.
3. Способ по п.1, в котором первый источник и второй источник выполняют с возможностью генерирования энергии упругих волн, выбираемой из группы, состоящей из управляемых пучков, волн с ограниченной направленностью и сочетаний их.
4. Способ по п.3, в котором первый источник и второй источник представляют собой решетку источников.
5. Способ по п.3, в котором первый источник, второй источник и решетку датчиков размещают на общем корпусе прибора или на отдельных приборных корпусах транспортируемого каротажного прибора.
6. Способ по п.5, в котором отдельные корпусы прибора можно перемещать независимо вдоль продольной оси буровой скважины.
7. Способ по п.3, в котором решетка датчиков содержит трехкомпонентные датчики, прижатые к стенке буровой скважины.
8. Способ по п.3, содержащий концентрирование энергии волны на первой частоте и/или волны на второй частоте по выбираемым азимуту и углу наклона относительно продольной оси буровой скважины.
9. Способ по п.3, содержащий генерирование волны на второй частоте в диапазоне частот Г2 вида Γ2=αΓ1 и качание значений α.
10. Способ по п.9, содержащий повторение концентрирования энергии волны на второй частоте по выбираемым азимуту и углу наклона относительно продольной оси буровой скважины, генерирования волны на второй частоте в диапазоне частот Г2 вида Γ^αί) и качания значений α после поворота второго источника до выбранного азимута относительно продольной оси буровой скважины.
11. Способ по п.9, содержащий повторение концентрирования энергии волны на второй частоте по выбираемым азимуту и углу наклона относительно продольной оси буровой скважины, генерирования волны на второй частоте в диапазоне частот Г2 вида Γ2=αΓ1 и качания значений α после поворота второго источника до выбранного азимута относительно продольной оси буровой скважины, после перемещения источников и/или решетки датчиков вдоль продольной оси буровой скважины.
12. Способ по п.9, содержащий повторение с обратной полярностью концентрирования энергии волны на второй частоте по выбираемыми азимуту и углу наклона относительно продольной оси буровой скважины, генерирования волны на второй частоте в диапазоне частот Г2 вида Γ2=αΓι и качания значений α после поворота второго источника до выбранного азимута относительно продольной оси буровой скважины, после перемещения источников и/или решетки датчиков вдоль продольной оси буровой скважины.
13. Способ по п.9, содержащий получение множества радиальных сканирований путем изменения расстояний между первым и/или вторым источниками и/или решеткой датчиков для изменения глубины исследования и разрешающей способности трехмерных изображений.
- 9 021800
14. Способ по п.9, содержащий линейную частотную модуляцию или кодирование, или линейную частотную модуляцию и кодирование энергии акустических волн, излучаемой первым источником или вторым источником или обоими источниками.
15. Способ по п.9, содержащий модуляцию амплитуды, фазы, периода или любого сочетания их энергии акустических волн на первой частоте или энергии акустических волн на второй частоте.
16. Способ по п.1, дополнительно содержащий этапы, на которых изменяют одну из первой или второй частоты, фиксируя другую частоту, и измеряют амплитуду принимаемой третьей упругой волны;
идентифицируют частоту, при которой принимаемый сигнал достигает максимальной величины по амплитуде на каждом приемнике в решетке датчиков;
измеряют отношение Ур/У§ в естественном залегании конкретной области смешения, находящейся на расстоянии от буровой скважины, определяя угол пересечения пучков продольных волн на первой частоте и пучков поперечных волн на второй частоте и угол возвращения третьей упругой волны на основании геометрии первого и второго источников, решетки датчиков и правил выбора, определяющих нелинейные и неколлинеарные свойства смешения.
17. Установка для определения отношения Ур/У§ для породных формаций, удаленных от буровой скважины, с использованием транспортируемого каротажного прибора, содержащая первый источник, размещенный в буровой скважине и выполненный с возможностью генерирования энергии упругих волн на первой частоте;
второй источник, размещенный в буровой скважине и выполненный с возможностью генерирования энергии поперечных упругих волн на второй частоте, при этом энергии на первой частоте и на второй частоте пересекаются в месте, находящемся на расстоянии от буровой скважины;
решетку датчиков, выполненную с возможностью приема третьей упругой волны, причем третья упругая волна сформирована в соответствии с процессом нелинейного смешения из энергии упругих волн на первой частоте и энергии упругих волн на второй частоте в нелинейной зоне смешения, причем третья упругая волна имеет частоту, равную разности между первой и второй частотами, и направление распространения к буровой скважине;
процессор, выполненный с возможностью определения местоположения зоны смешения на основе размещения первого и второго источников, направления энергии упругих волн на первой частоте и направления энергии упругих волн на второй частоте, и направления третьей волны и на основе правил выбора неколлинеарного смешения в акустической нелинейной среде, выполненный с возможностью определения отношения Ур/У§ на основании, отчасти, принимаемой упругой волны и размещения первого и второго источников, и направления энергии упругих волн на первой частоте и направления энергии упругих волн на второй частоте.
18. Установка по п.17, в которой процессор также размещен для создания трехмерных изображений на основании, отчасти, свойств принимаемой третьей волны и размещения первого и второго источников.
19. Установка по п.17, дополнительно содержащая устройство, выполненное с возможностью передачи данных вверх по стволу скважины по каротажному кабелю спускаемого на кабеле прибора;
дополнительный процессор, размещенный в буровой скважине для управления регистрациями третьей упругой волны.
20. Установка по п.17, в которой первый источник и второй источник выполнены с возможностью генерирования энергии упругих волн, выбранной из группы, состоящей из управляемых пучков, волн с ограниченной направленностью и сочетаний их.
21. Установка по п.17, в которой первый источник и второй источник представляют собой решетку источников.
22. Установка по п.17, в которой первый источник, второй источник и решетка датчиков размещены на общем корпусе прибора или на отдельных корпусах прибора.
23. Установка по п.22, в которой первый источник, второй источник и решетка датчиков расположены на отдельных корпусах прибора, причем отдельные корпусы прибора могут перемещаться независимо вдоль продольной оси буровой скважины.
24. Установка по п.17, в которой решетка датчиков содержит один или несколько гидрофонов, установленных на корпусе прибора, или один или несколько трехкомпонентных геофонов, или акселерометров, прижатых к стенке буровой скважины, или трехкомпонентных геофонов и акселерометров.
25. Установка по п.17, в которой азимут и угол наклона относительно продольной оси буровой скважины направлений распространения волн, генерируемых одним или обоими источниками, могут регулироваться.
26. Установка по п.17, в которой решетка датчиков и источники размещены с возможностью перемещения совместно или независимо вдоль продольной оси буровой скважины.
27. Установка по п.17, в которой множество радиальных сканирований получается изменением расстояния между источниками и решеткой датчиков.
- 10 021800
28. Установка по п.17, в которой множество радиальных сканирований получается изменением расстояния между источниками.
29. Установка по п.17, в которой при заданном местоположении буровой скважины второй источник выполнен с возможностью регулирования диапазона частот ί2 вида Γ2 =αΓ1, качания значений α.
30. Установка по п.17, в которой любая из первой и второй волн или обе волны являются волнами с линейной частотной модуляцией или кодированными или как с линейной частотной модуляцией, так и кодированными.
31. Установка по п.30, в которой первая или вторая волна является модулированной, а модуляция выбрана из группы, состоящей из амплитуды, фазы, периода или любого их сочетания.
32. Установка по п.17, в которой в каждом положении, связанном с единственными азимутом, углом наклона и продольным положением, управление источниками повторяется еще раз с обоими сигналами в противоположной полярности.
33. Установка по п.17, в которой процессор также сконфигурирован и размещен для идентификации частоты, при которой принимаемый сигнал достигает максимальной величины по амплитуде на каждом приемнике в решетке датчиков, и для измерения отношения Ур/Ук в естественном залегании конкретной области смешения, находящейся на расстоянии от буровой скважины, путем определения угла пересечения пучков волн на первой частоте и пучков волн на второй частоте и угла возвращения третьей упругой волны на основании геометрии первого и второго источников, решетки датчиков и правил выбора, определяющих нелинейные и неколлинеарные свойства смешения.
34. Реализуемый компьютером способ, приспособленный для выполнения обработки третьей волны, генерируемой с помощью процесса трехволнового смешения двух неколлинеарных первичных пучков в удаленной нелинейной области формации, окружающей буровую скважину, и регистрируемой в буровой скважине, для определения отношения Ур/Ук в формации, окружающей буровую скважину, содержащий определение частотного состава регистрируемой третьей волны путем спектрального анализа и выбора сигнала, соответствующего разностной частоте, для выделения сигнала третьей волны, генерируемого в соответствии с процессом нелинейного смешения;
определение амплитуды регистрируемой третьей волны как функции отношений частот первичных смешивающихся пучков или волн и определение места смешения, где возникают сигналы третьей волны, на основании правил выбора неколлинеарного смешения в нелинейной среде, волновых чисел первого и второго пучков или волн и третьей волны и местоположений двух первичных источников и решетки датчиков;
подтверждение направления третьей волны, падающей на буровую скважину и регистрируемой решеткой датчиков, на основании определения третьей упругой волны, обнаруживаемой на решетке датчиков;
определения отношения Ур/Ук для зоны взаимодействия двух неколлинеарных первичных пучков или волн на основании амплитуды и направления вступлений третьей упругой волны.
35. Реализуемый компьютером способ по п.34, дополнительно содержащий построение изображения, относящегося ко всему массиву данных, для получения трехмерных изображений во времени и по дистанции отношения Ур/Ук для пласта, окружающего буровую скважину.
36. Реализуемый компьютером способ по п.34, дополнительно содержащий определение местоположения нелинейной области, где происходит процесс трехволнового смешения.
37. Реализуемый компьютером способ по п.34, в котором первый источник и второй источник выполняются с возможностью генерирования энергии упругих волн, выбираемой из группы, состоящей из управляемых пучков, волн с ограниченной направленностью и сочетаний их.
38. Реализуемый компьютером способ по п.34, дополнительно содержащий определение направления третьей волны, падающей на буровую скважину, если датчики включают в себя трехкомпонентные геофоны.
39. Реализуемый компьютером способ по п.34, в котором регистрируемые сигналы, получаемые в результате двух последовательных с противоположными полярностями возбуждений источников, складываются для подавления шума и для повышения амплитуды нелинейной третьей волны.
40. Устройство по п.17, в котором упругая энергия волн на первой частоте представляет собой продольную энергию волн и упругая энергия волн на второй частоте представляет собой поперечную энергию волн.
- 11 021800
Фиг. 1
Фиг. 2
12 021800
Фиг. 3
Генерирование управляемого пучка на первой частоте и управляемого пучка на второй частоте для пересечения в месте, находящемся на расстоянии О1^РОВОЙ скважины
Прием третьей упругой волны в буровой скважине 410
Определение местоположения области трехволнового смешения 416 ν
Создание 3-мерных Создание 3-мёрнЫх изображении изображений нелинейных отношения скоростей продольной и с1гТтв попере^рй волн
EA201171255A 2009-04-16 2010-04-16 СИСТЕМА И СПОСОБ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОШЕНИЯ (Vp/Vs) СКОРОСТЕЙ ПРОДОЛЬНОЙ И ПОПЕРЕЧНОЙ ВОЛН В ОБЛАСТИ, УДАЛЕННОЙ ОТ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ EA021800B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US17007009P 2009-04-16 2009-04-16
US12/463,796 US8289808B2 (en) 2009-04-16 2009-05-11 System and method to estimate compressional to shear velocity (VP/VS) ratio in a region remote from a borehole
PCT/US2010/031490 WO2010121202A1 (en) 2009-04-16 2010-04-16 System and method to estimate compressional to shear velocity (vp/vs) ratio in a region remote from a borehole

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201171255A1 EA201171255A1 (ru) 2012-05-30
EA021800B1 true EA021800B1 (ru) 2015-09-30

Family

ID=42980890

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201171255A EA021800B1 (ru) 2009-04-16 2010-04-16 СИСТЕМА И СПОСОБ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОШЕНИЯ (Vp/Vs) СКОРОСТЕЙ ПРОДОЛЬНОЙ И ПОПЕРЕЧНОЙ ВОЛН В ОБЛАСТИ, УДАЛЕННОЙ ОТ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ
EA201171254A EA025019B1 (ru) 2009-04-16 2010-04-16 Система и способ для создания трехмерных изображений нелинейных акустических свойств в области, удаленной от буровой скважины

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201171254A EA025019B1 (ru) 2009-04-16 2010-04-16 Система и способ для создания трехмерных изображений нелинейных акустических свойств в области, удаленной от буровой скважины

Country Status (13)

Country Link
US (2) US8289808B2 (ru)
EP (2) EP2419763B1 (ru)
JP (2) JP5625042B2 (ru)
CN (3) CN102395904B (ru)
AR (2) AR076325A1 (ru)
AU (2) AU2010236139B2 (ru)
BR (2) BRPI1014033B1 (ru)
CA (2) CA2758938C (ru)
EA (2) EA021800B1 (ru)
ES (2) ES2539597T3 (ru)
MX (2) MX2011010553A (ru)
MY (1) MY184038A (ru)
WO (2) WO2010121200A1 (ru)

Families Citing this family (51)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2010130269A2 (de) * 2009-05-11 2010-11-18 Helmholtz-Zentrum Potsdam Deutsches Geoforschungszentrum -Gfz Verfahren und vorrichtung zur seismischen erkundung einer geologischen formation
GB2484753B (en) 2010-08-20 2013-01-02 Surf Technology As Method for imaging of nonlinear interaction scattering
CN103329008A (zh) * 2010-11-12 2013-09-25 雪佛龙美国公司 用于调查岩层的地下特征的系统和方法
EP2812662A4 (en) * 2012-04-02 2015-09-23 Landmark Graphics Corp VSP SYSTEMS AND METHOD FOR DISPLAYING MONITORING DATA AS WAVE FIELDS WITH PARAMETRIZED COMPRESSION, SHEARING AND DISPERSION
US9091784B2 (en) * 2012-06-15 2015-07-28 Westerngeco L.L.C. Determining an output representing a target structure based on encoded source and receiver data
US9354345B2 (en) * 2012-08-02 2016-05-31 Cgg Services Sa Method and device for dynamic control of delays in gun controller
CN103076629B (zh) * 2012-09-21 2014-05-14 中国石油天然气集团公司 基于纵横地震波速度比进行油气勘探的方法及设备
US20140116726A1 (en) * 2012-10-25 2014-05-01 Schlumberger Technology Corporation Downhole Sensor and Method of Coupling Same to A Borehole Wall
CA2892437A1 (en) 2012-11-27 2014-06-05 Chevron U.S.A. Inc. System and method for generating 3d images of non-linear properties of rock formation using surface seismic or surface to borehole seismic or both
BR112015018989B1 (pt) 2013-02-22 2023-11-14 Curevac Ag Combinação de vacina/inibidor da via de pd-1, inibidor da via de pd-1 e vacina de rna
MX2016002543A (es) * 2013-10-03 2016-06-17 Halliburton Energy Services Inc Herramienta compensada de sondeo de tuberias y pozos con sensores adaptables.
US9927544B2 (en) * 2013-12-31 2018-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Rotating sensor mechanism for seismic while drilling sensors
CA2935878C (en) 2014-03-12 2023-05-02 Curevac Ag Combination of vaccination and ox40 agonists
US9389330B2 (en) 2014-03-31 2016-07-12 Baker Hughes Incorporated Formation measurements using flexural modes of guided waves
US9720121B2 (en) * 2015-01-28 2017-08-01 Baker Hughes Incorporated Devices and methods for downhole acoustic imaging
CN106032752B (zh) * 2015-03-18 2019-09-20 安徽惠洲地质安全研究院股份有限公司 一种检测井壁质量的单人操作地震滑车扫描仪及检测方法
WO2016209388A1 (en) * 2015-06-26 2016-12-29 Halliburton Energy Services, Inc. Continuous beamforming while moving: method to reduce spatial aliasing in leak detection
MA47215A (fr) 2017-01-09 2019-11-13 Bioxcel Therapeutics Inc Procédés prédictifs et diagnostiques pour le cancer de la prostate
MX2019009320A (es) * 2017-02-08 2019-12-11 teague Philip Métodos y medios para la obtención de imágenes de porosidad azimutal de neutrones de volúmenes de formación y cemento que rodean un pozo.
JP6887848B2 (ja) * 2017-03-30 2021-06-16 株式会社東京精密 超音波計測装置及び超音波計測方法
US10684384B2 (en) 2017-05-24 2020-06-16 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Systems and method for formation evaluation from borehole
US10605944B2 (en) 2017-06-23 2020-03-31 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Formation acoustic property measurement with beam-angled transducer array
TWI626622B (zh) * 2017-07-04 2018-06-11 System and method for stereoscopic imaging of underground rock formation characteristics
AU2019236402A1 (en) 2018-03-12 2020-10-01 Assistance Publique-Hôpitaux De Paris (Aphp) Use of caloric restriction mimetics for potentiating chemo-immunotherapy for the treatment of cancers
WO2020048942A1 (en) 2018-09-04 2020-03-12 INSERM (Institut National de la Santé et de la Recherche Médicale) Methods and pharmaceutical compositions for enhancing cytotoxic t lymphocyte-dependent immune responses
JP2022511337A (ja) 2018-09-19 2022-01-31 インサーム （インスティテュート ナショナル デ ラ サンテ エ デ ラ ルシェルシェ メディカル） 免疫チェックポイント治療に抵抗性のある癌の治療のための方法および医薬組成物
US20220040183A1 (en) 2018-10-01 2022-02-10 INSERM (Institut National de la Santé et de la Recherche Médicale) Use of inhibitors of stress granule formation for targeting the regulation of immune responses
ES2971964T3 (es) 2018-11-28 2024-06-10 Inst Nat Sante Rech Med Métodos y kit para someter a ensayo el potencial lítico de células efectoras inmunitarias
EP3891270A1 (en) 2018-12-07 2021-10-13 Institut National de la Santé et de la Recherche Médicale (INSERM) Use of cd26 and cd39 as new phenotypic markers for assessing maturation of foxp3+ t cells and uses thereof for diagnostic purposes
EP3897624A1 (en) 2018-12-17 2021-10-27 Institut National de la Santé et de la Recherche Médicale (INSERM) Use of sulconazole as a furin inhibitor
KR20210121077A (ko) 2019-01-15 2021-10-07 인쎄름 (엥스띠뛰 나씨오날 드 라 쌍떼 에 드 라 흐쉐르슈 메디깔) 돌연변이된 인터루킨-34 (il-34) 폴리펩티드 및 요법에서의 이의 용도
WO2020169472A2 (en) 2019-02-18 2020-08-27 INSERM (Institut National de la Santé et de la Recherche Médicale) Methods of inducing phenotypic changes in macrophages
CN111596347B (zh) * 2019-02-21 2023-08-22 中国石油天然气集团有限公司 一种快速求取表层纵横波速度比的方法及装置
US20220177978A1 (en) 2019-04-02 2022-06-09 INSERM (Institut National de la Santé et de la Recherche Médicale) Methods of predicting and preventing cancer in patients having premalignant lesions
WO2020208060A1 (en) 2019-04-09 2020-10-15 INSERM (Institut National de la Santé et de la Recherche Médicale) Use of sk2 inhibitors in combination with immune checkpoint blockade therapy for the treatment of cancer
WO2020212484A1 (en) 2019-04-17 2020-10-22 INSERM (Institut National de la Santé et de la Recherche Médicale) Methods and compositions for treatment of nlrp3 inflammasome mediated il-1beta dependent disorders
CN110531426B (zh) * 2019-08-29 2021-11-09 山东科技大学 一种水下或地下地质构造伪旋转实现装置及方法
US11994642B2 (en) 2019-08-30 2024-05-28 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for geophysical formation evaluation measurements behind casing
EP3800201A1 (en) 2019-10-01 2021-04-07 INSERM (Institut National de la Santé et de la Recherche Médicale) Cd28h stimulation enhances nk cell killing activities
WO2021064184A1 (en) 2019-10-04 2021-04-08 INSERM (Institut National de la Santé et de la Recherche Médicale) Methods and pharmaceutical composition for the treatment of ovarian cancer, breast cancer or pancreatic cancer
CN111472761B (zh) * 2020-05-07 2023-07-25 神华神东煤炭集团有限责任公司 主裂隙结构面确定方法及监测设备
KR20230042222A (ko) 2020-05-26 2023-03-28 인쎄름 (엥스띠뛰 나씨오날 드 라 쌍떼 에 드 라 흐쉐르슈 메디깔) 중증 급성 호흡기 증후군 코로나바이러스 2(sars-cov-2) 폴리펩티드 및 백신 목적을 위한 이의 용도
US20220132240A1 (en) * 2020-10-23 2022-04-28 Alien Sandbox, LLC Nonlinear Mixing of Sound Beams for Focal Point Determination
US20240010739A1 (en) 2020-11-12 2024-01-11 Institut National De La Santé Et De La Recherche Médicale (Inserm) Antibodies conjugated or fused to the receptor-binding domain of the sars-cov-2 spike protein and uses thereof for vaccine purposes
WO2022101463A1 (en) 2020-11-16 2022-05-19 INSERM (Institut National de la Santé et de la Recherche Médicale) Use of the last c-terminal residues m31/41 of zikv m ectodomain for triggering apoptotic cell death
CN112925010B (zh) * 2021-01-26 2022-06-10 云南航天工程物探检测股份有限公司 一种高精度相控阵弹性波隧道三维地质超前预报方法
WO2022219080A1 (en) 2021-04-14 2022-10-20 INSERM (Institut National de la Santé et de la Recherche Médicale) New method to improve nk cells cytotoxicity
WO2023280790A1 (en) 2021-07-05 2023-01-12 INSERM (Institut National de la Santé et de la Recherche Médicale) Gene signatures for predicting survival time in patients suffering from renal cell carcinoma
WO2023088968A1 (en) 2021-11-17 2023-05-25 INSERM (Institut National de la Santé et de la Recherche Médicale) Universal sarbecovirus vaccines
CN113988142B (zh) * 2021-12-27 2022-04-29 中南大学 一种基于卷积神经网络的隧道衬砌空洞声学识别方法
WO2024052356A1 (en) 2022-09-06 2024-03-14 Institut National de la Santé et de la Recherche Médicale Inhibitors of the ceramide metabolic pathway for overcoming immunotherapy resistance in cancer

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5521882A (en) * 1993-11-19 1996-05-28 Schlumberger Technology Corporation Measurement of formation characteristics using acoustic borehole tool having sources of different frequencies
WO2002004985A2 (en) * 2000-07-11 2002-01-17 Westerngeco, L.L.C. Parametric shear-wave seismic source
WO2007030016A1 (en) * 2005-09-08 2007-03-15 Angelsen Bjoern A J Acoustic imaging by nonlinear low frequency manipulation of high frequency scattering and propagation properties
US7301852B2 (en) * 2003-08-13 2007-11-27 Baker Hughes Incorporated Methods of generating directional low frequency acoustic signals and reflected signal detection enhancements for seismic while drilling applications
WO2008094050A2 (en) * 2007-02-02 2008-08-07 Statoilhydro Asa Measurements of rock parameters

Family Cites Families (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3302745A (en) 1964-02-06 1967-02-07 Ikrath Kurt Generation and reception of low frequency seismic waves
US3732945A (en) 1970-05-20 1973-05-15 Schlumberger Technology Corp Switching circuit controlled steered beam transducer
US3872421A (en) 1972-12-19 1975-03-18 Us Navy Standing wave acoustic parametric source
US3974476A (en) 1975-04-25 1976-08-10 Shell Oil Company Highly-directional acoustic source for use in borehole surveys
US4382290A (en) 1977-07-11 1983-05-03 Schlumberger Technology Corporation Apparatus for acoustically investigating a borehole
DE2914560A1 (de) * 1978-04-14 1979-10-25 Plessey Handel Investment Ag Zielortungsanordnung
SU913303A1 (ru) 1978-07-25 1982-03-15 Volzh Otdel I Geol Razrabotki Способ акустического каротажа и устройство для его осуществления 1
US4509149A (en) 1979-07-16 1985-04-02 Mobil Oil Corporation Directional long array for logging vertical boundaries
US4642802A (en) 1984-12-14 1987-02-10 Raytheon Company Elimination of magnetic biasing using magnetostrictive materials of opposite strain
US5212353A (en) * 1984-12-17 1993-05-18 Shell Oil Company Transducer system for use with borehole televiewer logging tool
US4646565A (en) 1985-07-05 1987-03-03 Atlantic Richfield Co. Ultrasonic surface texture measurement apparatus and method
FR2607189B1 (fr) 1986-11-20 1990-05-04 Snecma Dispositif de commande d'une vanne de demarrage de turbomachine d'aviation
US4757873A (en) 1986-11-25 1988-07-19 Nl Industries, Inc. Articulated transducer pad assembly for acoustic logging tool
US5144590A (en) 1991-08-08 1992-09-01 B P America, Inc. Bed continuity detection and analysis using crosswell seismic data
US6216540B1 (en) 1995-06-06 2001-04-17 Robert S. Nelson High resolution device and method for imaging concealed objects within an obscuring medium
US5719823A (en) 1996-07-08 1998-02-17 Lucent Technologies Inc. Ground penetrating sonar
US5740125A (en) 1996-08-30 1998-04-14 Western Atlas International, Inc. Cross-well connectivity mapping including separation of compressional and shear wave energy
US6175536B1 (en) 1997-05-01 2001-01-16 Western Atlas International, Inc. Cross-well seismic mapping method for determining non-linear properties of earth formations between wellbores
US7059404B2 (en) * 1999-11-22 2006-06-13 Core Laboratories L.P. Variable intensity memory gravel pack imaging apparatus and method
FR2804513B1 (fr) 2000-02-01 2002-04-19 Inst Francais Du Petrole Vibrateur et methode d'exploration d'un milieu materiel par des vibrations elastiques a tres basse frequence
US6440075B1 (en) 2000-10-02 2002-08-27 Koninklijke Philips Electronics N.V. Ultrasonic diagnostic imaging of nonlinearly intermodulated and harmonic frequency components
AU2001296776A1 (en) * 2000-10-10 2002-04-22 Exxonmobil Upstream Research Company Method for borehole measurement of formation properties
US6597632B2 (en) * 2001-03-01 2003-07-22 Nonlinear Seismic Imaging, Inc. Mapping subsurface fractures using nonlinearity measurements
US6631783B2 (en) * 2001-03-26 2003-10-14 Nonlinear Seismic Imaging, Inc. Mapping reservoir characteristics using earth's nonlinearity as a seismic attribute
US6937938B2 (en) * 2002-09-04 2005-08-30 Stanley A. Sansone Method and apparatus for interferometry, spectral analysis, and three-dimensional holographic imaging of hydrocarbon accumulations and buried objects
US6704247B1 (en) 2003-03-24 2004-03-09 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy High efficiency parametric sonar
CN101354444B (zh) * 2007-07-25 2011-02-09 中国石油天然气集团公司 一种确定地层岩性和孔隙流体的方法
US8116167B2 (en) * 2008-06-12 2012-02-14 Chevron U.S.A. Inc. Method and system for generating a beam of acoustic energy from a borehole, and applications thereof
US7839718B2 (en) 2008-07-02 2010-11-23 Chevron U.S.A. Inc. Device and method for generating a beam of acoustic energy from a borehole, and applications thereof

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5521882A (en) * 1993-11-19 1996-05-28 Schlumberger Technology Corporation Measurement of formation characteristics using acoustic borehole tool having sources of different frequencies
WO2002004985A2 (en) * 2000-07-11 2002-01-17 Westerngeco, L.L.C. Parametric shear-wave seismic source
US7301852B2 (en) * 2003-08-13 2007-11-27 Baker Hughes Incorporated Methods of generating directional low frequency acoustic signals and reflected signal detection enhancements for seismic while drilling applications
WO2007030016A1 (en) * 2005-09-08 2007-03-15 Angelsen Bjoern A J Acoustic imaging by nonlinear low frequency manipulation of high frequency scattering and propagation properties
WO2008094050A2 (en) * 2007-02-02 2008-08-07 Statoilhydro Asa Measurements of rock parameters

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
AAS M., BACRI J.C., FRENOIS C., SALIN D., WOUMENI R.: "3-D Acoustic Scanner". SPE, SOCIETY OF PETROLEUN ENGINEERS, no. 20599, 23 September 1990 (1990-09-23), - 26 September 1990 (1990-09-26), pages 725-732, XP002593469, page 3: "3-D acoustic scanner", page 3, 4: "3-D pictures" *

Also Published As

Publication number Publication date
US20100265794A1 (en) 2010-10-21
AU2010236226A1 (en) 2011-11-10
AU2010236139B2 (en) 2013-09-05
CN102395904B (zh) 2015-07-22
EP2419763A1 (en) 2012-02-22
US8289808B2 (en) 2012-10-16
AU2010236139A1 (en) 2011-10-27
CN104698498B (zh) 2017-06-20
AR076326A1 (es) 2011-06-01
US8345509B2 (en) 2013-01-01
AU2010236226B2 (en) 2013-12-05
AR076325A1 (es) 2011-06-01
BRPI1015009B1 (pt) 2020-02-11
EP2419763B1 (en) 2015-05-20
CA2758938C (en) 2016-06-21
MY184038A (en) 2021-03-17
JP2012524272A (ja) 2012-10-11
JP5625042B2 (ja) 2014-11-12
CN102395903A (zh) 2012-03-28
CN102395903B (zh) 2015-01-28
JP2012524271A (ja) 2012-10-11
CN104698498A (zh) 2015-06-10
BRPI1014033B1 (pt) 2021-01-26
JP5437479B2 (ja) 2014-03-12
MX2011010690A (es) 2011-11-04
EA025019B1 (ru) 2016-11-30
ES2546409T3 (es) 2015-09-23
EP2419762A1 (en) 2012-02-22
EA201171255A1 (ru) 2012-05-30
BRPI1014033A2 (pt) 2016-04-12
EP2419762B1 (en) 2015-08-19
CA2758959C (en) 2017-10-03
BRPI1015009A2 (pt) 2016-04-12
WO2010121202A1 (en) 2010-10-21
CA2758959A1 (en) 2010-10-21
ES2539597T3 (es) 2015-07-02
WO2010121200A1 (en) 2010-10-21
EA201171254A1 (ru) 2012-03-30
CN102395904A (zh) 2012-03-28
MX2011010553A (es) 2011-10-19
CA2758938A1 (en) 2010-10-21
US20100265795A1 (en) 2010-10-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA021800B1 (ru) СИСТЕМА И СПОСОБ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОШЕНИЯ (Vp/Vs) СКОРОСТЕЙ ПРОДОЛЬНОЙ И ПОПЕРЕЧНОЙ ВОЛН В ОБЛАСТИ, УДАЛЕННОЙ ОТ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ
CA2727372C (en) Method and system for generating a beam of acoustic energy from a borehole, and applications thereof
US20140104979A1 (en) Ground-Penetrating Tunnel-Detecting Active Sonar
JP2014500961A (ja) 岩石層の地盤特性を調査するシステム及び方法
EP0968443B1 (en) Geophysical exploration system using seismic vibrator source which provides a composite sweep
US9360573B2 (en) System and method for generating 3D images of non-linear properties of rock formation using surface seismic or surface to borehole seismic or both
WO2002004985A2 (en) Parametric shear-wave seismic source
AU2013204299B2 (en) System and method to estimate compressional to shear velocity (Vp/Vs) ratio in a region remote from a borehole
Averbakh et al. Application of a mobile seismoacoustic system for studying geological structure and prospecting for inhomogeneities to a depth of 100 m
MXPA99006365A (en) Geophysical exploration system using seismic vibrator source which provides a composite sweep

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 AZ BY KZ KG MD TJ TM