EA025019B1 - Система и способ для создания трехмерных изображений нелинейных акустических свойств в области, удаленной от буровой скважины - Google Patents

Система и способ для создания трехмерных изображений нелинейных акустических свойств в области, удаленной от буровой скважины Download PDF

Info

Publication number
EA025019B1
EA025019B1 EA201171254A EA201171254A EA025019B1 EA 025019 B1 EA025019 B1 EA 025019B1 EA 201171254 A EA201171254 A EA 201171254A EA 201171254 A EA201171254 A EA 201171254A EA 025019 B1 EA025019 B1 EA 025019B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
borehole
wave
waves
frequency
sources
Prior art date
Application number
EA201171254A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201171254A1 (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=EA025019(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 EA201171254A1 publication Critical patent/EA201171254A1/ru
Publication of EA025019B1 publication Critical patent/EA025019B1/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

В общем настоящее изобретение относится к сейсмическому исследованию породных формаций и, более конкретно, к созданию трехмерных изображений нелинейных свойств и отношения скоростей продольной и поперечной волн в области, удаленной от буровой скважины, с использованием комбинации источников в буровой скважине, выполненных с возможностью создания энергии упругих волн и приема и анализа результирующей третьей волны, образуемой в соответствии с процессом трехволнового смешения.
Уровень техники
Существует тенденция ограничения акустического исследования подземных объектов размером и мощностью практических источников, и на практике выходная мощность скважинных акустических преобразователей ограничена потенциальной возможностью передачи электрической энергии по каротажному кабелю. Высокочастотные сигналы имеют относительно небольшую глубину проникновения, тогда как для низкочастотных сигналов обычно требуются большие источники, прижатые к стенке буровой скважины для максимизации передачи энергии в формацию и минимизации нежелательных сигналов в стволе скважины. В настоящее время акустические скважинные приборы проектируют с акустическими источниками в буровой скважине для обнаружения возвращающихся акустических волн, которые распространяются вдоль стенок буровой скважины или рассеиваются на неоднородностях линейных свойств породных формаций, окружающих буровую скважину. В патенте США № 7301852 (ЬеддеИ, III е! а1.) раскрыт прибор каротажа в процессе бурения, предназначенный для обнаружения границ породной формации, с двумя решетками акустических источников, излучающими из буровой скважины, при этом третья волна генерируется в соответствии с предполагаемым нелинейным смешением в породах в месте пересечения акустических сигналов. Третья волна рассеивается на неоднородностях свойств геологической среды, а рассеиваемый сигнал обнаруживается датчиками в каротажном приборе. Без какого-либо дальнейшего описания раскрыто только то, что решетки источников должны быть направленными.
В области разведки на нефть и газ делались попытки определять из буровых скважин нелинейные свойства формации, но каждая имела присущие ей ограничения. Например, в патенте США № 5521882 (Э'Апде1о е! а1.) раскрыт акустический прибор, предназначенный для регистрации приемниками давления нелинейных волн, которые распространяются вдоль стенки буровой скважины с ограниченным проникновением в окружающую породную формацию и преломляются в обратном направлении в скважинный флюид. В патенте США № 6175536 (Кйап) раскрыт способ оценивания степени нелинейности подземных формаций на основании спектрального анализа сейсмических сигналов, передаваемых в формацию из одной буровой скважины и принимаемых во второй буровой скважине. В свете этих предшествующих попыток имеется необходимость в установке и способе для формирования трехмерных изображений нелинейных свойств в удаленной от буровой скважины области.
Сущность изобретения
В соответствии с некоторыми аспектами описания изобретения раскрывается способ создания трехмерных изображений нелинейных свойств в области, удаленной от буровой скважины, с использованием транспортируемого каротажного прибора.
Способ включает в себя размещение в особой пространственной конфигурации первого источника в буровой скважине и генерирование управляемого первичного пучка энергии упругих волн на первой частоте;
размещение второго источника в буровой скважине и генерирование управляемого первичного пучка энергии упругих волн на второй частоте, чтобы два управляемых пучка пересекались в месте, находящемся на расстоянии от буровой скважины;
прием решеткой датчиков в буровой скважине вступления третьей упругой волны, создаваемой в соответствии с процессом трехволнового смешения в породной формации, с частотой, равной разности между первой и второй первичными частотами, которая распространяется в обратно к буровой скважине в конкретном направлении;
определение местоположения области трехволнового смешения на основании размещения первого и второго источников и на основании свойств сигнала третьей волны;
создание трехмерных изображений нелинейных свойств с использованием данных, регистрируемых при повторении этапов генерирования, приема и определения местоположения по множеству азимутов,
- 1 025019 углов наклона и продольных положений в буровой скважине.
В соответствии с некоторыми аспектами описания изобретения раскрывается способ создания трехмерных изображений нелинейных свойств в области, удаленной от буровой скважины, с использованием транспортируемого каротажного прибора.
Способ включает в себя размещение в особой пространственной конфигурации первого источника в буровой скважине и генерирование первичной волны упругой энергии на первой частоте;
размещение второго источника в буровой скважине и генерирование первичной волны упругой энергии на второй частоте;
прием решеткой трехкомпонентных датчиков в буровой скважине вступления третьей упругой волны, создаваемой в соответствии с процессом трехволнового смешения, с частотой, равной разности между первой и второй первичными частотами, которая распространяется обратно к буровой скважине;
определение направления распространения третьей волны на основании сигналов, принимаемых решеткой датчиков;
построение изображения геометрического места области трехволнового смешения на основании размещения первого и второго источников и направления распространения третьей волны;
создание трехмерных изображений нелинейных свойств с использованием данных, регистрируемых при повторении этапов генерирования, приема, определения и построения изображения по множеству азимутов, углов наклона и продольных положений в буровой скважине.
В соответствии с некоторыми аспектами описания изобретения раскрыты дальнейшие способы создания трехмерных изображений нелинейных свойств в области, удаленной от буровой скважины, с использованием транспортируемого каротажного прибора. В них используют обычную конфигурацию двух источников и решетки датчиков, а отличие заключается в том, что один или другой из источников может генерировать управляемый пучок или волну упругой энергии, а блок датчиков в решетке может быть комбинацией ненаправленных и трехкомпонентных устройств.
Способ включает в себя размещение в особой пространственной конфигурации первого источника в буровой скважине и генерирование управляемого первичного пучка энергии упругих волн или первичной волны упругой энергии на первой частоте;
размещение второго источника в буровой скважине и генерирование управляемого первичного пучка энергии упругих волн или первичной волны упругой энергии на второй частоте, чтобы энергия от двух источников смешивалась в местах, находящихся на расстоянии от буровой скважины;
прием решеткой датчиков в буровой скважине прямого вступления третьей упругой волны, создаваемой в соответствии с процессом трехволнового смешения, с частотой, равной разности между первой и второй первичными частотами, которая распространяется обратно к буровой скважине в конкретном направлении;
определение местоположения области трехволнового смешения на основании размещения первого и второго источников и на основании свойств сигнала третьей волны;
создание трехмерных изображений нелинейных свойств с использованием данных, регистрируемых при повторении этапов генерирования, приема и определения местоположения по множеству азимутов, углов наклона и продольных положений в буровой скважине.
В соответствии с некоторыми аспектами описания изобретения трехмерные изображения нелинейных свойств формаций, окружающих буровую скважину, преобразуют в свойства коллектора, используя соответствующие соотношения между нелинейностью формации и указанными свойствами. Изображения могут быть свойствами в момент каротажа или могут представлять изменения между двумя спусками каротажного прибора, разделенными промежутком времени.
В соответствии с некоторыми аспектами описания изобретения раскрыты способы создания трехмерных изображений отношения скоростей продольной и поперечной акустических волн в породах, окружающих буровую скважину. Эти способы являются вариантами способов создания трехмерных изображений нелинейных свойств, рассмотренных в приведенных выше абзацах.
В соответствии с некоторыми аспектами описания изобретения раскрыто устройство для создания трехмерных изображений нелинейных свойств и отношения скоростей продольной и поперечной волн в породных формациях, удаленных от буровой скважины, с использованием транспортируемого каротажного прибора.
Устройство включает в себя первый источник, размещенный в буровой скважине и выполненный с возможностью генерирования управляемого пучка или волны упругой энергии на первой частоте;
второй источник, размещенный в буровой скважине и выполненный с возможностью генерирования управляемого пучка или волны упругой энергии на второй частоте, чтобы пучки или волны на первой частоте и второй частоте пересекались в месте, находящемся на расстоянии от буровой скважины;
ненаправленную или трехкомпонентную решетку датчиков, выполненную с возможностью приема третьей упругой волны, если нелинейные свойства представляющей интерес области приводят к созда- 2 025019 нию третьей упругой волны в соответствии с процессом трехволнового смешения, имеющей частоту, равную разности первой и второй частот, и конкретное направление распространения обратно к буровой скважине;
первый процессор, размещенный в буровой скважине для управления возбуждением источников и регистрации третьей упругой волны, причем устройство выполнено с возможностью передачи вверх по стволу скважины по каротажному кабелю для спускаемого на кабеле прибора; и второй процессор, размещенный для создания трехмерных изображений на основании, отчасти, свойств принимаемой третьей волны и размещения первого и второго источников.
Эти и другие объекты, признаки и характеристики настоящего изобретения, а также способы работы и функции связанных элементов структуры и комбинации частей и организация производства станут более очевидными при рассмотрении нижеследующего описания и прилагаемой формулы изобретения с обращением к сопровождающим чертежам, которые все образуют часть этого описания, при этом одинаковыми позициями обозначены соответствующие части на различных фигурах. Однако должно быть определенно понятно, что чертежи представлены исключительно с целью иллюстрации и описания и не предполагаются определяющими пределы изобретения. Используемые в описании и формуле изобретения сингулярные формы множественного и единственного числа включают в себя множественные объекты, за исключением случаев, когда из контекста ясно следует иное.
Краткое описание чертежей
На чертежах показано:
фиг. 1 - конфигурация, предназначенная для создания трехмерных изображений нелинейных свойств в области, удаленной от буровой скважины, в соответствии с различными аспектами раскрытия;
фиг. 2 - конфигурация, предназначенная для создания трехмерных изображений нелинейных свойств в области, удаленной от буровой скважины, в соответствии с аспектами раскрытия;
фиг. 3 - конфигурация, предназначенная для создания трехмерных изображений нелинейных свойств в области, удаленной от буровой скважины, в соответствии с аспектами раскрытия;
фиг. 4 - блок-схема последовательности действий при создании трехмерных изображений нелинейных свойств в области, удаленной от буровой скважины, в соответствии с различными аспектами раскрытия;
фиг. 5а-5с - результаты численного моделирования правила 1 выбора для двухпучкового взаимодействия из таблицы в случае, когда две первичные волны являются пучками;
фиг. 6 - иллюстрация геометрии генерирования третьей волны разностной частоты путем нелинейного смешения двух первичных акустических волн, управляемых в соответствии с правилом выбора нелинейного смешения;
фиг. 7 - иллюстрация применения аспектов раскрытия для построения изображения с использованием пучка и широкого пучка или плоской волны.
Подробное описание
На фиг. 1 показана одна из нескольких возможных конфигураций, предназначенная для создания трехмерных изображений нелинейных свойств и отношения скоростей продольной и поперечной волн в области, удаленной от буровой скважины, согласно различным аспектам раскрытия. Первый источник 105 размещен в буровой скважине 110 для генерирования управляемого первичного пучка энергии акустических волн на первой частоте ί]. Второй источник 115 также размещен в буровой скважине 110 для генерирования управляемого первичного пучка энергии акустических волн на второй частоте ί2. В качестве неограничивающего примера первый источник 105 и второй источник 115 могут быть источниками в виде фазированных решеток и могут быть выполнены с возможностью генерирования управляемых пучков продольных или поперечных волн.
Как показано на фиг. 1, первый источник 105 размещен на первом корпусе 120 прибора и второй источник 115 размещен на втором корпусе 125 прибора. Однако раскрытие не ограничено таким образом, поскольку первый корпус 120 прибора и второй корпус 125 прибора также могут быть размещены совместно на общем корпусе прибора (не показанном). Корпусы 120 и 125 прибора размещены с возможностью независимого перемещения внутри буровой скважины 110 по меньшей мере с двумя степенями свободы, включая прямолинейное перемещение вдоль продольной оси 150 буровой скважины 110 и вращение 155 по азимуту вокруг продольной оси буровой скважины 110. В буровой скважине 110 первый источник 105 может быть размещен выше или ниже второго источника 115. В буровой скважине 110 корпусы 120 и 125 прибора могут быть размещены на транспортируемом каротажном приборе (не показанном).
При заданной азимутальной ориентации первого источника 105 и второго источника 115 пучку, генерируемому вторым источником 115, и пучку, генерируемому первым источником 105, придают такую конфигурацию, что пучки сходятся и пересекаются в зонах 130 смешения, удаленных от буровой скважины 110. Сочетая независимо управляемые пучки и изменяя расстояние между источниками 105, 115, зоны 130 смешения перемещают в плоскости, задаваемой пучками и продольной осью 150 буровой скважины, при этом регулируют угол пересечения. Расстояние зон 130 смешения от буровой скважины
- 3 025019
110 можно изменять от почти края буровой скважины 110 до около 300 м в окружающую подземную породную формацию. В качестве неограничивающего примера разность фаз и/или временные задержки между соседними элементами в упомянутой решетке излучателей можно изменять для фокусировки энергии акустических волн первичных пучков в конкретную зону смешения.
Нелинейные свойства геологической среды в месте между двумя волнами приводят к генерированию третьей упругой волны. Третья упругая волна является результатом процесса трехволнового смешения, который происходит в нелинейных материалах, в этом случае в породных формациях. В этом процессе две сходящиеся неколлинеарные волны разных частот, 1] и 12, также называемые первичными волнами, смешиваются с образованием дополнительных волн на гармонических и интермодуляционных частотах 11-12, ίι+ί2, 2x11 и 2x12 и т.д. Интенсивность третьей волны является функцией нелинейности пород в зонах смешения. В качестве неограничивающего примера, когда первичная продольная (Р) волна с частотой 11 и первичная поперечная (§У) волна с частотой 12 пересекаются в нелинейной среде, генерируется третья продольная (Р) или поперечная (§У) волна с частотой 11-12. Дальнейшее описание см. в 1оЬи8ои е! а1. (1987) и 1оЬи8ои аиб §Ьаик1аиб (1989), и эти источники полностью включены в описание путем ссылки.
Как также рассматривается ниже, в соответствии с правилами выбора распространения вектор распространения третьей волны является копланарным с векторами распространения двух первичных волн. Определенные сочетания угла пересечения, отношения 11/12 и отношения скоростей продольной и поперечной волн приводят к образованию третьей упругой волны с частотой 11 -12, распространяющейся в определенном угле относительно первичных пучков обратно к буровой скважине 110.
Решетку 135 приемников или датчиков размещают на определенном месте в буровой скважине 110, чтобы обнаруживать третью волну, возвращающуюся к буровой скважине 110. Как показано на фигуре, согласно некоторым аспектам раскрытия решетка 135 датчиков содержит два или большее количество датчика, размещенных в виде решетки датчиков на корпусе 140 прибора с датчиками и отделенных от корпусов 120 и 125 прибора. Датчик 135 выполнен с возможностью независимого перемещения внутри буровой скважины 110 вдоль продольной оси 150 буровой скважины 110. Согласно некоторым аспектам корпус 140 прибора с датчиками размещен ниже корпусов 120 и 125 прибора или размещен выше или ниже корпусов 120 и 125 прибора. Согласно некоторым аспектам корпус 140 прибора с датчиками соединен с одним из двух или с обоими корпусами 120 и 125 прибора.
Третья волна обнаруживается в буровой скважине 110 решеткой 135 датчиков. На фиг. 2 показана компоновка, подобная показанной на фиг. 1, в которой приемник 135 заменен трехкомпонентным геофоном 145, прижатым к стенке буровой скважине. Результирующий сигнал разлагают при обработке по углу наклона и азимуту, чтобы добавить избыточность системе при определении направления прихода вступления третьей волны.
Согласно некоторым аспектам первый процессор (непоказанный), сконфигурированный для выполнения машиночитаемых команд, может быть размещен в буровой скважине 110 для выполнения различных задач обработки, таких как управление возбуждением источников и сжатие или фильтрация данных, регистрируемых решеткой 135 датчиков. Второй процессор (непоказанный), сконфигурированный для выполнения машиночитаемых команд, может быть размещен за пределами буровой скважины 110 для содействия первому процессору или выполнения задач обработки, отличающихся от задач первого процессора. Например, второй процессор может выполнять часть или всю обработку данных при создании трехмерных изображений. Передатчик или приемопередатчик (непоказанный) может быть размещен в буровой скважине 110 для передачи данных вверх по стволу скважины по каротажному кабелю (непоказанному).
При заданной глубине одного из источников 105, 115 вдоль буровой скважины качание пучков по углу наклона при постоянном относительном пеленге для пространственного сканирования зоны смешения в плоскости, проходящей через ось буровой скважины, вращение источников по азимуту для вращательного сканирования области смешения и перемещение всего узла вдоль буровой скважины 110 имеют результатом сканирование трехмерного объема зон смешения вокруг буровой скважины для получения нелинейных свойств. В случае расположения источников 105, 115 и решетки 135 датчиков на независимых корпусах прибора можно получать высокую избыточность данных и можно изменять глубину исследования. Таким образом, трехмерный объем пород, окружающих буровую скважину, можно детально исследовать на нелинейные свойства, а трехмерные изображения нелинейных свойств можно вычислять и обрабатывать на основании отраженных сигналов.
На фиг. 3 показана еще одна компоновка, предназначенная для создания трехмерных изображений нелинейных свойств в области, удаленной от буровой скважины, согласно различным аспектам раскрытия. Компоновка из фиг. 3 аналогична компоновке из фиг. 2, при этом основное различие заключается в том, что источники размещены в буровой скважине 110 для создания упругих волн вместо управляемых пучков. Что касается фиг. 3, то первый источник 305 размещен в буровой скважине 110 на первом корпусе 320 прибора для генерирования первой упругой волны акустической энергии на первой частоте 11. Второй источник 315 размещен в буровой скважине 110 на втором корпусе 325 прибора для генерирования второй упругой волны акустической энергии на второй частоте 12. Первая и вторая упругие волны,
- 4 025019 создаваемые источниками 305, 315, ориентируются для пересечения на расстоянии от буровой скважины 110 в различных зонах 130 смешения. Приемники 145 размещены внутри буровой скважины 110 для приема третьей волны, которая создается в зонах 130 смешения в соответствии с процессом трехволнового смешения, рассмотренным выше и дополнительно рассматриваемым ниже. Поскольку волны, создаваемые источниками 305, 315, являются, по существу, ненаправленными, смешение волн происходит непрерывно во всей области зон 130 смешения, которая также продолжается от плоскости фигуры, а для приемников 145 характерна тенденция иметь направленные характеристики. В качестве неограничивающего примера для этой цели можно использовать решетку трехкомпонентных геофонов. При обработке результирующий сигнал разлагают на многочисленные сигналы вступлений в диапазоне углов наклона, и азимутов, и времени пробега. При наличии местоположений источников и приемников, времен пробега и направлений каждого разлагаемого направленного вступления имеется достаточная информация для применения правил выбора, описываемых ниже для однозначного определения зоны смешения, где генерировалась третья волна. Это однозначное отображение позволяет выполнять построение трехмерного изображения на основании свойств принимаемого сигнала.
На фиг. 4 показан способ создания трехмерных изображений нелинейных свойств и отношения скоростей продольной и поперечной волн в области, удаленной от буровой скважины, с использованием транспортируемого каротажного прибора. Способ начинают на этапе 405, на котором первый источник размещают в буровой скважине для генерирования управляемого пучка энергии упругих волн на первой частоте и второй источник размещают в буровой скважине для генерирования управляемого пучка энергии упругих волн на второй частоте. Управляемые пучки на первой и второй частотах ориентируют для пересечения в месте, находящемся на расстоянии от буровой скважины. По существу, второй пучок генерируют по тому же азимуту, что и первый пучок, но по другому углу наклона относительно продольной оси буровой скважины. Способ продолжают на этапе 410, на котором третью упругую волну принимают в буровой скважине решеткой датчиков. Как рассматривалось выше, третья упругая волна создается в соответствии с процессом трехволнового смешения, при этом частота равна разности между первой и второй частотами, а распространение направлено к буровой скважине. На этапе 415 место трехволнового смешения, находящееся на расстоянии от буровой скважины, определяют на основании размещения первого и второго источников и свойств третьей волны путем обращения к правилам выбора, рассматриваемым ниже. На этапе 420 создают трехмерные изображения нелинейных свойств, используя данные, регистрируемые при повторении генерирования из этапа 405, приема из этапа 410 и определения из этапа 415 по множеству азимутов, углов наклона и продольных положений внутри буровой скважины. В случаях взаимодействия продольных и поперечных волн на этапе 425 анализируют принимаемые сигналы для получения отношения (Ур/Ук) скоростей продольной и поперечной волн. На этапе 430 нелинейные свойства преобразуют в физические свойства коллектора, такие как насыщение флюидом, эффективное напряжение, плотность трещин и минералогия.
Согласно некоторым аспектам настоящего раскрытия первый и второй источники могут быть источниками пучка лучей или цилиндрических или сферических волн, а решетка датчиков может быть любой комбинацией ненаправленных однокомпонентных датчиков и трехкомпонентных геофонов. Альтернативные перестановки составных частей обеспечивают различные степени избыточности при обработке сигналов и построении изображения.
Экспериментальные доказательства нелинейного смешения двух акустических волн в твердом теле представили, например, КоШик, Тау1ог и Тобб (1964), 1оЬикои с1 а1. (1987), а также 1оЬикои и §Ьаик1аиб (1989), и их статьи полностью включены в описание путем ссылки. В особом случае, когда первичная продольная (Р) волна с частотой ί и первичная поперечная (§) волна с частотой ί2 пересекаются в нелинейной среде, образуется третья продольная или поперечная волна с частотой ί1-Γ2. Если первичная продольная и поперечная волны представляют собой пучки с волновыми векторами к! и к2 соответственно, а нелинейное свойство формации является однородным, из кинематики взаимодействия волн следует, что результирующая третья волна должна быть плоской волной с волновым вектором к3, который удовлетворяет правилу к1-к2=к3 выбора. Правилом выбора налагается очень строгое ограничение на допустимые углы пересечения первичных волн и на конкретное направление распространения третьей волны. Общая кинематическая теория нелинейного смешения двух линейных плоских волн, правила выбора и амплитудные характеристики изложены в публикациях 1оиек апб КоЬеО (1963), КоШик, Тау1ог с1 а1. (1964) и в более поздних, Котиееу, Νίΐκί апб Муег (1998), все они полностью включены в описание путем ссылки, где также предложены конкретные соотношения между нелинейными параметрами среды смешения и интенсивностью нелинейного смешения сигналов. Например, из уравнений 53 и 54, предложенных Котиееу, Νίΐκί и Муег, видно, что интенсивность смешения Р и §У (вертикально поляризованных поперечных) плоских волн пропорциональна конкретному сочетанию нелинейных параметров пород.
Правила выбора, предложенные Котиееу, №Ье1 и Муег, определяющие нелинейное взаимодействие двух упругих плоских волн, можно использовать как руководство по взаимодействию двух упругих пучков. Из этих правил выбора плоских волн следует, что при следующих шести взаимодействиях создаются волны обратного рассеяния.
- 5 025019
Правила выбора, определяющие нелинейное взаимодействие двух упругих плоских волн. В этой таблице и в других местах этого описания ί1 больше ί2
Правила Первый пучок Второй пучок Результирующий третий
выбора или волна или волна пучок или волна от первого и второго
1 Ρ (ίί) ΞΥ(£2) ρ(£ι-£2)
2 Ρ(ίι) ЗУ(£2) ЗУ (£ι-£2)
3 Ρ (ίχ) ЗН (ί2) ЗН(£1-£2)
4 Ρ (ίί) 5У(£2) Р(£х + £2)
5 5ν(£ι) ЗУ(£2) Ρ(£ι+£;)
6 ЗЬШД ЗН (ί2) ρ(£ι+£2)
На фиг. 5а-5с показаны результаты численного моделирования правила 1 выбора из таблицы для случая, когда две первичные волны представляют собой пучки от двухпучкового взаимодействия. Пучок продольной волны 25 кГц, показанный на фиг. 5а, и пучок поперечной волны 18 кГц, показанный на фиг. 5Ь, смешивали для образования третьего пучка, показанного на фиг. 5с, с частотой 7 кГц = 25 кГц18 кГц. В этом примере согласно прогнозам плоских волн Когиееу, ΝίΗοί и Муег третий пучок обратно распространяющейся продольной волны с частотой (ί1-ί2) под углом 133° к волне Ρ(ί1), генерировался при нелинейном смешении в области, где пучки Ρ(ί1) и 8У(£2) перекрывались.
Кинематика нелинейных взаимодействий пучков приводит к образованию конкретных комбинаций волновых векторов и частот. Третья волна возвращается в конкретное время пробега и с конкретными частотами £3 и волновыми векторами к3, такими как ί3=£1-ί2 и к3=к1-к2. Для комбинации ί1, ί2, к2 и к3 имеется хорошо определенный волновой вектор к3 распространения третьей волны в одной и той же плоскости, задаваемой к1 и к2. Имеется прямое соответствие между сигналом, обнаруживаемым в конкретной точке приема, и местом, где происходит нелинейное смешение двух первичных волн к1 и к2. Интенсивность сигнала приемника пропорциональна степени нелинейности пород в зоне смешения, наряду с другими факторами, и достигает максимума для приемника, лежащего на векторе к3. Поэтому, как показано на фиг. 1, интенсивность сигналов на приемниках можно геометрически отображать на нелинейность пород вдоль траектории пучка.
Геометрическая теория распространения волн показывает, что пучок, генерируемый в каждой зоне взаимодействия, по прошествии определенного времени задержки должен приходить в буровую скважину на конкретный приемник, определяемый геометрией трех волновых векторов к1, к2 и к3. Интенсивность возвращающегося в определенное время сигнала на конкретное место в буровой скважине зависит от степени нелинейности в месте взаимодействия, и, следовательно, можно построить во временной области изображение относительной величины нелинейных свойств пород вдоль пучка. Величина амплитуды возвращающегося сигнала на приемниках сама является показывающей определенные петрофизические свойства зоны смешения. Если сканировать пучок и плоскую волну по азимуту и углу наклона, сохраняя необходимый угол сходимости, можно получать локализованное круговое и радиальное трехмерное изображение нелинейных свойств пород, окружающих буровую скважину. Перемещая весь узел вверх и вниз в буровой скважине, получают повторные трехмерные изображения нелинейных свойств пород, окружающих буровую скважину. Образуя взвешенные суммы этих повторных изображений, путем последующей компьютерной обработки можно выполнять построение конечного изображения нелинейных свойств пород, окружающих всю буровую скважину. Кроме того, если источники и приемники являются частью трех отдельных корпусов прибора, один или два корпуса можно перемещать, оставляя третий корпус неподвижным (например, оставлять источники неподвижными и в то же время перемещать вверх и вниз корпус прибора с приемниками). Как вариант можно делать несколько спусков в скважину при различных расстояниях между корпусами прибора.
- 6 025019
В случае нелинейного смешения упругого пучка и более широкого пучка (квазиплоской волны) правило выбора является менее строгим. Третьи волны частотой ГЦ центрированные вокруг волнового вектора к3=к1-к2, генерируются непрерывно вдоль первичного пучка, если ширина пучка составляет около десяти длин волн третьей волны. Интенсивность результирующего сигнала в случае ί3=ί1-ί2 является функцией средних нелинейных свойств области смешения, среднего отношения скорости распространения ί1 и средней скорости распространения ί1 (заметим, что ί1 и ί2 могут относиться к продольным или поперечным волнам), объема зоны смешения и геометрии смешения. Эта функция может быть вычислена для различных режимов смешения. Например, интенсивность сигнала для конкретного важного режима смешения, например продольной волны Р в случае ί1 и вертикально поляризованной поперечной в случае ί2 дается формулой уг(г,-гг)Ур5,РГ
(1) где и является амплитудой смещения третьей волны, принимаемой в буровой скважине;
А1 представляет продольную поляризацию продольной волны;
В2 представляет поперечную поляризацию поперечной волны;
β является функцией параметров Ландау-Лифшица, А, В и С, представляющих нелинейность пород в зоне смешения;
ν представляет объем зоны смешения; г представляет расстояние от зоны смешения до приемника;
Р является геометрическим форм-фактором первого порядка, который зависит от геометрии падающих пучков и для конкретной геометрии может быть численно вычислен на основании теории Когпсс\'. ΝίΗοί и Муетв;
Δ является форм-фактором правила выбора, который представляет собой численно вычисляемую функцию волновых векторов к1, к2 и к3 и является значимым, если только геометрия взаимодействия удовлетворяет правилам выбора;
нижний индекс ΡδνΡ относится к взаимодействию продольных и поперечных волн, при котором генерируется продольная волна.
В соответствии с определенными аспектами этого раскрытия изображение отношения скоростей продольной и поперечной волн можно построить следующим образом. Когда один из источников генерирует продольную волну (Р-волну) с частотой ί1 и другой источник генерирует вертикально поляризованную поперечную волну с частотой ί2 и обе волны направляются к определенному объему смешения, то, как показано на фиг. 6, направление распространения третьей продольной волны (Р-волны) с разностной частотой ί4=ί1-ί2 определяется средним отношением νρ/νβ в естественном залегании пород в зоне смешения, подчиняющимся правилам выбора На основании измерений сигнала на решетке 145 трехкомпонентных приемников из фиг. 2 или 3 можно определять направление этой третьей волны и таким образом, можно вычислять отношение νρ/νβ в естественном залегании зоны смешения. Если пучок и плоскую волну сканировать по азимуту и углу наклона, сохраняя необходимый угол сходимости, можно получать локализованное круговое и радиальное трехмерное изображение отношения νρ/ν 5 в естественном залегании пород, окружающих буровую скважину. Перемещая весь узел вверх и вниз по стволу буровой скважины, можно получать повторные трехмерные изображения отношения νρ/ν 5 в естественном залегании пород, окружающих буровую скважину. Образуя взвешенную сумму этих повторных изображений, путем последующей компьютерной обработки можно выполнять построение конечного изображения νρ/νβ в естественном залегании пород, окружающих всю буровую скважину. Как вариант можно делать несколько спусков в скважину при различных расстояниях между корпусами прибора.
В некоторых аспектах этого раскрытия альтернативное определение отношения νΡ/νβ получают, сканируя отношение ί1/ί2 частот первичных пучков. На фиг. 6 показана геометрия взаимодействия двух пучков, таких как пучки, генерируемые в конфигурации из фиг. 1, которые можно анализировать, используя векторную математику и тригонометрию, описанные выше. Длины к1 и к2 векторов к1 и к2 определяются отношением их соответствующих частот и скоростей. Как показано на фиг. 6, угол φ возврата является функцией ί1/ί2, отношения νρ/νβ и угла θ пересечения двух первичных пучков. Кроме того, физические правила выбора обеспечивают возможность возбуждения третьей волны при конкретных комбинациях ί1/ί2, отношения νρ/νβ и угла θ пересечения, таких как в примере, показанном на фиг. 5.
При использовании символа г для отношения νρ/νβ и членов, определенных на фиг. 6, величина к3 вектора к3 дается векторной суммой к1 и -к2, т.е.
=| - к2 |=
а также теоремой косинусов, которая гласит, что к2 = к? — к2 — 2кгк2 соз Θ .
Объединение двух уравнений и подстановка ί1/νρ вместо к1 и ί2/νβ вместо к2 приводит к формули- 7 025019 ровке геометрических условий, налагаемых правилами выбора. Квадратичное уравнение — г2 - 2 соз вг - — + 2 = 0 можно решить относительно г, отношения Ур/У8 для зоны смешения.
Это приводит к неограничивающему альтернативному способу измерения отношения Ур/У5 в естественном залегании конкретной области смешения в соответствии со следующей последовательностью:
a) запись стандартной каротажной диаграммы с акустическими волновыми сигналами для определения Ур и У8 вблизи ствола скважины, чтобы регистрировать данные для оценивания разности фаз между соседними элементами в фазированной решетке источников, чтобы направлять пучки примерно в угле сходимости для геометрии планируемого измерения;
b) направление источников продольной волны и вертикально поляризованной поперечной волны для сходимости при управляемом угле θ и смешение в конкретной области пространства, окружающего буровую скважину;
c) изменение ί2 при фиксации ί] и измерение амплитуды принимаемого сигнала на разностной частоте ίί-ί2 на датчиках в буровой скважине;
ά) идентификация частоты, при которой сигнал каждого приемника в решетке доходит до величины максимальной амплитуды; и
е) определение углов θ и φ на основании геометрии источников и приемников.
Путем качания пучков по углу наклона, вращения по азимуту и перемещения всего узла вверх и вниз по стволу буровой скважины и повторения приведенной выше процедуры детально исследуют отношение Ур/У8 для трехмерного объема вокруг буровой скважины и благодаря этому могут быть получены трехмерные изображения отношения Ур/У 8 в естественном залегании пород, окружающих буровую скважину.
Способами, описанными выше, предоставляются преимущества, заключающиеся в том, что разностная частота ίί-ί2 является очень конкретной, что позволяет выполнять спектральный анализ для повышения отношения сигнала к шуму в результатах измерений. Кроме того, при одновременном пропорциональном изменении обеих частот ίί и ί2 по линейному закону, получающийся сигнал разностной частоты ίί -ί2 также будет хорошо определенным сигналом с линейной частотной модуляцией. Изменяющийся во времени код может включать в себя одно или несколько из изменений амплитуды, изменения частоты и/или изменения фазы первого, второго пучка или обоих, первого и второго, пучков или волн. Третья разностная волна может иметь широкую полосу частот, если качание одной из первичных частот происходит в диапазоне частот при сохранении отношения частот фиксированным. Поэтому качание частоты ί2-ίί третьего результирующего пучка будет происходить в широком диапазоне частот при сохранении одного и того же направления. Это позволяет повышать отношение сигнала к шуму стандартной автокорреляцией сигнала с линейной частотной модуляцией или кодированного сигнала.
Поскольку волновой вектор к3=к1-к2 является хорошо определенным, различение на фоне шума сигнала регистрируемой третьей волны от приемников 135 можно дополнительно улучшать путем использования трехкомпонентных приемников в буровой скважине. Сигналы из трех составляющих можно регулировать для получения конкретной направленности таким способом, как анализ диаграммы смещения частиц.
В некоторых аспектах настоящего раскрытия отношение сигнала к шуму можно повышать повторением изложенных выше этапов при обратной полярности (при сдвиге фазы на 180°) и сложением результатов. Возвращающийся сигнал разностной частоты будет добавляться когерентно, поскольку его амплитуда пропорциональна произведению амплитуд двух первичных волн и поэтому не будет в обратной полярности, когда полярность первичного источника изменяется на обратную, тогда как любые линейные шумы, создаваемые в системе первичными волнами, будут в обратной полярности и будут компенсироваться при сложении.
Можно придумать варианты способов с различными неисключительными сочетаниями пучков и волн. В качестве неограничивающего примера способ формирования изображений путем компьютерной обработки акустических и сейсмических сигналов включает в себя следующие этапы. Сначала выполняют спектральный анализ частотного состава регистрируемой третьей волны и применяют правила выбора сигнала разностной частоты, чтобы выделить сигнал третьей волны, генерируемый в соответствии с нелинейным процессом смешения. В случае, когда датчики включают в себя трехкомпонентные геофоны, для определения направления третьей волны, приходящей в буровую скважину, используют способы ориентации. При продолжении способа анализируют амплитуду регистрируемой третьей волны как функцию отношения частот первичных смешивающихся волн и определяют место смешения, в котором возникают сигналы третьей волны, на основании правил выбора неколлинеарного смешения в нелинейных средах, волновых чисел первого и второго пучков и третьей волны и местоположений двух источников пучков и решетки датчиков. При продолжении способа создают сейсмограммы, определяемые взаимной корреляцией принимаемых сигналов с излучаемыми сигналами с линейной частотной модуляцией для каждого сочетания источник-приемник. При продолжении способа выполняют построение трехмер- 8 025019 ных изображений во времени или по глубине, или как во времени, так и по дистанции, с использованием всего массива данных, чтобы получать трехмерные изображения нелинейных свойств формации, окружающей буровую скважину. Способы формирования изображений на основании сейсмограмм являются известными, например, НШ и соавторы предложили общую методологию для специального случая построения изображений на основании пучков, указанный источник включен в эту заявку путем ссылки.
Еще один вариант неограничивающего способа построения изображения показан на фиг. 7, на которой отражен случай взаимодействий узкого 705 и широкого (с большим раскрывом) 710 пучков. С учетом модели гладкого фона для Ур и Уз в исследуемом объеме применение правил выбора делает возможным геометрическое отображение энергии, обнаруживаемой на местах 735 нахождения приемников, на зоны 730 смешения вдоль узкого пучка. Поэтому изображение во временной области нелинейного свойства можно построить вдоль узкого пучка. При вращении по азимуту и перемещении узла вдоль буровой скважины во временной области можно построить трехмерное изображение объема, центрированного относительно буровой скважины. Последовательное повторение измерения при различных наклонах пучков и изменении отношения α частот ί1 и £2 дает набор трехмерных изображений во временной области. Эта избыточность в построении изображений обеспечивает дополнительную детализацию модели гладкого фона и трехмерного изображения в пространственной области.
Было обнаружено, что нелинейные параметры пород связаны с рядом важных параметров коллектора углеводородов, таких как изменения насыщения газом, нефтью и водой, эффективное напряжение, плотность трещин и минералогическое содержание. Например, см. Озйоузку и 1оЬизои, 2001, источник включен в описание путем ссылки. В некоторых аспектах этого раскрытия трехмерные изображения нелинейных свойств, построенные этим способом, преобразуют для получения количественной информации о распределении этих свойств вокруг ствола скважины во время регистрации. Кроме того, последовательные повторения этого способа используют для обнаружения изменений свойств коллектора с течением времени для решения задач мониторинга.
Записи принимаемых волновых сигналов обрабатывают для формирования изображения нелинейных характеристик формации. Направленность пучка и время пролета, используя которые можно фиксировать места, где возбуждаются рассеиваемые волны, отличают этот способ от обычных способов построения акустических изображений с использованием ненаправленных монопольных и дипольных источников.
Хотя с целью иллюстрации изобретение было подробно описано на основании осуществлений, считающихся в настоящее время наиболее практичными и предпочтительными, должно быть понятно, что такие подробности приведены исключительно с этой целью и что изобретение не ограничено раскрытыми осуществлениями, а наоборот, предполагается охватывающим модификации и эквивалентные компоновки, которые находятся в рамках сущности и объема прилагаемой формулой формулы. В качестве дальнейшего примера должно быть понятно, что в настоящем изобретении предполагается возможным объединение, по мере возможности, одного или нескольких признаков одного осуществления с одним или несколькими признаками из любого другого осуществления.

Claims (34)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ формирования трехмерных изображений нелинейных свойств удаленной области породной формации, окружающей буровую скважину, с использованием транспортируемого каротажного прибора, содержащий этапы, на которых размещают первый источник в буровой скважине и генерируют упругие волны на первой частоте; размещают второй источник в буровой скважине и генерируют упругие волны на второй частоте, при этом упругие волны на первой и второй частотах пересекаются в зоне смешения, расположенной на расстоянии от буровой скважины;
    принимают решеткой датчиков в буровой скважине третью упругую волну с частотой, равной разности между первой и второй частотами, и направлением распространения к буровой скважине, создаваемую в соответствии с процессом неколлинеарного смешения в нелинейной зоне смешения;
    задают местоположение зоны смешения на основании угла наклона, азимута угла и продольного положения первого и второго источников, направления третьей волны и правил выбора, определяющих неколлинеарное смешение в акустически нелинейной среде;
    регистрируют амплитуду третьей упругой волны и положение зоны смешения, в которой возникает третья волна;
    создают трехмерные изображения нелинейных свойств, используя зарегистрированные данные амплитуды третьей упругой волны и положения зоны смешения, данные при повторении генерирования, приема и идентификации по множеству азимутов, углов наклона и продольных положений в буровой скважине.
  2. 2. Способ по п.1, в котором первый и второй источники выполняют с возможностью генерирования упругих волн, выбранных из группы, состоящей из управляемых пучков, волн с ограниченной направленностью и их сочетаний.
    - 9 025019
  3. 3. Способ по п.2, в котором упругие волны, которые распространяются обратно к буровой скважине, возникают вследствие нелинейных взаимодействий в области, удаленной от буровой скважины, волн от первого источника, который выполнен с возможностью генерирования одной из продольных или поперечных упругих волн на первой частоте, и от второго источника, который выполнен с возможностью генерирования одной из продольных или поперечных упругих волн на второй частоте.
  4. 4. Способ по п.2, в котором первый и второй источники представляют собой решетку источников.
  5. 5. Способ по п.2, в котором первый источник, второй источник и решетку датчиков размещают на общем приборном корпусе транспортируемого каротажного прибора или на отдельных корпусах приборов, которые можно перемещать независимо вдоль продольной оси буровой скважины транспортируемого каротажного прибора.
  6. 6. Способ по п.2, в котором решетка датчиков содержит трехкомпонентные датчики, прижатые к стенке буровой скважины.
  7. 7. Способ по п.2, содержащий концентрирование волн на первой частоте и/или волн на второй частоте по заданным азимуту и углу наклона относительно продольной оси буровой скважины.
  8. 8. Способ по п.2, содержащий генерирование волны на второй частоте в диапазоне частот £2 вида £2=α£ι и качание значений α.
  9. 9. Способ по п.8, содержащий повторение концентрирования волн на второй частоте по заданным азимуту и углу наклона относительно продольной оси буровой скважины, генерирования волн на второй частоте в диапазоне частот £2 вида £2=α£ι и качания значений α после поворота второго источника до заданного азимута относительно продольной оси буровой скважины.
  10. 10. Способ по п.8, содержащий повторение концентрирования волн на второй частоте по заданным азимуту и углу наклона относительно продольной оси буровой скважины, генерирования волн на второй частоте в диапазоне частот £2 вида ί2=α£1 и качания значений α после поворота второго источника до заданного азимута относительно продольной оси буровой скважины, после перемещения источников и/или решетки датчиков вдоль продольной оси буровой скважины.
  11. 11. Способ по п.8, содержащий повторение с обратной полярностью концентрирования волн на второй частоте по заданным азимуту и углу наклона относительно продольной оси буровой скважины, генерирования волны на второй частоте в диапазоне частот £2 вида ί2=α£1 и качания значений α после поворота второго источника до заданного азимута относительно продольной оси буровой скважины, после перемещения источников и решетки датчиков вдоль продольной оси буровой скважины.
  12. 12. Способ по п.8, 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.
  13. 13. Способ по п.8, содержащий линейную частотную модуляцию или кодирование или линейную частотную модуляцию и кодирование акустических волн, излучаемых первым или вторым источником или обоими источниками.
  14. 14. Способ по п.8, содержащий модуляцию амплитуды, фазы, периода или любого их сочетания акустических волн на первой частоте или акустических волн на второй частоте.
  15. 15. Устройство для формирования трехмерных изображений нелинейных свойств подлежащей исследованию области в породной формации, окружающей буровую скважину, используемое с транспортируемым каротажным прибором, при этом устройство содержит первый источник, размещенный в буровой скважине и выполненный с возможностью генерирования упругих волн на первой частоте;
    второй источник, размещенный в буровой скважине и выполненный с возможностью генерирования упругих волн на второй частоте, при этом волны на первой и второй частотах пересекаются в месте, находящемся на расстоянии от буровой скважины;
    решетку датчиков, выполненную с возможностью приема третьей упругой волны, когда нелинейные свойства подлежащей исследованию области породной формации приводят к созданию в соответствии с процессом смешения третьей упругой волны, имеющей частоту, равную разности между первой и второй частотами, и направление распространения к буровой скважине;
    средство для регистрации амплитуды третьей упругой волны;
    средство для задания местоположения зоны смешения на основании угла наклона, азимута и продольного положения первого и второго источников, направления третьей волны и правил выбора, определяющих неколлинеарное смешение в акустически нелинейной среде; и средство формирования трехмерных изображений на основании, отчасти, свойств принимаемой третьей упругой волны, включая амплитуду третьей упругой волны, и размещения первого и второго источников, включая угол наклона, азимут и продольное положение первого и второго источников.
  16. 16. Устройство по п.15, дополнительно содержащее средство передачи данных вверх по стволу скважины по каротажному кабелю спускаемого на кабеле прибора.
  17. 17. Устройство по п.15, в котором первый и второй источники выполнены с возможностью генери- 10 025019 рования упругих волн, выбранных из группы, состоящей из управляемых пучков, волн с ограниченной направленностью и их сочетаний.
  18. 18. Устройство по п.17, в котором первый и второй источники выполнены с возможностью генерирования продольных или поперечных упругих волн.
  19. 19. Устройство по п.15, в котором первый и второй источники представляют собой решетку источников.
  20. 20. Устройство по п.15, в котором первый источник, второй источник и решетка датчиков размещены на общем приборном корпусе транспортируемого каротажного прибора или отдельных корпусах прибора, которые могут перемещаться независимо вдоль продольной оси буровой скважины с транспортируемым каротажным прибором.
  21. 21. Устройство по п.15, в котором 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.
  22. 22. Устройство по п.17, в котором азимут и угол наклона относительно продольной оси буровой скважины направлений распространения волн, генерируемых одним или обоими источниками, могут регулироваться.
  23. 23. Устройство по п.15, в котором решетка датчиков и источники размещены с возможностью перемещения совместно или независимо вдоль продольной оси буровой скважины.
  24. 24. Устройство по п.15, в котором первый источник расположен на первом корпусе прибора, второй источник расположен на втором корпусе прибора и решетка датчиков расположена на корпусе прибора с датчиками, причем первый корпус прибора, второй корпус прибора и корпус прибора с датчиками выполнены с возможностью изменения расстояния между источниками и решеткой датчиков для получения множества радиальных сканирований.
  25. 25. Устройство по п.15, в котором первый источник расположен на первом корпусе прибора, причем первый корпус прибора, второй корпус прибора выполнены с возможностью изменения расстояния между первым и вторым источниками для получения множества радиальных сканирований.
  26. 26. Устройство по п.15, в котором второй источник выполнен с возможностью регулирования диапазона частот ί2 вида ί2=αίι, качания значений α при заданном местоположении буровой скважины.
  27. 27. Устройство по п.17, в котором любая из первой и второй волн или обе волны являются волнами с линейной частотной модуляцией или кодированными или как с линейной частотой модуляцией, так и кодированными.
  28. 28. Устройство по п.27, в котором первая или вторая волна является модулированной, а модуляция выбрана из группы, состоящей из амплитуды, фазы, периода или любого их сочетания.
  29. 29. Устройство по п.15, дополнительно содержащее первый процессор, выполненный с возможностью управления возбуждением первым и вторым источниками повторно соответствующими сигналами от первого и второго источников в противоположной полярности в каждом положении, связанном с единственными азимутом, углом наклона и продольным положением.
  30. 30. Реализуемый компьютером способ выполнения обработки третьей волны, генерируемой в результате процесса трехволнового смешения двух неколлинеарных первичных пучков или волн в удаленной нелинейной области формации, окружающей буровую скважину, и регистрируемой в буровой скважине, для получения трехмерных изображений нелинейных свойств формации, окружающей буровую скважину, включает анализ частотного состава регистрируемой третьей волны путем спектрального анализа и выбор сигнала, соответствующего разностной частоте, для выделения сигнала третьей волны, генерируемого в соответствии с процессом нелинейного смешения;
    анализ амплитуды регистрируемой третьей волны как функции отношений частот первичных смешивающихся пучков или волн и заданного 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 анализа третьей упругой волны, обнаруживаемой на решетке датчиков; и построение изображения, относящегося ко всему массиву данных, для получения трехмерных изображений во времени и по дистанции нелинейных свойств формации, окружающей буровую скважину.
  31. 31. Реализуемый компьютером способ по п.30, дополнительно содержащий определение местоположения нелинейной области, где происходит процесс смешения.
  32. 32. Реализуемый компьютером способ по п.30, в котором первый и второй источники выполняются с возможностью генерирования упругих волн, выбранных из группы, состоящей из управляемых пучков, волн с ограниченной направленностью и их сочетаний.
  33. 33. Реализуемый компьютером способ по п.30, дополнительно содержащий определение направления третьей волны, падающей на буровую скважину, если датчики включают в себя трехкомпонентные геофоны.
    - 11 025019
  34. 34. Реализуемый компьютером способ по п.30, 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.
EA201171254A 2009-04-16 2010-04-16 Система и способ для создания трехмерных изображений нелинейных акустических свойств в области, удаленной от буровой скважины EA025019B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US17007009P 2009-04-16 2009-04-16
US12/463,802 US8345509B2 (en) 2009-04-16 2009-05-11 System and method to create three-dimensional images of non-linear acoustic properties in a region remote from a borehole
PCT/US2010/031485 WO2010121200A1 (en) 2009-04-16 2010-04-16 System and method to create three-dimensional images of non-linear acoustic properties in a region remote from a borehole

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201171254A1 EA201171254A1 (ru) 2012-03-30
EA025019B1 true EA025019B1 (ru) 2016-11-30

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 Before (1)

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

Country Status (13)

Country Link
US (2) US8345509B2 (ru)
EP (2) EP2419762B1 (ru)
JP (2) JP5437479B2 (ru)
CN (3) CN104698498B (ru)
AR (2) AR076325A1 (ru)
AU (2) AU2010236139B2 (ru)
BR (2) BRPI1015009B1 (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
EP2433158B1 (de) * 2009-05-11 2022-11-23 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
US9046620B2 (en) * 2010-11-12 2015-06-02 Los Alamos National Security Llc System and method for investigating sub-surface features and 3D imaging of non-linear property, compressional velocity VP, shear velocity VS and velocity ratio VP/VS of a rock formation
WO2013151524A1 (en) * 2012-04-02 2013-10-10 Halliburton Energy Services, Inc. Vsp systems and methods representing survey data as parameterized compression, shear, and dispersive wave fields
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
AU2013352177A1 (en) 2012-11-27 2015-06-11 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
SG11201506052PA (en) 2013-02-22 2015-09-29 Curevac Gmbh Combination of vaccination and inhibition of the pd-1 pathway
US9823380B2 (en) * 2013-10-03 2017-11-21 Halliburton Energy Services, Inc. Compensated borehole and pipe survey tool with conformable sensors
US9927544B2 (en) * 2013-12-31 2018-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Rotating sensor mechanism for seismic while drilling sensors
US10307472B2 (en) 2014-03-12 2019-06-04 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
WO2018129497A1 (en) 2017-01-09 2018-07-12 Bioxcel Therapeutics, Inc. Predictive and diagnostic methods for prostate cancer
CN110462447A (zh) * 2017-02-08 2019-11-15 菲利普·蒂格 用于井眼周围的地层和水泥体积的方位中子孔隙度成像的方法和装置
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
BR112020018585A8 (pt) 2018-03-12 2022-12-06 Inst Nat Sante Rech Med Uso de mimeticos de restrição calórica para potencializar a quimioimunoterapia para o tratamento de câncer
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
CN113396160A (zh) 2018-09-19 2021-09-14 国家医疗保健研究所 治疗对免疫检查点疗法具有抗性的癌症的方法和药物组合物
WO2020070053A1 (en) 2018-10-01 2020-04-09 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
US20220018828A1 (en) 2018-11-28 2022-01-20 Inserm (Institut National De La Santé Et La Recherche Médicale Methods and kit for assaying lytic potential of immune effector cells
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
US20220047556A1 (en) 2018-12-17 2022-02-17 INSERM (Institut National de la Santé et de la Recherche Médicale) 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
WO2020201362A2 (en) 2019-04-02 2020-10-08 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
EP3956446A1 (en) 2019-04-17 2022-02-23 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
GB2597224B (en) 2019-08-30 2024-01-31 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
MX2022014943A (es) 2020-05-26 2023-03-08 Inst Nat Sante Rech Med Polipéptidos de coronavirus 2 causante del síndrome respiratorio agudo severo (sars-cov-2) y usos de los mismos para propositos de vacuna.
US20220132240A1 (en) * 2020-10-23 2022-04-28 Alien Sandbox, LLC Nonlinear Mixing of Sound Beams for Focal Point Determination
WO2022101302A1 (en) 2020-11-12 2022-05-19 INSERM (Institut National de la Santé et de la Recherche Médicale) 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
EP4322938A1 (en) 2021-04-14 2024-02-21 Institut National de la Santé et de la Recherche Médicale (INSERM) 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
KR20240103030A (ko) 2021-11-17 2024-07-03 인스티튜트 내셔날 드 라 싼테 에 드 라 리셰르셰 메디칼르 범용 사르베코바이러스 백신
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
EP1410072A4 (en) * 2000-10-10 2005-08-31 Exxonmobil Upstream Res Co METHOD FOR MEASURING THE PROPERTIES OF FORMING A BOREHOLE
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

Also Published As

Publication number Publication date
JP2012524271A (ja) 2012-10-11
EP2419762A1 (en) 2012-02-22
EA201171254A1 (ru) 2012-03-30
CN102395903A (zh) 2012-03-28
AR076325A1 (es) 2011-06-01
US8289808B2 (en) 2012-10-16
JP5437479B2 (ja) 2014-03-12
CN102395904A (zh) 2012-03-28
BRPI1014033B1 (pt) 2021-01-26
MY184038A (en) 2021-03-17
MX2011010690A (es) 2011-11-04
AU2010236226B2 (en) 2013-12-05
AU2010236139B2 (en) 2013-09-05
CA2758959C (en) 2017-10-03
US20100265795A1 (en) 2010-10-21
WO2010121200A1 (en) 2010-10-21
EP2419763B1 (en) 2015-05-20
AR076326A1 (es) 2011-06-01
ES2546409T3 (es) 2015-09-23
CA2758959A1 (en) 2010-10-21
EP2419763A1 (en) 2012-02-22
EA021800B1 (ru) 2015-09-30
ES2539597T3 (es) 2015-07-02
CN104698498A (zh) 2015-06-10
CN102395904B (zh) 2015-07-22
BRPI1015009B1 (pt) 2020-02-11
AU2010236226A1 (en) 2011-11-10
EA201171255A1 (ru) 2012-05-30
AU2010236139A1 (en) 2011-10-27
MX2011010553A (es) 2011-10-19
CA2758938C (en) 2016-06-21
CA2758938A1 (en) 2010-10-21
JP2012524272A (ja) 2012-10-11
EP2419762B1 (en) 2015-08-19
CN104698498B (zh) 2017-06-20
JP5625042B2 (ja) 2014-11-12
US8345509B2 (en) 2013-01-01
US20100265794A1 (en) 2010-10-21
CN102395903B (zh) 2015-01-28
BRPI1015009A2 (pt) 2016-04-12
WO2010121202A1 (en) 2010-10-21
BRPI1014033A2 (pt) 2016-04-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA025019B1 (ru) Система и способ для создания трехмерных изображений нелинейных акустических свойств в области, удаленной от буровой скважины
US8116167B2 (en) Method and system for generating a beam of acoustic energy from a borehole, and applications thereof
US9110179B2 (en) Integrated system for investigating sub-surface features of a rock formation
US20140104979A1 (en) Ground-Penetrating Tunnel-Detecting Active Sonar
Ben et al. Field validation of imaging an adjacent borehole using scattered P-waves
AU2013204299B2 (en) System and method to estimate compressional to shear velocity (Vp/Vs) ratio in a region remote from a borehole
Guigné et al. Imaging into the Seabed

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

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): RU