FR3058180A1 - Determination en temps reel de la lenteur de la boue, du type de formation, et des pointes de lenteur monopolaire dans des applications en fond de puits - Google Patents

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Abstract

Un système de diagraphie acoustique identifie les types de formations d'hydrocarbures par un procédé de détermination de la lenteur des ondes de boue contrainte par un modèle en temps réel à l'aide d'ondes guidées provenant du trou de forage. Le système combine également le traitement des données de différentes techniques de traitement des formes d'ondes acoustiques à l'aide d'une procédure de partage des informations, par exemple, l'utilisation de données de sources monopolaires et de données de sources dipolaires, pour améliorer davantage les résultats du traitement et pour obtenir des réponses de lenteur de cisaillement en temps réel plus stables et plus fiables.

Description

® RÉPUBLIQUE FRANÇAISE
INSTITUT NATIONAL DE LA PROPRIÉTÉ INDUSTRIELLE
COURBEVOIE © N° de publication :
(à n’utiliser que pour les commandes de reproduction) (© N° d’enregistrement national
058 180
59225 © Int Cl8 : E 21 B 47/00 (2017.01)
DEMANDE DE BREVET D'INVENTION
A1
©) Date de dépôt : 03.10.17. © Demandeur(s) : HALLIBURTON ENERGY SERVICES,
© Priorité : 03.11.16 IB WOUS2016060367. INC. — US.
@ Inventeur(s) : WANG RUIJIA, CHANG CHUNG et
SUN BAICHUN.
(43) Date de mise à la disposition du public de la
demande : 04.05.18 Bulletin 18/18.
©) Liste des documents cités dans le rapport de
recherche préliminaire : Ce dernier n'a pas été
établi à la date de publication de la demande.
(© Références à d’autres documents nationaux © Titulaire(s) : HALLIBURTON ENERGY SERVICES,
apparentés : INC..
©) Demande(s) d’extension : (© Mandataire(s) : GEVERS & ORES Société anonyme.
04) DETERMINATION EN TEMPS REEL DE LA LENTEUR DE LA BOUE, DU TYPE DE FORMATION, ET DES POINTES DE LENTEUR MONOPOLAIRE DANS DES APPLICATIONS EN FOND DE PUITS.
FR 3 058 180 - A1 _ Un système de diagraphie acoustique identifie les types de formations d'hydrocarbures par un procédé de détermination de la lenteur des ondes de boue contrainte par un modèle en temps réel à l'aide d'ondes guidées provenant du trou de forage. Le système combine également le traitement des données de différentes techniques de traitement des formes d'ondes acoustiques à l'aide d'une procédure de partage des informations, par exemple, l'utilisation de données de sources monopolaires et de données de sources dipolaires, pour améliorer davantage les résultats du traitement et pour obtenir des réponses de lenteur de cisaillement en temps réel plus stables et plus fiables.
DETERMINATION EN TEMPS REEL DE LA LENTEUR DE LA BOUE, DU TYPE DE FORMATION, ET DES POINTES DE LENTEUR MONOPOLAIRE DANS DES
APPLICATIONS EN FOND DE PUITS
DOMAINE DE LA DIVULGATION
La présente divulgation concerne, d'une manière générale, la diagraphie en fond de puits et, plus spécifiquement, des procédés de détermination en temps réel de la lenteur de la boue et du type de formation, ainsi que l'optimisation du pointage de la lenteur des ondes de cisaillement réfractées monopolaires.
CONTEXTE DE L’INVENTION
La collecte d'informations relatives aux conditions en fond de puits, qui est habituellement appelée « diagraphie », peut être effectuée à l'aide de plusieurs procédés, notamment la diagraphie en cours de forage (« LWD ») et la diagraphie par ligne câblée. Les outils de diagraphie acoustique de fond de puits sont souvent utilisés pour acquérir diverses caractéristiques des formations terrestres traversées par le trou de forage. Dans de tels systèmes, des formes d'ondes acoustiques sont générées à l'aide d'un transmetteur, et les réponses acoustiques sont reçues à l'aide d'un ou plusieurs réseaux de récepteurs. Les données acquises sont alors utilisées pour déterminer les lenteurs (vitesses) de la formation et du fluide de trou de forage, qui peuvent être utilisées pour calculer les caractéristiques telles que la porosité, le rapport de Poisson, le module de Young et le module de compressibilité de la formation ou du fluide de trou de forage. Ces caractéristiques peuvent être utiles dans la planification de puits et l'évaluation du ciment ou de la formation ; par exemple, pour orienter les canons de perforation ou évaluer la stabilité du puits de forage.
Les ondes du trou de forage générées par une source d'impulsions sont constituées de multiples ondes guidées compliquées se déplaçant le long du trou de forage entouré par une roche. Pour extraire les mesures de lenteur de ces mouvements ondulatoires mixtes, tels que la lenteur des ondes de compression (« DTC ») et la lenteur des ondes de cisaillement (« DTS »), ou la lenteur des ondes de cisaillement à partir des ondes hélicoïdales basse fréquence en cas de LWD, une carte de cohérence 2D est généralement utilisée à de telles fins. Cependant, l'identification et le pointage correct de ces modes ondulatoires cibles d'après la carte 2D sont difficiles, puisqu'il est souvent nécessaire de gérer le faible rapport signal/bruit (« SNR »), les interférences des autres modes ondulatoires, tels que fonde P de fuite, les ondes induites par les outils, les ondes de Stoneley, les ondes provenant de la route dues aux mouvements des outils, ou les alias de ces modes sur la carte de cohérence 2D. Toutes ces raisons peuvent contribuer à un champ d'ondes compliqué du trou de forage, réduisant ainsi la capacité d'obtenir des pointés de lenteur corrects, simples et automatiques en temps réel.
De plus, l'un des principaux défis du traitement des données acoustiques est que le processeur de signaux ne sait pas si la formation est dure ou tendre (à savoir, type de formation), alors que les caractéristiques des ondes de trou de forage sont assez différentes pour ces deux types de formations. Généralement, le système nécessite une entrée utilisateur si des ondes de cisaillement existent. Dans le traitement en temps réel, la tâche devient encore plus difficile puisqu'il n'existe aucune interaction homme-ordinateur. Souvent, le traitement conventionnel des données de forme d'onde acquises à l'aide d'un seul type de source (par exemple, source monopolaire) est difficile à distinguer si les ondes après les ondes de compression réfractées sont des ondes de cisaillement, des ondes de boue, des ondes P de fuite, des ondes de Stoneley ou des ondes pseudo-Rayleigh haute fréquence. De telles possibilités multiples conduisent à la situation où le système ne peut pas automatiquement pointer et identifier les ondes de cisaillement.
BRÈVE DESCRIPTION DES FIGURES
La figure 1 illustre un outil acoustique qui peut être utilisé pour effectuer certains procédés illustratifs de la présente divulgation ;
La figure 2A est un organigramme d'un procédé de diagraphie acoustique permettant de déterminer la lenteur des ondes de boue et d'identifier le type élastique de la formation en effectuant un traitement de la dispersion des ondes guidées provenant du trou de forage, selon certains procédés illustratifs de la présente divulgation ;
La figure 2B est un organigramme d'un procédé de traitement de la dispersion au niveau du bloc 204 de la figure 2A, selon certains procédés illustratifs de la présente divulgation ;
La figure 3 est un organigramme d'un procédé qui applique la lenteur des ondes de boue et les types de formation pour contraindre le pointage de la lenteur des ondes de cisaillement réfractées, selon certains procédés illustratifs de la présente divulgation ;
La figure 4 est une représentation sous forme de diagramme d'un module de traitement monopolaire (traitement des ondes réfractées) et d'un module de traitement dipolaire (traitement des ondes guidées) ;
La figure 5 est un organigramme d'un procédé destiné à combiner le traitement des données monopolaires et dipolaires par échange des résultats, selon certains procédés illustratifs de la présente divulgation ;
La figure 6 est un organigramme pour un procédé destiné à combiner le traitement des données monopolaires et dipolaires par échange des résultats pour différentes acquisitions de formes d'ondes, selon certains procédés illustratifs de la présente divulgation ;
La figure 7 est un graphe illustrant un exemple d'estimation simultanée de la lenteur des ondes de cisaillement, de la lenteur des ondes de Scholte, et de lenteur de la boue à partir des ondes de flexion provenant du trou de forage générées par une source dipolaire, selon certains procédés illustratifs de la présente divulgation ;
La figure 8 est une représentation sous la forme d'un histogramme de la lenteur de la boue pour une zone de puits générée selon certains procédés illustratifs de la présente divulgation ;
La figure 9 présente un exemple d'utilisation de la lenteur des ondes de boue, de la DTC, du temps de parcours des ondes de compression, et du type élastique de la formation îo pour contraindre le pointage de la lenteur des ondes de cisaillement réfractées monopolaires, selon certains procédés illustratifs de la présente divulgation ;
La figure 10A illustre un outil de diagraphie sonique/acoustique utilisé dans une application LWD, selon certains modes de réalisation illustratifs tels que décrits dans le présent document ; et
La figure 10B illustre un outil de diagraphie sonique/acoustique utilisé dans une application de ligne câblée selon certains modes de réalisation illustratifs tels que décrits dans le présent document.
DESCRIPTION DES MODES DE RÉALISATION ILLUSTRATIFS
Les modes de réalisation illustratifs ainsi que les procédés associés de la présente divulgation sont décrits ci-dessous tels qu'ils peuvent être employés dans les procédés et les systèmes de détermination en temps réel de la lenteur de la boue et du type de formation, et pour optimiser le pointage de la lenteur des formes d'ondes acoustiques. Dans un souci de clarté, toutes les caractéristiques d'une mise en œuvre ou d'une méthodologie réelle ne sont pas décrites dans la présente description. On comprendra bien sûr que, dans le développement d'un tel mode de réalisation réel quelconque, de nombreuses décisions spécifiques à une mise en œuvre doivent être prises pour atteindre les objectifs spécifiques aux développeurs, tels que le respect des contraintes associées à un système et celles associées aux entreprises, qui devraient varier d'une mise en œuvre à une autre. De plus, on comprendra qu'un tel effort de développement puisse être complexe et chronophage, mais que celui-ci deviendrait néanmoins une tâche de routine pour un spécialiste ordinaire du domaine qui bénéficie de la présente divulgation. D'autres aspects et avantages des divers modes de réalisation et méthodologies associées de la présente divulgation deviendront évidents après la considération de la description et des dessins associés suivants.
Comme décrit dans le présent document, les systèmes et les procédés illustratifs de la présente divulgation fournissent un calcul de la lenteur de la boue et une détermination du type élastique de la formation en temps réel, outre l'optimisation des pointages de la lenteur des ondes de cisaillement. Comme mentionné précédemment, l'un des principaux défis du traitement des données acoustiques est que le système ne connaît pas le type de formation (à savoir, dure ou tendre). Par conséquent, le système a des difficultés à distinguer si les données de forme d'onde correspondent aux ondes de cisaillement, aux ondes de boue, aux ondes de Stoneley, etc.
Pour combler cette lacune, les modes de réalisation de la présente divulgation réduisent le nombre de possibilités de forme d'onde en identifiant tout d'abord le type de formation, à partir de quoi le système détermine alors les types de modes qui peuvent exister dans le train d'ondes complet. Pour relever les défis des approches conventionnelles, la présente divulgation fournit une séquence qui identifie automatiquement les types de formation par un procédé de détermination de la lenteur des ondes de boue contrainte par un modèle en temps réel à l'aide d'ondes guidées provenant d'un trou de forage. Cette divulgation combine également le traitement des données de différentes techniques de traitement des formes d'ondes acoustiques à l'aide d'une procédure de partage des informations, par exemple, l'utilisation de données de sources monopolaires et de données de sources dipolaires, pour améliorer davantage les résultats du traitement et pour obtenir des réponses de lenteur de cisaillement en temps réel plus stables et plus fiables.
Dans un procédé généralisé de la présente divulgation, un outil de diagraphie est déployé en fond de puits le long d'un trou de forage et des formes d'ondes acoustiques sont acquises. A l'aide des formes d'ondes acquises, le type de formation est déterminé comme étant une formation dure ou tendre. Les formations dures font référence à une lenteur des ondes de cisaillement de la formation inférieure à la lenteur des ondes de compression de la boue du trou de forage. Les formations tendres font référence à une lenteur des ondes de cisaillement de la formation supérieure à la lenteur des ondes de compression de la boue du trou de forage. Une fois que le type de formation est connu, le système identifie alors les pointés de lenteur, qui sont alors utilisés pour déterminer diverses caractéristiques de la formation. Ces avantages et autres avantages seront évidents pour un spécialiste ordinaire du domaine qui bénéficie de la présente divulgation.
La diagraphie acoustique est devenue un service de diagraphie de base pour l'exploration géophysique des trous de forage puisqu'elle fournit des informations utiles au géoscientifique et au pétrophysicien. Les outils de diagraphie acoustique ont progressé depuis les outils à un seul transmetteur et à double récepteur pour devenir les outils soniques en réseau modernes comportant différents types de sources et de récepteurs. La précision, la plage et la qualité des mesures ont été significativement augmentées, et la portée de l'application a également été étendue.
Plusieurs ondes guidées acoustiques existent dans un trou de forage rempli de fluide. Par exemple, une source monopolaire peut exciter une onde P réfractée dans un trou de forage, une onde S réfractée dans un trou de forage, des ondes pseudo-Rayleigh de différents ordres et des ondes de Stoneley si elle est présente dans un trou de forage à formation rapide. Une source monopolaire peut générer une onde P réfractée, une onde P de fuite et des ondes de Stoneley dans un trou de forage à formation lente. Une source dipolaire peut exciter une onde P réfractée dans un trou de forage, une onde S réfractée dans un trou de forage, et des ondes de flexion de différents ordres si elle est présente dans un trou de forage à formation rapide. Ces ondes se propagent le long de l'axe du trou de forage et sont toutes des ondes guidées provenant du trou de forage. Parmi toutes les ondes guidées, les ondes P et S réfractées provenant du trou de forage se propagent le long de l'axe du trou de forage à la vitesse des ondes de volume de la formation, et par conséquent ces deux types d'ondes sont utilisés pour extraire la lenteur des ondes de compression et de cisaillement de la formation
Par conséquent, les techniques conventionnelles de diagraphie acoustique sont confrontées à des défis importants en raison des environnements compliqués en fond de puits. Par exemple, il existe toujours de multiples modes dans les trains d'ondes complets monopolaires, notamment les ondes de compression réfractées, les ondes de cisaillement réfractées, les ondes de Stoneley, les ondes P de fuite, les ondes pseudo-Rayleigh et ainsi de suite. Si l'outil est excentré dans le puits de forage, il peut exister des ondes guidées additionnelles provenant du trou de forage d'ordres azimutaux supérieurs. Les existences de ces modes dépendent des types élastiques des formations. En d'autres termes, dans les différents types de formations, différents modes peuvent exister. Spécifiquement, dans le cas des formations tendres où la lenteur des ondes de cisaillement de la formation est supérieure à la lenteur des ondes de boue, les ondes de cisaillement réfractées et pseudo-Rayleigh ne sont pas présentes tandis que les ondes P de fuite sont généralement bien excitées quand les formes d'ondes sont enregistrées avec une source monopolaire et des récepteurs. Dans de telles formations, on ne peut pas extraire directement la lenteur des ondes de cisaillement des trains d'ondes. Pour cette raison, le pointage de la lenteur des ondes de cisaillement d'après les formes d'ondes monopolaires est difficile si l'on ne connaît pas les types de formation et, par conséquent, si l'on ne sait pas si des ondes de cisaillement sont présentes.
Le traitement conventionnel traite toujours les mesures des ondes réfractées dans le trou de forage et les mesures des ondes guidées comme deux différents types de mesures indépendantes. Par conséquent, les deux procédés de mesure distincts n'échangent pas d'informations qui imposeraient des contraintes les unes sur les autres. Par exemple, les approches conventionnelles peuvent traiter les données monopolaires indépendamment pour obtenir la lenteur des ondes de compression et de cisaillement réfractées, tout en traitant séparément les données de forme d'onde dipolaires pour obtenir la lenteur des ondes de cisaillement d'après les asymptotes des ondes de flexion basse fréquence. La lenteur des ondes de cisaillement de deux différents types de sources peut être adoptée conjointement pour confirmer les réponses.
Par conséquent, un traitement indépendant conventionnel fournit deux différentes réponses qui peuvent être utilisées pour se valider l'une l'autre. Cependant, un tel traitement indépendant peut conduire à la situation où les données ne sont pas entièrement utilisées. Par exemple, la DTC peut être facilement obtenue dans le traitement monopolaire, mais pas dans le traitement dipolaire ; cependant, la DTC est très utile dans la détermination de l'intervalle de traitement lenteur-fréquence pour l'analyse de la dispersion des ondes de flexion dipolaires. La lenteur de la boue est un autre paramètre important pour aider à déterminer la limite de la lenteur des ondes de cisaillement excitées par une source monopolaire. Néanmoins, sans une mesure distincte la lenteur de la boue ne peut être estimée que d'après le traitement des ondes guidées.
Au vu de ces défaillances dans les techniques conventionnelles, la présente divulgation fournit également des procédés pour combiner les données monopolaires et dipolaires, utilisant à la fois le traitement des ondes réfractées et le traitement de la dispersion, ce qui est bénéfique pour le traitement avancé des données par diagraphie sonique. Pour combiner le traitement des ondes réfractées et le traitement de la dispersion, la présente divulgation fournit une séquence bien conçue, qui garantit que les réponses de lenteur des sources monopolaires et dipolaires demeurent des solutions distinctes, et peuvent être utilisées pour se valider l'une l'autre. De plus, la présente divulgation fournit des séquences qui augmentent la fiabilité du traitement en combinant les deux sources.
Pour atteindre ces bénéfices, certains procédés illustratifs décrits dans le présent document échangent des résultats de traitement entre le traitement des ondes réfractées et le traitement des ondes guidées afin d'améliorer le produit de réponse tout en conservant également les deux procédés comme des solutions indépendantes de la diagraphie acoustique. Pour relever le défi de l'identification des types de formation, la présente divulgation fournit des procédés pour calculer la lenteur des ondes de boue en temps réel et, en outre, le type de formation peut être identifié en comparant la valeur de la lenteur de la boue et les estimations de la lenteur des ondes de cisaillement issues du traitement des ondes guidées provenant du forage.
Ensuite, le type de formation et la lenteur des ondes de boue sont communiqués au module de traitement monopolaire pour optimiser le pointage de la lenteur des ondes cle cisaillement réfractées.
Compte tenu de ce qui précède, la figure 1 illustre un outil acoustique qui peut être utilisé pour effectuer certains procédés illustratifs de la présente divulgation. D'une manière générale, l'outil de diagraphie acoustique 100 inclut de multiples transmetteurs 102 pour exciter différents modes de trou de forage et une section de réseau de récepteurs 104 qui capture les ondes acoustiques du trou de forage de différents ordres azimutaux. Les transmetteurs 102 incluent une source monopolaire 102a, une source dipolaire Y 102b, et une source dipolaire X îo 102c. Un tel système acoustique rend l'outil 100 capable d'obtenir la lenteur des ondes de compression et de cisaillement dans n'importe quels types de trou de forage et de formations. L'outil acoustique 100 peut être, par exemple, un outil Array Sonic Tool (« AST ») et un outil Xaminer® Sonic de Halliburton Energy Services, Inc. Il convient également de noter que dans certains modes de réalisation illustratifs l'outil 100 peut inclure des stations à récepteurs multiples 1 ...N où chaque station inclut plusieurs récepteurs azimutaux A-H comme illustré sur la figure 1. Finalement, les procédés décrits dans le présent document peuvent être appliqués dans toute variété de réseaux de récepteurs azimutaux ou autres configurations de récepteurs. De plus, l'outil 100 peut également inclure des sources dipolaires transverses, spécifiquement une source X ou une source Y, de manière à ce que les procédés décrits dans le présent document puissent être appliqués soit aux données dipolaires X soit aux données dipolaires Y.
La figure 2A est un organigramme d'un procédé de diagraphie acoustique 200 permettant de déterminer la lenteur des ondes de boue et d'identifier le type élastique de la formation en effectuant un traitement de la dispersion des ondes guidées provenant du trou de forage, selon certains procédés illustratifs de la présente divulgation. Après que l'outil de diagraphie acoustique a été déployé le long du trou de forage et que les impulsions acoustiques ont été utilisées, au niveau du bloc 202, les ondes guidées (par exemple, données de forme d'onde de flexion/hélicoïdale) sont acquises et entrées dans le système en vue du traitement. Au niveau du bloc 204, les dispersions modales théoriques sont extraites des données de forme d'onde moyennant quoi l'asymptote de la lenteur haute fréquence des données est estimée d'après une inversion de la dispersion sur toute la gamme de fréquence. Pour atteindre ceci, une variété de techniques de dispersion, comme par exemple un traitement des ondes dispersives provenant du trou de forage à l'aide d'une mise en correspondance automatique de la dispersion, peuvent être appliquées aux données de forme d'onde pour extraire une courbe de dispersion complète contrainte par la modélisation d'après la forme d'onde du réseau.
ιο
Pour effectuer le traitement au niveau du bloc 204, divers procédés illustratifs différents peuvent être appliqués. La figure 2B est un organigramme d'un procédé de traitement de la dispersion au niveau du bloc 204, selon certains procédés illustratifs de la présente divulgation. Au niveau du bloc 204A, les courbes de dispersion mesurées sont calculées d'après les formes d'ondes acquises à l'aide de tout procédé d'extraction de la dispersion souhaité. Au niveau du bloc 204B, les courbes de dispersion réelle ou théorique simplifiée sont calculées par modélisation directe. Dans certains procédés illustratifs, ces courbes de dispersion théorique peuvent être pré-calculées et sauvegardées dans la mémoire, puis rappelées si nécessaire au cours du traitement. Ensuite, au niveau du bloc 204C, un traitement d'inversion est effectué pour minimiser l'inadéquation entre les courbes de dispersion théorique et mesurée, et par conséquent les dispersions finales sont estimées d'après les courbes de dispersion théorique qui présentent le meilleur ajustement avec les dispersions mesurées. Au niveau du bloc 204D, les asymptotes de la lenteur des estimations de la dispersion sont déterminées, dans lequel les asymptotes basse fréquence désignent souvent la lenteur des ondes de cisaillement pour certaines ondes guidées et les asymptotes haute fréquence représentent la lenteur des ondes de Scholte.
En se référant à nouveau à figure 2A, comme abordé plus en détail ci-dessous, dans certains modes de réalisation alternatifs, la DTC du traitement monopolaire peut être appliquée au traitement de la dispersion des formes d'ondes guidées au niveau du bloc 205 pour ainsi contraindre la détermination du type de formation. Au niveau du bloc 206, la lenteur des ondes de Scholte est alors extraite des asymptotes de la lenteur basse fréquence des courbes de dispersion des ondes de flexion/hélicoïdales estimées à l'aide de :
D(fJ = bD(DTS,U,a· f„)+(l~b)DTS _ Éq.(l), où DTS représente la lenteur des ondes de cisaillement ; AU représente les asymptotes de la lenteur basse fréquence ; a et b désignent les paramètres optimaux pour le modèle simplifié ; s cisaillement représente la lenteur estimée des ondes de cisaillement issue du traitement de la dispersion; et ) représente les dispersions des ondes de flexion fondamentales qui sont élaborées avec plusieurs paramètres de base du modèle. Ce modèle de dispersion illustratif introduit deux paramètres d'allongement a et b pour compenser l'influence des paramètres inconnus, tels que les paramètres d'anisotropie ou d'invasion. Le paramètre a est adopté pour compenser les changements de l'axe de fréquence dus à l'influence des autres paramètres, tandis que le paramètre b est utilisé pour compenser les changements de l'axe de lenteur. Une combinaison de a et b décrit les influences de tous les autres paramètres sur les réponses de dispersion. Les paramètres a et b compensent toutes les erreurs qui sont générées par les facteurs de boue/formation inconnus, et les variables sont inversées en profondeur de manière incrémentale au cours du traitement.
En se référant toujours au procédé 200, la lenteur des ondes de boue (« DTM ») est calculée au niveau du bloc 208 à l'aide de la lenteur des ondes de Scholte selon l'équation analytique suivante :
2>2
DTM =
DT Sch
PmudaDTS*
Eq.(2) ou, oAdt^-dtc)
Eq(3), et β =(^-DTS2)
Eq(4), où DTM représente la lenteur de la boue ; DTC et DTS désignent la lenteur des ondes de compression et de cisaillement de la formation, respectivement ; DTsch représente la lenteur des ondes de Scholte ; et ^mud et PfrmL ,n représentent la densité de la boue et de la formation, respectivement. Dans le traitement en temps réel, la densité de la boue est une valeur fixe qui est déterminée d'après le type et la formule de la boue, ainsi que la température et la pression en fond de puits pour un puits spécifique. La densité de la formation est une courbe logarithmique qui est obtenue d'après la diagraphie de densité précédente. Si le diagramme de densité n'existe pas, dans certains procédés, quelques équations empiriques peuvent être utilisées pour relier la densité de la formation à certains diagrammes/paramètres connus, par exemple la
DTC et la DTS.
Une fois que la lenteur des ondes de Scholte est déterminée par l'asymptote de la lenteur haute fréquence des dispersions des ondes de flexion/hélicoïdales au niveau du bloc 208, la lenteur de la boue est alors déterminée à l'aide de l'Équation 2 ci-dessus. Dans certains procédés alternatifs, il convient de noter que la lenteur des ondes de Scholte et la lenteur des ondes de boue peuvent être déterminées à l'aide de l'asymptote de la lenteur haute fréquence des dispersions des ondes de Stoneley.
Après que la lenteur de la boue a été estimée au niveau du bloc 208, le type élastique de la formation est déterminé. Cette détermination peut être faite de diverses manières, notamment, par exemple, en comparant la lenteur des ondes de boue et l'estimation de la lenteur des ondes de cisaillement de la formation d'après les ondes guidées provenant du trou de forage. Par exemple, si la lenteur des ondes de cisaillement de la formation est supérieure à la lenteur des 10 ondes de boue, alors la formation est tendre ; autrement, la formation est dure. Comme évoqué précédemment, dans le présent document, une formation dure, également appelée formation rapide, fait référence à la lenteur des ondes de cisaillement de la formation qui est inférieure à la lenteur des ondes de boue tandis qu'une formation tendre, également appelée formation lente, fait référence à la lenteur des ondes de cisaillement de la formation qui est supérieure à la lenteur des ondes de boue. Dans certains procédés illustratifs, ces informations additionnelles peuvent être communiquées au module de traitement monopolaire pour déterminer si les ondes de cisaillement réfractées ou d'autres ondes existent sous la forme d'onde ou non. Ensuite, comme abordé plus en détail ci-dessous, le type de formation est appliqué pour identifier les pointés de lenteur utilisés pour identifier une variété de caractéristiques de la formation, comme par exemple la porosité, le rapport de Poisson, le module de Young et le module de compressibilité.
Dans certains procédés illustratifs de la présente divulgation, la DTM et les types de formation déterminés du procédé 200 peuvent être appliqués dans le traitement des données des ondes réfractées, qui en général est le traitement des ondes de cisaillement réfractées monopolaires reconnu par l'industrie (bien qu'un autre traitement puisse être utilisé). La figure 3 est un organigramme d'un procédé 300 qui applique la DTM et les types de formation pour contraindre le pointage de la lenteur des ondes de cisaillement réfractées (« DTRS »). Au niveau du bloc 302, d'après le type de formation (bloc 210), le système ou l'utilisateur détermine s'il est nécessaire d'extraire la DTRS. Par exemple, s'il s'agit d'une formation tendre, le bloc de calcul de la DTRS peut être omis (bloc 304) puisque dans un tel cas, la source monopolaire ne peut pas exciter les ondes de cisaillement réfractées qui pourraient être détectées. En cas de formation dure, le procédé passe au bloc 306 où l'extraction de la DTRS commence.
Au niveau du bloc 306, le temps de parcours des ondes de compression (« TTC ») et la lenteur des ondes de compression (« DTC ») d'après le traitement des ondes de compression monopolaires et la lenteur des ondes de boue (« DTM ») d'après le traitement des ondes guidées (bloc 208) sont combinés pour déterminer la plage de recherche de la lenteur des ondes de cisaillement. Il s'ensuit la règle physique selon laquelle si la DTRS existe, la DTS est toujours supérieure à la DTC et inférieure à la DTM :
,smin= DTC* 1.35
Eq.(5), et
Lna* =
Eq.(6).
où smi„ est la limite minimale de l'intervalle de recherche de la lenteur de la DTRS et smax est la limite maximale de l'intervalle de recherche de la lenteur de la DTRS. En outre, puisque la DTM ne change pas rapidement dans le puits, on peut supposer que la DTM est constante dans la section du système acoustique entier (de transmetteur à récepteur). Par conséquent, dans certains procédés illustratifs, la DTM est utilisée pour déterminer la limite supérieure du temps de parcours des ondes de cisaillement (« tmax »). La TTC est utilisée pour déterminer la limite inférieure du temps de parcours des ondes de cisaillement (« tmin ») comme étant :
=(îTC-z„J ·1.4 + <„ DTM = (TTc-tcompY dtc comp
Eq.(7), et
Eq.(8), ou t.
comp représente une compensation temporelle liée au rayon du trou de forage et à la durée de la source. Par conséquent, la plage de recherche du temps de parcours est déterminée au niveau du bloc 308. Dans un procédé illustratif alternatif, tmax peut être calculé à l'aide d'une approche intégrée :
RReceiver
Anax = J DTM(z)dz + flfW(zSourj(r(zSourJ - rSource)+ W(zRecelver)(r(zRece]ver) - rReceiver)
Z Source
Éq.(9), où r représente la position radiale de la source ou du récepteur ; z représente la position axiale de la source ou du récepteur le long de la direction du trou de forage. Après que la plage de la lenteur et la plage du temps de parcours ont été déterminées par les équations cidessus dans les blocs 306 et 308, le système calcule alors la carte de similarité et effectue des pointés de la lenteur de la DTRS en suivant les pics sur cette carte, au niveau du bloc 310.
Un autre avantage de la présente divulgation est la capacité de fournir un échange des résultats de traitement entre les modules de traitement des ondes réfractées et de traitement des ondes guidées. D'une manière générale, le traitement des ondes réfractées fait référence aux divers types de traitement monopolaire qui peuvent être appliqués, tandis que le traitement des ondes guidées fait référence, par exemple, au traitement des ondes de flexion ou hélicoïdales. Dans la présente divulgation, l'échange des résultats de traitement entre les modules de traitement des ondes réfractées et de traitement des ondes guidées contraint en outre les résultats de l'inversion et améliore la qualité, ainsi que la précision, des deux traitements.
La figure 4 est une représentation sous forme de diagramme d'un module de traitement monopolaire (traitement des ondes réfractées) et d'un module de traitement dipolaire (traitement des ondes guidées). Les modules feront partie de l'unité de traitement informatique utilisée pour effectuer le procédé illustratif, comme le comprendra un spécialiste ordinaire du domaine qui bénéficie de la présente divulgation. Par exemple, comme illustré sur la figure 4, puisque la DTC peut être facilement extraite par le traitement monopolaire, la DTC peut être communiquée d'après les résultats monopolaires au module de traitement des ondes guidées pour ainsi contraindre la détermination de la lenteur et de la plage de fréquence pour l'estimation des dispersions des ondes de flexion/hélicoïdales (par exemple, bloc 204 de la figure 2A). Ceci contraint le traitement en restreignant la plage de recherche de lenteur/fréquence pour les dispersions des ondes de flexion/hélicoïdalesà l'aide d'équations empiriques pour générer une modélisation directe afin de relier les connaissances sur la DTC à la réponse de dispersion des ondes de flexion.
En outre, la DTM, la DTS et le type de formation qui sont déterminés par le module de traitement de la dispersion des ondes guidées (figure 2A, par exemple) peuvent être envoyés au module de traitement des ondes réfractées, en contraignant ainsi la détermination de la plage de recherche de la lenteur et du temps de parcours pour la DTRS (par exemple, blocs 306 & 308). La fenêtre de la lenteur et du temps de parcours pour la DTRS contraindra le pointage à l'intérieur d'une plage raisonnable puisque dans la plage de recherche projetée pour la DTRS, les arrivées des ondes de cisaillement dominent la forme d'onde. Par conséquent, l'estimation de la lenteur de la DTRS sera améliorée. À noter également que la figure 4 ne montre qu'un exemple de l'échange de résultats du traitement monopolaire et dipolaire. Dans des procédés alternatifs, les résultats d'échange peuvent être utilisés pour identifier d'autres types d'ondes, par exemple une onde de Stoneley et une onde Pseudo-Rayleigh.
La figure 5 est un organigramme d'un procédé 500 permettant de combiner le traitement des données monopolaires et dipolaires par échange des résultats, selon certains procédés illustratifs de la présente divulgation. Dans le procédé 500, après que les données de forme d'onde ont été importées au niveau du bloc 502, au cours d'une première acquisition de formes d'ondes (« ACQ n »), le traitement monopolaire pour le pointage de la DTC est effectué au niveau du bloc 504. Au niveau du bloc 506, la réponse de la DTC est transmise au module dipolaire pour déterminer la lenteur/fréquence ou la lenteur/plage temporelle de la DTXX et de la DTYY. Dans la présente divulgation, DTXX représente la lenteur des ondes de cisaillement estimée d'après les données de forme d'onde excitées par la source dipolaire X et capturées par le réseau de récepteurs dipolaires X, et DTYY représente la lenteur des ondes de cisaillement estimée d'après les données de forme d'onde excitées par la source dipolaire Y et capturées par le réseau de récepteurs dipolaires Y. Ensuite, au niveau du bloc 508, la DTM, la DTXX ou la DTYY et le type de formation pour la première acquisition de formes d'ondes sont retransmis au module monopolaire pour déterminer la plage de lenteur/temps de parcours admissible des ondes de cisaillement réfractées monopolaires. Au niveau du bloc 510, les diagrammes de lenteur monopolaire/dipolaire sont sortis. A noter que dans le procédé 500, certains procédés illustratifs peuvent nécessiter d'effectuer un traitement monopolaire à deux reprises afin de pointer la DTC et la DTRS séparément.
La figure 6 est un organigramme pour un procédé 600 permettant de combiner le traitement des données monopolaires et dipolaires par échange des résultats pour différentes acquisitions de formes d'ondes, selon certains procédés illustratifs de la présente divulgation. Dans la présente divulgation, comme dans le procédé 500, les données sont échangées entre le module de traitement des ondes réfractées et le module de traitement des ondes guidées. Pour éviter de traiter les données monopolaires deux fois, sur la base du fait que la DTM et le type de formation ne changent pas rapidement en fonction de la profondeur puisque la longueur du réseau de récepteurs est bien plus importante que la distance entre deux tirs adjacents, le système transmet la DTM, le type de formation, et la DTS au module de traitement monopolaire de l'acquisition de formes d'ondes suivante. Les acquisitions de formes d'ondes peuvent être distinguées par la profondeur du trou de forage ou le temps d'acquisition. Le procédé 600 utilise les résultats du traitement monopolaire et du traitement dipolaire pour qu'ils se contraignent l'un l'autre, résultant ainsi en une lenteur des ondes de compression/des ondes de cisaillement/de la boue en temps réel/post-traitement plus fiables.
Dans le procédé 600, après que les données de forme d'onde ont été importées au niveau du bloc 602, au cours d'une première acquisition de formes d'ondes (« ACQ n »), le traitement monopolaire pour le pointage de la DTC est effectué au niveau du bloc 604. Au niveau du bloc 606, la réponse de la DTC est transmise au module dipolaire en vue de la détermination de la lenteur/fréquence ou de la lenteur/plage temporelle de la DTXX et de la DTYY. Dans la présente divulgation, DTXX représente la lenteur des ondes de cisaillement estimée d'après les données de forme d'onde excitées par la source dipolaire X et capturées par le réseau de récepteurs dipolaires X, et DTYY représente la lenteur des ondes de cisaillement estimée d'après les données de forme d'onde excitées par la source dipolaire Y et capturées par le réseau de récepteurs dipolaires Y. Ensuite, la DTM, la DTXX ou la DTYY et le type de formation pour la première acquisition de formes d'ondes sont retransmis au module monopolaire pour déterminer la plage de lenteur/temps de parcours admissible des ondes de cisaillement réfractées monopolaires d'une seconde acquisition de formes d'ondes (« ACQ : n+1 »), où ce procédé se répète de manière itérative. De même, au niveau du bloc 608, tous les résultats du traitement dipolaire/monopolaire sont sortis.
La figure 7 est un graphe illustrant un exemple d'estimation simultanée de la lenteur des ondes de cisaillement, de la lenteur des ondes de Scholte, et de la lenteur de la boue à partir des ondes de flexion provenant du trou de forage générées par une source dipolaire, selon certains procédés illustratifs de la présente divulgation. La DTC, qui est déterminée par traitement monopolaire, sert de paramètre d'entrée au module de traitement dipolaire pour aider à empêcher la sélection des modes P ou des modes P de fuite au cours du pointage de la dispersion. Comme illustré sur la figure 7, la carte de similarité est calculée par un procédé de similarité de fréquence à phase différentielle, et l'estimation de la dispersion des ondes de flexion est obtenue par le procédé de mise en correspondance automatique de la dispersion. La lenteur des ondes de cisaillement est déterminée par les asymptotes de la lenteur basse fréquence des courbes de dispersion des ondes de flexion, tandis que la lenteur des ondes de Scholte est obtenue par les asymptotes de la lenteur basse fréquence. Ensuite, la valeur de la lenteur de la boue est déterminée à l'aide de l'Équation 2 de la lenteur des ondes de Scholte.
Dans certaines situations, la lenteur de la boue peut ne pas changer rapidement dans le trou de forage. Par conséquent, une analyse multi-profondeur ou zonée de la lenteur de ίο la boue peut être effectuée au cours de la diagraphie. Par conséquent, dans certains procédés illustratifs de la présente divulgation, un procédé utilisant un histogramme est appliqué pour analyser la distribution de la lenteur de la boue pour la zone cible comme illustré sur la figure 8, qui montre une représentation sous la forme d'un histogramme de la lenteur de la boue pour une zone de puits. Dans la présente divulgation, la réponse de la lenteur finale de la boue peut être obtenue en prenant la moyenne de toutes les valeurs de la lenteur de la boue dans cette zone. Un autre procédé illustratif peut sélectionner la valeur maximale de l'histogramme comme étant la réponse de la lenteur finale de la boue. Pour obtenir une meilleure précision, une procédure d'interpolation, telle qu'une « interpolation des splines » par exemple, peut être appliquée à rhistogramme. Comme illustré sur la figure 8, la valeur de la lenteur de la boue de 199,6 ps/pied est dérivée de la courbe de l'histogramme après l'interpolation.
La figure 9 montre un exemple de l'utilisation de la DTM, de la DTC, de la
TTC et du type élastique de la formation pour contraindre le pointage de la DTRS monopolaire, selon certains procédés illustratifs de la présente divulgation. Dans cet exemple, la plage de pointage de min’ max et min’ maxest déterminée par les Equations 5-8 ci-dessus. En appliquant des contraintes additionnelles, les pics de Stoneley et les pics des ondes P sont exclus des candidats potentiels, ainsi le pic des ondes de cisaillement devient le seul pic restant dans la fenêtre.
Les procédés illustratifs de la présente divulgation peuvent être utilisés dans une variété d'applications de diagraphie incluant, par exemple, les applications LWD ou MWD.
La figure 10A illustre un outil de diagraphie sonique/acoustique utilisé dans une application LWD, qui acquiert des formes d'ondes acoustiques et qui effectue les déterminations de la lenteur à l'aide des procédés illustratifs décrits dans le présent document. Les procédés décrits dans le présent document peuvent être effectués par un centre de contrôle du système situé sur l'outil de diagraphie ou ils peuvent être réalisés par une unité de traitement à un emplacement distant, comme par exemple la surface.
La figure 10A illustre une plate-forme de forage 1002 équipée d'un derrick 1004 qui supporte un appareil de levage 1006 servant à monter et à abaisser un train de forage 1008. L'appareil de levage 1006 suspend un mécanisme d'entraînement supérieur 1010 approprié pour faire tourner le train de forage 1008 et l'abaisser à travers la tête de puits 1012. Un trépan de forage 1014 est raccordé à l'extrémité inférieure du train de forage 1008. Quand le trépan de forage 1014 tourne, il crée un puits de forage 1016 qui passe à travers diverses couches d'une formation 1018. Une pompe 1020 fait circuler un fluide de forage à travers une conduite d'alimentation 1022 vers le mécanisme d'entraînement supérieur 1010, le fait descendre à travers l'intérieur du train de forage 1008, à travers des orifices se trouvant dans le trépan de forage io 1014, le fait remonter vers la surface par l'intermédiaire de l'espace annulaire se trouvant autour du train de forage 1008, et dans une fosse de rétention 1024. Le fluide de forage transporte les déblais depuis le trou de forage vers la fosse 1024 et participe au maintien de l'intégrité du puits de forage 1016. Divers matériaux peuvent être utilisés pour le fluide de forage, comprenant, mais sans s'y limiter, des boues conductrices à base d'eau salée.
Un outil de diagraphie acoustique 1026 est intégré à l'assemblage de fond de trou à proximité du trépan 1014. Dans ce mode de réalisation illustratif, l'outil de diagraphie 1026 est un outil sonique LWD ; cependant, dans d'autres modes de réalisation illustratifs, l'outil de diagraphie 1026 peut être utilisé dans une application de diagraphie par ligne câblée ou acheminée par des tubes. Si l'outil de diagraphie est utilisé dans une application qui n'a pas fait tourner l'ensemble en fond de puits, l'outil de diagraphie peut être équipé de capteurs positionnés de manière azimutale qui acquièrent la mesure de la lenteur autour du trou de forage. Dans certains autres modes de réalisation illustratifs, l'outil de diagraphie acoustique 1026 peut être adapté pour effectuer des opérations de diagraphie dans des environnements à trou aussi bien ouvert que fermé.
Dans cet exemple, l'outil de diagraphie acoustique 1026 inclura des transmetteurs pouvant être multipolaires et des réseaux de récepteurs (non illustrés) qui génèrent des ondes acoustiques dans les formations géologiques et qui enregistrent leur transmission. Dans certains modes de réalisation, les transmetteurs peuvent diriger leurs énergies dans des. directions sensiblement opposées, tandis que dans d'autres un seul transmetteur peut être utilisé et mis en rotation en conséquence. La fréquence, la magnitude, l'angle et le temps de tir de l'énergie des transmetteurs peuvent également être contrôlés, comme on le souhaite. Dans d'autres modes de réalisation, les mesures de lenteur collectées peuvent être stockées et traitées par l'outil lui-même, tandis que dans d'autres modes de réalisation les mesures peuvent être communiquées à un circuit de traitement distant afin de réaliser le traitement de la lenteur.
L'outil de diagraphie acoustique 1026 est utilisé pour acquérir les données de mesure de la lenteur à de nombreux azimuts. Tels quels, certains modes de réalisation peuvent également inclure un capteur directionnel pour déterminer l'orientation de l'outil. Les procédés illustratifs décrits dans le présent document peuvent être utilisés dans une variété de modes de propagation, incluant, par exemple, les modes d'ondes de compression réfractées provenant du trou de forage, de cisaillement, de flexion basse fréquence, hélicoïdales basse fréquence, quadripolaire ou de Stoneley.
En se référant toujours à la figure 10A, tandis que le trépan de forage 1014 s'étend dans le puits de forage 1016 à travers les formations 1018, l'outil de diagraphie 1026 collecte les signaux de mesure de la lenteur liés aux diverses propriétés/caractéristiques de la formation, ainsi que l'orientation des outils et diverses autres conditions de forage. Dans certains modes de réalisation, l'outil de diagraphie 1026 peut prendre la forme d'une masse-tige, à savoir, un élément tubulaire à paroi épaisse qui procure un poids et une rigidité pour faciliter le procédé de forage. Un raccord de télémétrie 1028 peut être inclus pour transférer les images de lenteur et les données de mesure/signaux à un récepteur en surface 1030 et pour recevoir les commandes de la surface. Dans certains modes de réalisation, le raccord de télémétrie 1028 ne communique pas avec la surface, mais au lieu de cela stocke les données de mesure de la lenteur en vue d'une récupération ultérieure en surface lorsque l'ensemble de diagraphie est récupéré.
Dans certains modes de réalisation, l'outil de diagraphie acoustique 1026 inclut un centre de contrôle du système (« SCC »), conjointement avec le circuit de traitement/stockage/communication nécessaire, qui est couplé en communication à un ou « plusieurs transmetteurs/récepteurs (non illustrés) utilisés pour acquérir les signaux de mesure de la lenteur. Dans certains modes de réalisation, une fois que les formes d'ondes acoustiques sont acquises, le centre de contrôle du système calibre les signaux, effectue les procédés de calcul de la lenteur décrits dans le présent document, puis communique les données vers le haut du trou et/ou à d'autres composants de l'ensemble via un raccord de télémétrie 1028. Dans un mode de réalisation alternatif, le centre de contrôle du système peut être situé à un emplacement distant de l'outil de diagraphie 1026, comme à la surface ou dans un trou de forage différent, et effectue le traitement statistique en conséquence. Ces variations et autres variations au sein de la présente divulgation seront évidentes pour un spécialiste ordinaire du domaine qui bénéficie de la présente divulgation.
La figure 10B illustre un mode de réalisation alternatif de la présente divulgation selon lequel un outil de diagraphie acoustique sur ligne câblée acquiert et génère des signaux de lenteur. À divers moments lors du procédé de forage, le train de forage 1008 peut être retiré du trou de forage, comme représenté sur la figure 10B. Après le retrait du train de forage 1008, des opérations de diagraphie peuvent être menées au moyen d'une sonde de diagraphie acoustique par ligne câblée 1034, à savoir, une sonde acoustique suspendue par un câble 1041 ayant des conducteurs pour apporter de l'énergie à la sonde et pour transmettre les données de télémétrie provenant de la sonde vers la surface. Une sonde de diagraphie acoustique par ligne câblée 1034 peut avoir des tampons et/ou des ressorts de centrage pour maintenir l'outil à proximité de l'axe du trou de forage tandis que l'outil est tiré vers le haut du trou. Une sonde de diagraphie acoustique 1034 peut inclure une variété de transmetteurs/récepteurs pour la mesure de l'anisotropie acoustique. Une installation de diagraphie 1043 collecte les mesures provenant de la sonde de diagraphie 1034, et inclut un système informatique 1045 servant à traiter et à stocker les mesures de lenteur recueillies par les capteurs, comme décrit dans le présent document.
Dans certains modes de réalisation illustratifs, les centres de contrôle du système utilisés par les outils de diagraphie acoustique décrits dans le présent document incluent au moins un processeur incorporé à l'intérieur du centre de contrôle du système et un support de stockage non transitoire lisible par ordinateur, tous interconnectés via un bus système. Les instructions du logiciel exécutables par le processeur permettant d'implémenter les procédés de traitement illustratifs décrits dans le présent document peuvent être stockées dans le dispositif de stockage local ou dans un quelconque autre support lisible par ordinateur. On comprendra également que les instructions du logiciel de traitement statistique peuvent également être chargées dans le dispositif de stockage à partir d'un CD-ROM ou d'un autre support de stockage approprié par l'intermédiaire de procédés filaires ou sans fil.
De plus, un spécialiste ordinaire du domaine comprendra que les divers aspects de la divulgation peuvent être mis en pratique avec diverses configurations de systèmes informatiques, notamment des dispositifs portables, des systèmes à multiprocesseur, des systèmes électroniques grand public programmables ou à base de microprocesseurs, des miniordinateurs, des ordinateurs centraux, et équivalents. N'importe quel nombre de systèmes informatiques et de réseaux informatiques est acceptable pour une utilisation avec la présente divulgation. La divulgation peut être mise en pratique dans des environnements informatiques distribués où les tâches sont exécutées par des dispositifs de traitement distants qui sont reliés par l'intermédiaire d'un réseau de communication. Dans un environnement informatique distribué, des modules de programme peuvent être situés à la fois sur des supports de stockage informatique locaux et/ou distants, notamment des dispositifs de stockage à mémoire. La présente divulgation peut donc être mise en œuvre en relation avec divers matériels, logiciels ou une combinaison de ceux-ci, dans un système informatique ou un autre système de traitement.
Par conséquent, les procédés illustratifs décrits dans le présent document fournissent de nouveaux procédés pour déterminer automatiquement la lenteur des ondes de boue à partir des données de terrain, ainsi que pour mettre en œuvre les contraintes à la fois pour le traitement aussi bien monopolaire que dipolaire, en améliorant ainsi les résultats du traitement. La divulgation fournit en outre la lenteur de la boue en temps réel, qui facilite le pointage de la DTRS monopolaire et qui peut être appliquée au traitement avancé des données acoustiques. De plus, les procédés décrits dans le présent document peuvent être appliqués en temps réel ou après le traitement ou la planification.
Les modes de réalisation et les procédés de la présente divulgation décrits dans le présent document concernent en outre l'un quelconque ou plusieurs des paragraphes suivants :
1. Un procédé de diagraphie acoustique en fond de puits, comprenant l'acquisition de formes d'ondes acoustiques d'un trou de forage s'étendant le long d'une formation ; la détermination d'un type de formation de la formation à l'aide des formes d'ondes acquises ; l'identification des pointés de lenteur à l'aide du type de formation ; et la détermination d'une caractéristique de la formation à l'aide des pointés de lenteur.
2. Le procédé selon le paragraphe 1, dans lequel la lenteur des ondes de boue est utilisée pour déterminer le type de formation.
3. Le procédé selon les paragraphes 1 ou 2, dans lequel la détermination du type de formation comprend la détermination des asymptotes de la lenteur des formes d'ondes acquises ; l'extraction de la lenteur des ondes de Scholte à partir des asymptotes de la lenteur ; le calcul de la lenteur des ondes de boue à l'aide de la lenteur des ondes de Scholte ; et la comparaison de la lenteur des ondes de boue et de la lenteur des ondes de cisaillement pour déterminer le type de formation.
4. Le procédé selon l'un quelconque des paragraphes 1 à 3, dans lequel la détermination des asymptotes de la lenteur comprend le calcul d'une réponse de dispersion des formes d'ondes acquises ; la détermination des estimations de la dispersion sur toute la gamme de fréquence par minimisation d'une inadéquation entre les courbes de dispersion théorique et les courbes de dispersion mesurée ; et la détermination des asymptotes de la lenteur d'après les estimations de la dispersion sur toute la gamme de fréquence.
5. Le procédé selon l'un quelconque des paragraphes 1 à 4, dans lequel l'identification des pointés de lenteur comprend la détermination d'une plage de recherche de la lenteur des ondes de cisaillement à l'aide de la lenteur des ondes de boue, du temps de parcours des ondes de compression, et de la lenteur des ondes de compression ; la détermination d'un temps de parcours de la lenteur des ondes de cisaillement à l'aide de la lenteur des ondes de boue et du temps de parcours des ondes de compression ; la génération d'une carte de carte de similarité à l'aide de la plage de recherche et du temps de parcours ; et l'identification des pointés de lenteur de la carte de similarité.
6. Le procédé selon l'un quelconque des paragraphes 1 à 51, dans lequel la détermination du type de formation est effectuée en temps réel.
7. Le procédé selon l'un quelconque des paragraphes 1 à 6, dans lequel traitement des ondes monopolaires d’une première acquisition de formes d'ondes est appliqué pour contraindre la détermination du type de formation.
8. Le procédé selon l'un quelconque des paragraphes 1 à 7, dans lequel le îo traitement des ondes dipolaires de la première acquisition de formes d'ondes est appliqué pour contraindre l'identification des pointés de lenteur.
9. Le procédé selon l'un quelconque des paragraphes 1 à 8, dans lequel le traitement des ondes dipolaires de la première acquisition de formes d'ondes est appliqué pour contraindre un traitement des ondes monopolaires d'une seconde acquisition de formes d'ondes ;
et la seconde acquisition de formes d'ondes est acquise à un moment ou à une profondeur du trou de forage différent(e) de la première acquisition de formes d'ondes.
10. Le procédé selon l'un quelconque des paragraphes 1 à 9, dans lequel la lenteur des ondes de boue est déterminée en moyennant les lenteurs des ondes de boue sur une zone cible du trou de forage.
11. Le procédé selon l'un quelconque des paragraphes 1 à 10, dans lequel les formes d'ondes acoustiques sont acquises à l'aide d'un outil de diagraphie acoustique positionné le long d'une ligne câblée ou d'un ensemble de forage.
12. Un système de diagraphie acoustique, comprenant un outil de diagraphie acoustique couplé en communication à un processeur ; et une mémoire couplée au processeur comprenant des instructions stockées dans celle-ci, qui, quand elle est exécutée par le processeur, amènent le processeur à effectuer des opérations comprenant l'acquisition de formes d'ondes acoustiques d'un trou de forage s'étendant le long d'une formation ; la détermination d'un type de formation de la formation à l'aide des formes d'ondes acquises ; l'identification des pointés de lenteur à l'aide du type de formation ; et la détermination d'une caractéristique de la formation à l'aide des pointés de lenteur.
13. Le système selon le paragraphe 12, dans lequel la lenteur des ondes de boue est utilisée pour déterminer le type de formation.
14. Le système selon les paragraphes 12 ou 13, dans lequel la détermination du type de formation comprend la détermination des asymptotes de la lenteur des formes d'ondes acquises ; l'extraction de la lenteur des ondes de Scholte à partir des asymptotes de la lenteur ; le calcul de la lenteur des ondes de boue à l'aide de la lenteur des ondes de Scholte ; et la comparaison de la lenteur des ondes de boue et de la lenteur des ondes de cisaillement pour déterminer le type de formation.
15. Le système selon l'un quelconque des paragraphes 12 à 14, dans lequel la 5 détermination des asymptotes de la lenteur comprend le calcul d'une réponse de dispersion des formes d'ondes acquises ; la détermination des estimations de la dispersion sur toute la gamme de fréquence par minimisation d'une inadéquation entre les courbes de dispersion théorique et les ‘ courbes de dispersion mesurée ; et la détermination des asymptotes de la lenteur d'après les estimations de la dispersion sur toute la gamme de fréquence.
îo 16. Le système selon l'un quelconque des paragraphes 12 à 15, dans lequel l'identification des pointés de lenteur comprend la détermination d'une plage de recherche de la lenteur des ondes de cisaillement à l'aide de la lenteur des ondes de boue, du temps de parcours des ondes de compression, et de la lenteur des ondes de compression ; la détermination d'un temps de parcours de la lenteur des ondes de cisaillement à l'aide de la lenteur des ondes de boue et du temps de parcours des ondes de compression ; la génération d'une carte de similarité à l'aide de la plage de recherche et du temps de parcours ; et l'identification des pointés de lenteur de la carte de similarité.
17. Le système selon l'un quelconque des paragraphes 12 à 16, dans lequel la détermination du type de formation est effectuée en temps réel.
18. Le système selon l'un quelconque des paragraphes 12 à 17, dans lequel le traitement des ondes monopolaires d'une première acquisition de formes d'ondes est appliqué pour contraindre la détermination du type de formation.
19. Le système selon l'un quelconque des paragraphes 12 à 18, dans lequel le traitement des ondes dipolaires de la première acquisition de formes d'ondes est appliqué pour contraindre l'identification des pointés de lenteur.
20. Le système selon l'un quelconque des paragraphes 12 à 19, dans lequel le traitement des ondes dipolaires de la première acquisition de formes d'ondes est appliqué pour contraindre un traitement des ondes monopolaires d'une seconde acquisition de formes d'ondes ; et la seconde acquisition de formes d'ondes est acquise à un moment ou à une profondeur du trou de forage différent(e) de la première acquisition de formes d'ondes.
21. Le système selon l'un quelconque des paragraphes 12 à 20, dans lequel la lenteur des ondes de boue est déterminée en moyennant les lenteurs des ondes de boue sur une zone cible du trou de forage.
22. Le système selon l'un quelconque des paragraphes 12 à 21, dans lequel les formes d'ondes acoustiques sont acquises à l'aide d'un outil de diagraphie acoustique positionné le long d'une ligne câblée ou d'un ensemble de forage.
De plus, les paragraphes précédents et autres procédés décrits dans la présente 5 divulgation peuvent être incorporés dans un système comprenant un circuit de traitement pour mettre en œuvre l'un quelconque des procédés, ou dans un support non transitoire lisible par ordinateur comprenant des instructions qui, quand il est exécuté par au moins un processeur, amène le processeur à effectuer l'un quelconque des procédés décrits dans la présente divulgation.
îo Bien que divers modes de réalisation et procédés aient été présentés et décrits, la présente divulgation n'est pas limitée à de tels modes de réalisation et méthodologies et sera comprise comme incluant l'ensemble des modifications et des variations qui sembleraient apparentes à l'homme du métier. Ainsi, il devrait être compris que la présente divulgation n'est pas censée être limitée aux formes particulières décrites. Au contraire, l'intention de l'invention est de couvrir l'ensemble des modifications, des équivalents et des alternatives s'inscrivant dans l'esprit et la portée de la présente divulgation tels que définis par les revendications annexées.

Claims (23)

  1. REVENDICATIONS
    LES REVENDICATIONS PORTENT SUR CE QUI SUIT :
    1. Procédé de diagraphie acoustique en fond de puits comprenant :
    5 l'acquisition de formes d'ondes acoustiques d'un trou de forage s'étendant le long d'une formation ;
    la détermination d'un type de formation de la formation à l'aide des formes d'ondes acquises ;
    l'identification des pointés de lenteur à l'aide du type de formation ; et îo la détermination d'une caractéristique de la formation à l'aide des pointés de lenteur.
  2. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la lenteur des ondes de boue est utilisée pour déterminer le type de formation.
  3. 3. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la détermination du type de formation comprend :
    15 la détermination des asymptotes de la lenteur des formes d'ondes acquises ;
    l'extraction de la lenteur des ondes de Scholte à partir des asymptotes de la lenteur ; le calcul de la lenteur des ondes de boue à l'aide de la lenteur des ondes de Scholte ; et la comparaison de la lenteur des ondes de boue et de la lenteur des ondes de cisaillement pour déterminer le type de formation.
    20
  4. 4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel la détermination des asymptotes de la lenteur comprend :
    le calcul d'une réponse de dispersion des formes d'ondes acquises ;
    la détermination des estimations de la dispersion sur toute la gamme de fréquence par minimisation d'une inadéquation entre les courbes de dispersion théorique et les courbes de
    25 dispersion mesurée ; et la détermination des asymptotes de la lenteur d'après les estimations de la dispersion sur toute la gamme de fréquence.
  5. 5. Procédé selon la revendication 3, dans lequel l'identification des pointés de lenteur comprend :
    30 la détermination d'une plage de recherche de la lenteur des ondes de cisaillement à l'aide de la lenteur des ondes de boue, du temps de parcours des ondes de compression, et de la lenteur des ondes de compression ;
    la détermination d'un temps de parcours de la lenteur des ondes de cisaillement à l'aide de la lenteur des ondes de boue et du temps de parcours des ondes de compression ;
    35 la génération d'une carte de similarité à l'aide de la plage de recherche et du temps de parcours ; et l'identification des pointés de lenteur de la carte de similarité.
  6. 6. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la détermination du type de formation est effectuée en temps réel.
  7. 7. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le traitement des ondes monopolaires d'une première acquisition de formes d'ondes est appliqué pour contraindre la détermination du type de formation.
  8. 8. Procédé selon la revendication 7, dans lequel le traitement des ondes dipolaires de la première acquisition de formes d'ondes est appliqué pour contraindre l'identification des pointés de lenteur.
  9. 9. Procédé selon la revendication 8, dans lequel :
    le traitement des ondes dipolaires de la première acquisition de formes d'ondes est appliqué pour contraindre un traitement des ondes monopolaires d'une seconde acquisition de formes d'ondes ; et la seconde acquisition de formes d'ondes est acquise à un moment ou à une profondeur du trou de forage différent(e) de la première acquisition de formes d'ondes.
  10. 10. Procédé selon la revendication 2, dans lequel la lenteur des ondes de boue est déterminée en moyennant les lenteurs des ondes de boue sur une zone cible du trou de forage.
  11. 11. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les formes d'ondes acoustiques sont acquises à l'aide d'un outil de diagraphie acoustique positionné le long d'une ligne câblée ou d'un ensemble de forage.
  12. 12. Système de diagraphie acoustique, comprenant :
    un outil de diagraphie acoustique couplé en communication à un processeur ; et une mémoire couplée au processeur comprenant des instructions stockées dans celle-ci, qui, quand elle est exécutée par le processeur, amènent le processeur à effectuer des opérations comprenant :
    l'acquisition de formes d'ondes acoustiques d'un trou de forage s'étendant le long d'une formation ; la détermination d'un type de formation de la formation à l'aide des formes d'ondes acquises ;
    l'identification des pointés de lenteur à l'aide du type de formation ; et la détermination d'une caractéristique de la formation à l'aide des pointés de lenteur.
  13. 13. Système selon la revendication 12, dans lequel la lenteur des ondes de boue est utilisée pour déterminer le type de formation.
  14. 14. Système selon la revendication 12, dans lequel la détermination du type de formation comprend :
    la détermination des asymptotes de la lenteur des formes d'ondes acquises ; l'extraction de la lenteur des ondes de Scholte à partir des asymptotes de la lenteur ;
    5 le calcul de la lenteur des ondes de boue à l'aide de la lenteur des ondes de Scholte ; et la comparaison de la lenteur des ondes de boue et de la lenteur des ondes de cisaillement pour déterminer le type de formation.
  15. 15. Système selon la revendication 14, dans lequel la détermination des asymptotes de la lenteur comprend :
    ίο le calcul d'une réponse de dispersion des formes d'ondes acquises ;
    la détermination des estimations de la dispersion sur toute la gamme de fréquence par minimisation d'une inadéquation entre les courbes de dispersion théorique et les courbes de dispersion mesurée ; et la détermination des asymptotes de la lenteur d'après les estimations de la dispersion sur 15 toute la gamme de fréquence.
  16. 16. Système selon la revendication 14, dans lequel l'identification des pointés de lenteur comprend :
    la détermination d'une plage de recherche de la lenteur des ondes de cisaillement à l'aide de la lenteur des ondes de boue, du temps de parcours des ondes de compression, et de la lenteur
    20 des ondes de compression ;
    la détermination d'un temps de parcours de la lenteur des ondes de cisaillement à l'aide de la lenteur des ondes de boue et du temps de parcours des ondes de compression ;
    la génération d'une carte de similarité à l'aide de la plage de recherche et du temps de parcours ; et
    25 l'identification des pointés de lenteur de la carte de similarité.
  17. 17. Système selon la revendication 12, dans lequel la détermination du type de formation est effectuée en temps réel.
  18. 18. Système selon la revendication 12, dans lequel le traitement des ondes monopolaires d'une première acquisition de formes d'ondes est appliqué pour contraindre la
    30 détermination du type de formation.
  19. 19. Système selon la revendication 18, dans lequel le traitement des ondes dipolaires de la première acquisition de formes d'ondes est appliqué pour contraindre l'identification des pointés de lenteur.
  20. 20. Système selon la revendication 19, dans lequel ;
    35 le traitement des ondes dipolaires de la première acquisition de formes d'ondes est appliqué pour contraindre un traitement des ondes monopolaires d'une seconde acquisition de formes d'ondes ; et la seconde acquisition de formes d'ondes est acquise à un moment ou à une profondeur du trou de forage différent(e) de la première acquisition de formes d'ondes.
    5
  21. 21. Système selon la revendication 13, dans lequel la lenteur des ondes de boue est déterminée en moyennant les lenteurs des ondes de boue sur une zone cible du trou de forage.
  22. 22. Système selon la revendication 12, dans lequel les formes d'ondes acoustiques sont acquises à l'aide d'un outil de diagraphie acoustique positionné le long d'une îo ligne câblée ou d'un ensemble de forage.
  23. 23. Support non transitoire lisible par ordinateur comprenant des instructions qui, quand il est exécuté par au moins un processeur, amène le processeur à effectuer l'un quelconque des procédés selon les revendications 1 à 11.
    1/1
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