NO20121248A1 - Fremgangsmater og apparat for a avbilde undergrunnsformasjonstrekk - Google Patents

Abstract

Metode og apparat for å avbilde underjordiske formasjonskarakteristikker offentliggjøres. Et eksempel på en metode inkluderer å bruke en sender for å generere lydbølger og motta lydbølgene og data deri med en eller flere mottakere. Eksempelmetoden inkluderer også å ekstrahere en eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeform data fra de akustiske data, beregning av en helning på en eller flere underjordiske formasjonskarakteristikker, migrasjon av en eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata med den kalkulerte helningen og avbildning av en eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata. I tillegg kan eksempelmetoden inkludere en eller flere permeable underjordiske formasjonskarakteristikker ved bruk av den avbildede, migrerte en eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata.

Description

METODER OG APPARAT FOR Å

AVBILDE UNDERJORDISKE

FORMASJONSKARAKTERISTIKKER

RELATERTE SØKNADER

Dette patentet krever fordeler fra midlertidig amerikansk søknad nummer 61/324,759, med tittelen "Fracture Imaging Methode Using BARS Data," som ble innlevert 16. april, 2010 og som er innlemmet i sin helhet i dette dokumentet ved henvisning.

OFFENTLIGJØRINGENS FAGOMRÅDE

Denne offentliggjøringen gjelder generelt olje- og gassproduksjon, og mer spesifikt metoder og apparat for

å avbilde underjordiske formasjonskarakteristikker.

OFFENTLIGJØRINGENS FAGOMRÅDE

I løpet av de siste tiårene har svært sofistikerte metoder for å identifisere og produsere hydrokarboner blitt utviklet, vanligvis referert til som olje og gass fra underjordiske formasjoner. Disse metodene letter oppdagelse, evaluering og produksjon av hydrokarboner fra underjordiske formasjoner.

Olje- og gassprodusenter avbilder vanligvis underjordiske berglag for å avgjøre lokalitet og formen på underjordiske berglag. Deteksjon og karakterisering av permeable bruddstrukturer er av stor interesse i oljeleting fordi de er relatert til transport og lagring av hydrokarboner og gir dermed informasjon som er brukbar for å optimalisere produksjon av hydrokarboner. Ett resistivitetsverktøy er allment brukt for å oppdage slike bruddstrukturer ved å avbilde sprekker i veggen på et borehull. Alternativt kan et sonisk verktøy brukes til å finne Stoneley-bølgerefleksjoner og forplantninger som antyder eksistensen av slike åpne bruddstrukturer. De forutnevnte verktøytyper og målingstyper er imidlertid begrenset til borehullsveggens nærområder og er derfor ikke anvendbart for å anslå bruddstrukturens omfang. Målinger som bruker bølger som penetrerer inn i formasjonen er nødvendig for å avgjøre bruddstrukturens omfang. Til tross for at hendelsessignaler fra bruddstrukturer kan være åpenbare i soniske bølgeformer, er Borehole Acoustic Reflection Survey (BARS) (en sonisk avbildningstjeneste som er tilgjengelig fra Schlumberger) sjelden brukt til å detektere bruddstrukturer fordi den akustiske og elastiske responsen fra en bruddstruktur ikke er godt forstått.

SAMMENDRAG

En eksempelmetode inkluderer å bruke en sender for å generere lydbølger og motta lydbølgene og data deri med en eller flere mottakere. Eksempelmetoden inkluderer også å ekstrahere én eller flere av S-S. P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata fra de akustiske data, beregning av en helning på én eller flere underjordiske formasjonskarakteristikker, migrasjon av én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata med den kalkulerte helningen og avbildning av én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata. I tillegg kan eksempelmetoden inkludere én eller flere permeable underjordiske formasjonskarakteristikker ved bruk av den avbildede, migrerte én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata.

I et annet eksempel beskrives et apparat for å avbilde underjordiske formasjonskarakteristikker.

Eksempelapparatet inkluderer å bruke én eller flere sendere for å generere lydbølger og én eller flere mottakere for å observere lydbølgene og data deri. I tillegg kan eksempelapparatet inkludere et filter for å ekstrahere én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata fra de akustiske data og en prosessor. Prosessoren er konfigurert til å anslå helningen på én eller flere underjordiske formasjonskarakteristikker, migrere én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata med den kalkulerte helningen og kartlegge den/de migrerte én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata. I tillegg er prosessoren konfigurert til å identifisere én eller flere permeable underjordiske formasjonskarakteristikker basert på kartleggingen av den/de migrerte én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeform(er).

I enda et annet eksempel beskrevet heri inkluderer en eksempelmetode for avbildning av underjordiske formasjonskarakteristikker å generere lydbølger med en sender, å motta lydbølgene ved én eller flere dybder av et borehull som går igjennom en underjordisk formasjon med et strøk og en helning og som nedtegner bølgeformdata basert på lydbølgene. I eksempelmetoden er én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata ekstrahert fra de nedtegnede bølgeformdata og behandlet for å avgjøre et S-S, P-S og/eller S-P refleksjonspunkt for en karakteristikk av interesse. Behandlingen inkluderer å gi et koordinatsystem som har en første akse langs borehullet, en andre akse perpendikulært til den første aksen og strøket, og en relativ helningsvinkel mellom borehullet og helningen. Behandlingen inkluderer videre utføring av en migrasjon av én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformer ved bruk av minst én av en snever helningsåpning rundt den relative helningsvinkelen eller et felles dybdepunkt som transformerer den relative helningsvinkelen. I tillegg kan eksempelmetoden inkludere avbildning av underjordiske formasjonskarakteristikker ved bruk av én eller flere S-S, P-S eller S-P refleksjonspunkter.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

Denne offentliggjøringen er best forstått basert på etterfølgende detaljert beskrivelse når den leses med tilhørende figurer. Det understrekes at diverse elementer ikke er tegnet på målestokk, i henhold til vanlig praksis i bransjen. Dimensjonene på diverse elementer er faktisk vilkårlig økt eller redusert for å klargjøre fremstillingen. Figurene 1A-1D viser typiske seismisk-under-boringsverktøyer med én eller flere sendere plassert ved overflaten.

Figur 2 avbilder et wellsitt-system hvor denne oppfinnelsen kan brukes.

Figur 3 avbilder et sonisk logge-mens-boringsverktøy.

Figur 4 avbilder bruddmekanismen i et medium som gradvis endres.

Figur 5 avbilder bruddmekanismen i forhold til en nærliggende kontaktflate.

Figur 6A avbilder brønnhullsmålingen av bruddenergi fra verktøy i borehullet.

Figurene 6B og 6C er eksempler på tverrsnitt av verktøy vist i figur 6A.

Figur 7A avbilder brønnhullsmålingen av bruddenergi fra et LWD-verktøy i et borehull under en boreoperasjon.

Figurene 7B og 7C er eksempler på tverrsnitt av LVD-verktøy vist i figur 7A.

Figur 8 gir en grunnleggende illustrasjon av Snells lov.

Figur 9 viser et eksempel på et funksjonelt blokkdiagram av logge- og kontrollprosessoren i figur 2. Figurene 10 og 11 er flytdiagrammer av eksempelprosesser som kan brukes til å implementere eksempel-logge- og kontrollprosessoren, senderne, mottakerne, eksempel-formasjonsprosessoren, eksempel-S-S reflekterte bølgeform-migratoren, eksempelkommandoprosessoren og/eller eksempeloverføringsbehandleren i figurene 2 og 9.

Figur 12 er en skjematisk illustrasjon på et eksempelverktøy i bevegelse.

Figur 13 er et tids-distanse plot (relativt til en bruddstruktur) som viser teoretisk data.

Figur 14A er et tids-distanse plot (relativt til et brudd) som viser feltdata samlet ved bruk av et eksempelverktøy og eksempelmetoden som er beskrevet her.

Figur 14B viser plottet i figur 14A med fremhevede S-S reflekterte bølgeformer.

Figur 15 viser plottet av figur 14a med syntetiske bølgeformer.

Figurene 16A og 16B viser eksempel på koordinatsystemer for migrasjon.

Figurene 17A og 17B viser migrasjonsbilder og korresponderende resistivitetsbilder.

Figur 18 avbilder en skjematisk representasjon av en eksempel-bruddstruktur.

Figurene 19A og 19B viser migrasjonsbilder som bruker felles dybdepunktskartlegging.

Figur 20 er et blokkdiagram av et eksempel-prosessorsystem som kan brukes til å implementere eksempelmetodene og apparatet beskrevet heri.

DETALJERT BESKRIVELSE

Det er underforstått at den følgende offentliggjøringen gir mange ulike utforminger eller eksempler for implementering av ulike karakteristikker av diverse utforminger. Spesifikke eksempler på komponenter og arrangementer er beskrevet nedenfor for å forenkle denne offentliggjøringen. Disse er selvfølgelig kun eksempler og er ikke påtenkt å være begrensende. I tillegg inneholder denne offentliggjøringen gjentatte henvisningstall og/eller -bokstaver i diverse eksempler. Denne gjentagelsen er gjort for enkelthets skyld og for klarhet, og er i seg selv ikke et forhold mellom de ulike utforminger og/eller konfigurasjoner som er diskutert. Videre kan dannelser av en første karakteristikk over eller på en andre karakteristikk i beskrivelsen som følger inkludere utforminger hvor den første og andre karakteristikken er dannet i direkte kontakt, og det kan også inkludere utforminger hvor ytterligere karakteristikker kan dannes ved å plassere dem mellom den første og andre karakteristikken, slik at den

første og andre karakteristikken kan være uten direkte kontakt.

Vann, olje og gass er transportert gjennom bruddstrukturene under overflaten eller underjordisk formasjoner som resulterer i oppløsning av visse bergarter (f.eks. kalkstein og karbonat). I geologiske termer har karakteristikker under overflaten, slik som bruddstrukturer et strøk og en helning som henviser til karakteristikkens orientering eller stilling. Et leies strøk, forkastning eller annen karakteristikk inkludert planare karakteristikker, er en linje som representerer skjæringspunktet mellom vedkommende karakteristikken med et horisontalt plan. Helningen er karakteristikkens helningsvinkel nedover relativt til det horisontale planet. Ofte er helningen anslått til å være perpendikulært til strøket. Oppløsningsprosessen skaper åpninger eller huler, kjent som karsthuler rundt bruddstrukturenes skjæringspunkter, og karstkarakteristikkene er forventet å følge formasjonens helning på grunn av grunnens kontrastoppløselighet.

Bruddstrukturene eller hulene som oppstår i formasjonen under overflaten reflekterer seismiske bølger annerledes enn solide bergkarakteristikker eller lagene som omgir bruddstrukturer eller huler. To typer seismiske bølger er P- bølger og S-bølger. P-bølger eller primærbølger har høyere hastigheter enn S-bølger og er dermed de første som nedtegnes av seismiske eller akustiske mottagere/sensorer. P-bølger er også kjent som trykkbølger siden de dannes av vekslende kompresjoner og fortynninger. I isotropiske og homogene faste bestanddeler er polariseringen av P-bølger langsgående. Dermed har partiklene i faste bestanddeler vibrasjoner langs eller parallelt med bølgeenergiens reiseretning. S-bølger er sekundære eller forskyvende (tverrgående) bølger som har en bevegelse perpendikulært til bølgeforplantningens retning. S-bølger reiser saktere gjennom berget enn P- bølger. P- bølger og S-bølger kan reflekteres enten som P- bølger eller S- bølger når bølgene treffer en materialgrense som de strømmer gjennom. Dermed kan flere bølgetyper nedtegnes med seismiske- eller lydmottagere/sensorer inkludert direkte P-bølger (ikke-reflekterte bølger), direkte S-bølger (ikke-reflekterte bølger), P-P-bølger (også «PrP» - P-bølger reflektert som P-bølger), P-S-bølger (også «PrS» - P-bølger reflektert som S-bølger), S-P-bølger (også «SrP» - S-bølger reflektert som P- bølger) og S-S-bølger (også «SrS» - bølger S-bølger reflektert som S-bølger).

Huler og bruddstrukturer har sterke S-S refiektivitetO fordi de er tomme eller fylt med vann, gass og/eller olje. Det er det mulig å avbilde karsthuler ved bruk av migrasjon for én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølger som beskrevet heri. En bruddstruktur er avbildet som en serie av karsthuler innrettet i en spesifikk retning. Omfanget av bruddstrukturer og karsthuler er av stor interesse siden disse karakteristikkene kan fylles med produserbare hydrokarboner.

Schlumbergers BARS-tjeneste kan brukes med eksempelverktøyet og eksempelprosesser beskrevet heri. I ett eksempel sender én eller flere sender lydsignaler og én eller flere mottakere samler eller føler og nedtegner lydsignalene inkludert direkte S- og direkte P-bølger og de diverse reflekterte bølger. De akustiske data i signalene blir filtrert for å ekstrahere eller erverve S-S, P-S og/eller S-P reflekterte bølgeformen.

Flere behandlings- eller migrasjonsoperasjoner kan utføres med den innsamlede data og spesifikt med S-S, P-S og/eller S-P reflekterte bølgeformdata som beskrevet i nærmere detalj nedenfor. For eksempel er helningsvinkelen på formasjonens egenskap (f.eks. bruddstruktur) anslått basert på en modelleringsteknikk slik som for eksempel modelleringsteknikken beskrevet nedenfor og generelt med hensyn til figurene 12, 13,14A, 14B og 15 hvor ulike helningsvinkler er testet eller evaluert for å generere syntetiske bølgeformer. Helningsvinkelen som gir den beste overenskomsten mellom syntetiske og målte bølgeformer, velges som den anslåtte helningsvinkelen. S-S, P-S og/eller S- P reflekterte bølgeformdata er migrert ved bruk av den anslåtte helningsvinkelen som i siste instans vil åpenbare et S-S-refleksjonspunkt for karakteristikken av interesse. Et koordinatsystem er etablert langs en brønn med migrasjonen av S-S, P-S og/eller S-P reflektert data. Det etablerte koordinatsystemet inkluderer én første akse i brønnens retning, én andre akse perpendikulært til den første aksen og perpendikulært til formasjonskarakteristikkens strøk (m.a.o. i helningens retning). En innsnevret vinklet rekkevidde for migrasjonsåpningen er brukt rundt den relative vinkelen mellom formasjonen og brønnen for å innskrenke refleksjonsvinkelen for elastiske bølger for avbilding. En rekkevidde på 2,5 grader til 5,0 grader kan for eksempel brukes. Den innsnevrende vinkelåpningen i migrasjonen reduserer tilsmussing over bildet med huler av begrenset størrelse. I alternative eksempler kan felles dybdepunkt transformere (kartlegging) brukes i stedet for den innsnevrede åpningsmigrasjonen. Etter migrasjonen av én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata er S-S, P-S og/eller S-P refleksjonspunktet for data avgjort og kan bli kartlagt i et migrasjonsbilde. Kulmineringen av flere S-S, P-S og/eller S-P refleksjonspunkter etablerer omfanget av hulene og/eller bruddstrukturene.

Nå med henvisning til figurene, figurene 1A-1D viser typisk seismisk-under-boringsverktøyer med én eller flere sendere 1 plassert ved overflaten og én eller flere mottagere 2 plassert i borehull 3. Figurene IA og IB viser at brønnhullsverktøyet kan inkludere én enkelt mottager 2 i borehull 3.1 tillegg viser figurene IA og 1C at én enkelt sender 1 kan implementeres som én enkelt seismisk kilde (f.eks. signal), mens figurene IB og ID viser alle avsenderne 1 som gir respektive seismiske kilder. Figur IB viser mottaker 2 som tar i mot refleksjoner og direkte signaler fra senderne 1, mens figurene 1C og ID viser flere sendere 2 som mottar signaler direkte fra én eller flere sendere 1.

Seismiske bilder kan genereres fra arrangementet av sender(e) 1 og mottager(ne) 2 i figurene 1A-1D. Figur IA viser en refleksjon av signalet fra et berggrenselag eller en leiegrense 4. Den seismiske avbildningen av leiegrensen genererer en null-forskyving loddrett i forhold til det seismiske profilarrangementet. Figur IB viser en refleksjon av signalet fra en leiegrense 4. Den seismiske avbildningen av leiegrensen genererer en korridor loddrett i forhold til det seismiske profilarrangementet. Figur 1C viser én refraksjon gjennom salt-domsgrenser. Den seismiske avbildningen genererer en saltnærhet loddrett i forhold til den seismiske profilen. Figur ID inkluderer refleksjoner av berglagsgrense 4 og/eller noen direkte signaler fra sender 1. Denne seismiske avbildningen generer en korridor over den loddrette, seismiske profilen. De loddrette profilene og/eller arrangementet henvist til i figur 1A-1D er merket loddrett fordi mottaker(e) 2 er orientert loddrett langs borehull 3.

Videre kan hver mottaker(e) 2 inkludere sensorer spredt jevnt rundt mottagerens omkrets. For å avgjøre avstanden mellom verktøyet i borehull 3 til en første del av grense 4 av et berglag hvor sender(e) 1 overfører et første signal. Dette første signalet forplanter seg i alle retninger gjennom berglaget. Signalet reflekteres tilbake til borehull 3 når signalet når berglagets grense 4. Mottaker(ne) 2 kan dermed detektere det reflekterte signal. På samme måte kan et andre signal overføres av sender(e) 1 og mottas av mottaker(e) 2 etter det reflekteres av grense 4. Distansen mellom grense 4 kan relateres til tidspunktet for det første signalet for å nå hver mottaker 2, distansen fra hver av mottaker(e) 2 til sender 1 og hastigheten på det første signalet. Det kan være separate tids-distanseforhold for hver sensor innenfor mottaker 2 som mottar det reflekterte første signalet. På samme måte kan tidspunktet for det første signalet for å nå hver mottaker 2, distansen fra hver av mottagere 2 til sender(e) 1 og hastigheten på det første signalet relateres til avstanden på grense 4 Disse forholdene kan deretter kombineres til en likhetsmodell for å kalkulere avstanden fra en del av grensen 4.

Figur 2 illustrerer et wellsitt-system hvor disse eksemplene kan brukes. Wellsit kan være på land eller offshore. I dette eksempelsystem dannes et borehull lii underjordiske formasjoner ved rotasjonsbormaskin på en måte som er vel kjent. Eksemplene beskrevet heri kan også bruke retningsboring som vil beskrives her senere..

En borestreng 12 is suspendert inne i borehull 11 og har en bunnhullsmontasje 100 som inkluderer en borekrone 105 ved den nedre enden. Overflatesystemet inkluderer en plattform og boretårnsmontasje 10 plassert over borehull 11, boretårnsmontasje 10 inkluderer et rotasjonsbord 16, en kelly 17, en drivrør krok 18 og roterende svivel 19. Borestreng 12 roteres av et rotasjonsbor 16 aktivert på måter som ikke vises, som kobler seg til drivrør 17 på den øvre enden av borestrengen. Borestreng 12 er suspendert fra krok 18 som er festet til en bevegende blokk (heller ikke vist) gjennom drivrør 17 og roterende svivel 19 som tillater rotasjon av borestreng 12 relativ til krok 18. Det er velkjent at ett toppdrevet system kan også brukes som et alternativ..

I dette eksempelet kan overflatesystemet videre inkludere borevæske eller slam 26 lagret i et hull 27 dannet ved wellsitten. En pumpe 29 leverer borevæske 26 inn i borestrengen 12 via en åpning i svivel 19 som fører til at borevæske flyter nedover gjennom borestreng 12 som indikert av retningspil 8 Borevæsken går ut av borestreng 12 via åpninger i borekrone 105 og sirkuleres deretter oppover gjennom det ringformede området mellom utsiden av borestrengen og borehullsveggen som indikert av retningspilene.9. Borevæsken smører borekronen 105 og bærer formasjonsborekaks opp til overflaten ettersom det returneres til hull 27 for resirkulering.

I tillegg kan wellsitt-systemet inkludere et kommunikasjonsrelé 45 og en logge- og kontrollprosessor 50. Eksempelkommunikasjonsrelé 45 kan motta informasjon og/eller data fra sensorer, sendere og/eller mottagere plassert inne i bunnhullsmontasjen 100.Informasjonen kan mottas av kommunikasjonsrelé 45 via fastlinjekommunikasjonsbane gjennom borestreng 12 og/eller via en trådløs kommunikasjonsbane. Kommunikasjonsrelé 45 overfører den mottatte informasjon og/eller data til logge- og kontrollprosessor 50.1 tillegg kan kommunikasjonsrelé 45 motta data og/eller informasjon fra logge- og kontrollprosessor 50. Ved mottak av data og/eller informasjon kan kommunikasjonsrelé 45 videresende data og/eller informasjon til de (den) egnede sensoren(e), sender(e) og/eller mottaker(e) inne i bunnhullsmontasjen 100.

Eksempel på logge- og kontrollprosessoren 50 kan inkludere et brukergrensesnitt som gjør visning av innmatede og/eller utmatede parametere mulig. I tillegg kan logge- og kontrollprosessor 50 kontrollere avbildningen av bruddstrukturer eller huler (f.eks. karsthuler) i en underjordisk formasjon. For eksempel kan logge- og kontrollprosessoren 50 plassere bunnhullsmontasje 100 og/eller sonisk og/eller seismisk avbildningsverktøy inne i borehull 11, instruere senderne til å overføre et signal for mottakerne og/eller sensorene og motta.

I tillegg kan logge- og kontrollprosessor 50 kalkulere en avstand fra borehull 11 til en del av en bruddstruktur og/eller hule (f.eks. et S-S refleksjonspunkt) basert på overført og mottatt signal. Mens logge- og kontrollprosessor 50 er avbildet på toppen av hullet på overflaten og inne i wellsitt-systemet kan en del eller hele logge- og kontrollprosessor 50 plasseres i en bunnhullsmontasje 100 og/eller på en fjerntliggende lokalitet.

Logge- og kontrollprosessor 50 er beskrevet i større detalj i sammenheng med figur 9.

Bunnhullsmontasje 100 i det illustrerte eksempelet inkluderer en logge-mens-boring (LWD) modul 120, en måle-mens-boring (MWD) modul 130, et virvelstyrt system og motor 150 og en borekrone 105.

LWD- modul 120 er plassert i en spesielt vektrør og kan inneholde en eller flere loggeverktøy. Videre kan mer enn én LWD- og/eller MWD-modul benyttes, f.eks. slik som anvist i 120A. (Henvisninger til en modul i posisjon 120 kan i tillegg i alle henvisninger heri alternativt bety en modul i posisjon 120A). LWD-modul 120 inkluderer evne til å måle, behandle og lagre informasjon, i tillegg til å kommunisere med overflateutstyr. I dette eksempelet inkluderer LWD- modul 120 måleenheter som både bruker trykk og lyd. MVD- modul 130 er også plassert i et spesielt vektrør og kan inneholde én eller flere enheter for å måle karakteristikker for borestrengen og borekronen. MWD verktøy 130 inkluderer videre et apparat (ikke vist) for å generere elektrisk kraft til brønnhullssystemet. Dette kan typisk inkluderer en slamturbingenerator drevet av borevæskens strømning, og det er underforstått at andre kraft og/eller batterisystemer kan benyttes. I dette eksempelet inkluderer MWD modul 130 én eller flere av de følgende måleenhetstyper; en borekronebelastningsmåle enhet, dreiemomentmålingsenhet, vibrasjonsmåleenhet, sjokkmålingsenhet, luggemålingsenhet, retningsmåleenhet og helningsmåleenhet.

En spesielt fordelaktig bruk av systemet her er i samband med kontrollert styring og retningsboring. I dette eksempelet gis et virvelstyrt undersystem 150 (figur 2). Retningsboring er et bevisst avvik av brønnhullet fra den retningen det vanligvis ville ha tatt. Med andre ord, er retningsboring styring av borestrengen slik at den beveger seg i ønsket retning. Retningsboring er for eksempel fordelaktig i offshoreboring fordi det gjør det mulig å bore flere brønner fra en enkelt plattform. Retningsboring gjør det også mulig å bore horisontalt gjennom et reservoar eller en hule. Horisontal boring gjør det mulig for en lengre lengde av borehullet å gå igjennom reservoaret, som øker brønnens produksjonsrate. Et retningsboringssystem kan i tillegg også brukes i vertikale operasjoner.

Ofte vil borekronen skli vekk fra en planlagt trajektorie på grunn av formasjonens uforutsigbare natur under penetrasjon eller de varierende kreftene som borekronen utsettes for eller geologien kan være annerledes enn hva som var forventet. Når slike avvik oppstår, kan et retningsboringssystem brukes til å få borekronen tilbake i på riktig kurs.

Figur 3 avbilder et seismisk logge-mens-boreverktøy som kan være LWD-verktøy 120 eller del av et LWD-verktøysett 120 A av typen beskrevet i amerikansk patent nummer 6,308.137, innlemmet i dette dokumentet i sin helhet ved henvisning heri. I eksempelet vist i figur 3 er en offshore rigg 210 brukt og en seismisk senderkilde eller geofongruppe 214 er plassert nært vannets overflate. Alternativt kan enhver annen passende kilde eller sendertype for bunnhull eller toppen av hullet benyttes. En prosessor på toppen av brønnen kontrollerer avfyring av sender 214. Utstyret på toppen av brønnen kan også inkludere akustiske mottakere og en opptaker for å fange opp referansesignaler nær kilden. Utstyret på toppen av brønnen inkludere telemetriutstyr for å motta MWD signaler fra brønnhullsutstyret. Telemetriutstyret og opptakeren er vanligvis koplet til en prosessor slik at opptak kan synkroniseres ved bruk av klokker på toppen og bunnen av brønnhullet. Brønnhulls LWD modul 200 inkluderer minst akustiske mottager 231 og 232 som er koblet til en signalprosessor slik at nedtegningene kan være signaler som er oppdaget av mottakerne i synkronisering med signalkildens avfyring. Alternativt kan en akustisk kilde 240 i brønnhullet tilføres som videre beskrevet heri.

Energibølger kan returneres bakover mot et verktøy eller en annen kilde ved hjelp av refraksjonsmekanismen. Figur 4 avbilder bruddmekanismen i et medium som gradvis endres. Medium 300 har en gradvis og kontinuerlig økende hastighetsprofil i retningen til pil 312. Akustisk kilde 310 avgir akustisk energi langs bølgestråle 320. Bølgestrålene er krummet som vist i figur 4 fordi mediumshastigheten øker gradvis. I mange bunnhullssituasjoner øker imidlertid ikke hastighetsprofilen gradvis, men der er snarere en uttrykkelig grenseflate. Figur 5 avbilder bruddmekanismen i forhold til en nærliggende kontaktflate. Medium 400 har en lavere hastighet enn medium 402, og de to mediene er separert av en grenseflate 404. På grunn av grenseflate 404 reiser energi fra kilde 410 langs grenseflate 404 i form av frontbølger som vist av bølgestråle 420. Dermed kan denne modellen for refraktert energi brukes til å analysere data der en brønn sitter i mediet med lavere hastighet og et medium med høyere hastighet ligger svært nærme. Figur 6A avbilder brønnhullsmålingen av bruddenergi fra verktøy i borehullet. Borehull 540 ligger i sin helhet inne i underjordisk grunnformasjon 500 som har en første forplantningshastighet vi. En nærliggende grunnformasjon 502 har en forplantningshastighet V 2 og er separert fra formasjon 500 av kontaktflate 504. Videre i dette eksempeletV2>Vi. ligger verktøy 530 inne i borehull 540. Et verktøy 530 kan være et verktøy plassert med en vaier eller det kan plasseres ved hjelp av andre måter slik som en spirals lange eller på et vektrør under boreoperasjonen. Akustisk kilde 510 er plassert på verktøy 530 som vist og generer akustisk energi. Akustisk energi reiser langs flere strålebaner som korresponderer med ulike forplantningsmoduser. Verktøymodusen forplantes langs verktøyskroppen som vist av strålebane 524. En sammentrykkende frontbølge forplantes langs borehullsveggen som vist av strålebane 522. Energien refraktert av grenseflate 504 som reiser gjennom formasjon 500 mot grenseflate 504, langs grenseflate 504 og deretter tilbake gjennom formasjon 500 mot en mottakergruppe 532 som vist av strålebane 520.

Ytterligere én frontbølge generes på grenseflaten mellom de to formasjonene når annen formasjon med en høyere kompressionshastighet er plassert nært borehullet som vist i figur 6A. Frontbølgen på borehullsveggen ankommer først for mottakere nær kilden. Det har imidlertid blitt funnet at større kilde-mottakerseparasjoner frontbølge forplantning langs grenseflaten mellom formasjonene blir oppdaget først. Ankomsttid og utflytting langs gruppen kan analyseres for å avgjøre distansen fra borehullet til grensen 504 mellom formasjonene. Figurene 6B og 6C er eksempel på tverrvisninger på verktøyet vist i figur 6a. I figur 6b er fire mottakere 560, 562, 564 og 566 plassert på hver mottakerstasjon og gir dermed azimutisk oppløsning til de refraktere akustiske energidata. Figur 6C viser et opplegg på åtte azimutisk distribuerte mottakere for hver mottakerstasjon på gruppen 532 (som vist i figur 6A) og gir dermed en større azimutisk oppløsning. Figur 7A avbilder brønnhullsmålingen av bruddenergi fra et LWD-verktøy i et borehull under en boreoperasjon. Borehull 640 ligger i sin helhet inne i underjordisk bergformasjon 600 som har en første forplantningshastighet Vi, En nærliggende bergformasjon 602 har en forplantningshastighet V2og er separert fra formasjon 600 av kontaktflate 604. Slik som i eksempelet i figur 6A, i dette eksempelet V2>Vi, ligger, bunnhullsmontasje 630 inne i borehull 640 og inkluderer borekrone 650 og et virvelstyrt undersystem 652. Virvelstyrt undersystem 652 gir retningsboring og geostyring i respons til analysen av refrakterte energimålinger. Alternativt kan undersystem 652 inkludere en slammotor og et bøyd stykke for å gi retningsdrillingsevne. Akustisk kilde 610 er plassert på montasje 630 er vist og generer akustisk energi. Akustisk energi reiser langs flere strålebaner som korresponderer med ulike forplantningsmoduser. Verktøymodusen forplantes langs verktøyskroppen som vist av strålebane 624. En sammentrykkende frontbølge forplantes langs borehullsveggen som vis av strålebane 622. Energien refraktert av grenseflate 604 reiser gjennom formasjon 600 mot grenseflate 604, langs grenseflate 604 og deretter tilbake gjennom formasjon 600 mot en mottakergruppe 632 som vist av strålebane 620. På tross av at mottakergruppe 632 er vist nærmere borekrone 650 enn kilde 610, er mottakergruppe 632 er plassert lenger borte fra borekrone 650 enn kilde 610 for å redusere mengden støy mottatt fra borekrone 650 i et alternativt eksempel. Figurene 7B og 7C er eksempler på tverrsnitt av LWD-verktøy vist i figur 7a. I figur 7b er fire mottakere 660, 662, 664 og 666 er plassert på hver mottakerstasjon og gir dermed azimutisk oppløsning til de refraktere akustiske energidata. Ytterligere azimutal oppløsning kan oppnås ved å foreta målinger på grunn av rotasjonen på vektrøret under boreoperasjonen mens vektrøret blir rotert i ulike posisjoner. For eksempel viser figur 7C viser et opplegg som inkluderer én enkelt mottaker for hver mottakerstasjon. Azimutisk oppløsning er gitt ved å foreta målinger ved vektrørets ulike roteringsposisjoner.

Refraksjon henviser til endringen i bølgefrontens reiseretning, eller bøying på strålen, slik den passerer fra ett medium til ett annet som uttrykt i Snells lov. Figur 8 gir en grunnleggende illustrasjon av Snells lov. Snells lov er gitt i ligning (1).

Her/og r er hendelses- og refrakterte vinkler som vist i figur 8, og vi og v2korresponderer til hastighetene i lagene medium 1 og medium 2 som vist i figur 8. Figur 8 kan også illustrere loven om refleksjon. Loven om refleksjon er at hendelsesstrålen, den reflekterte strålen og normalen til refleksjonsoverflaten på hendelsespunktet ligger på det samme plan og at vinkelen på hendelsesstrålen sammen med normalen er lik vinkelen som den reflekterte strålen har til den samme normalen.

Figur 9 viser et eksempel på et funksjonelt diagram av logge- og kontrollprosessor 50 i figur 2. Eksempel logge- og kontrollprosessor 50 sender overføringsinstruksjoner til et verktøy (f.eks. eksempel-verktøy 530 på figur 6A, LWD modul 120 og 120A og/eller MWD modul 130 på figur 2) og behandler mottatte signaler og/eller meldinger fra verktøyet for å kalkulere beliggenhet og form på en bruddstruktur og/eller hule (f.eks. en karsthule) i en underjordisk formasjon. I tillegg kan logge- og kontrollprosessor 50 bruke signalmigrasjon og/eller likhetsbehandling av S-S reflekterte bølgeformer for å avbilde bruddstrukturen og/eller hulen.

Eksempel på logge- og kontrollprosessor 50 inkluderer en inndata mottaker 702 for å motta signaler og/eller meldinger fra sensorer og/eller mottakere inne i verktøyet. Eksempelinndataenhet 702 mottar signalene og/eller meldingene via en kommunikasjonsbane 720 som kan kobles kommunikasjonsmessig til verktøy som inkluderer sendere, mottakere og/eller sensorer. Kommunikasjonsbanen 720 kan inkludere enhver fastlinjekommunikasjonsbane(r) og/eller enhver trådløs kommunikasjonsbane(r).

Inndatamottakeren 702 kan motta signaler og/eller meldinger ved å spørre hver mottaker og/eller sensorer om eventuelt mottatt signaldata som kan ha blitt akkumulert eller samlet av mottakere og/eller sensorer. Alternativ kan inndata mottaker 702 motta signaler og/eller meldinger eller, informasjon eller data generelt fra sensorer og/eller mottakere på de sensorene og/eller mottakere som oppdager en signalporsjon (f.eks. en porsjon av signal 520, 522 i figur 6A). Ved mottak av signaler og/eller meldinger kan eksempel inndatamottaker 702 stille informasjon eller data assosiert med signaler og/eller meldinger i kø til en formasjonsprosessor 704 er tilgjengelig for å behandle informasjonen. Alternativ kan inndatamottaker 702 analysere den mottatte meldingen for informasjon inkludert i meldingen inkludert mottagerens identitet og/eller identiteten til sensoren som oppdaget signalporsjonen, og overførte meldingen, tidspunktet signalet ble oppdaget og/eller all annen data inkludert i signalet som ble oppdaget. Når denne informasjonen parseres, kan inndatamottaker 702 videresende informasjonen til en formasjonsprosessor 704 for behandling. I enda et annet eksempel kan inndataprosessor 702 bufre mottatte meldinger til inndataprosessor 702 mottar en forespørsel om data fra formasjonsprosessor 704. Ved mottak av meldingen kan inndatamottaker 702 videresende data eller informasjon inkludert i mottatte signaler og/eller meldinger og/eller mottatte meldinger for formasjonsprosessor 704.

Eksempel på logge- og kontrollprosessor 50 i figur 9 inkluderer formasjonsprosessor 704 for å avbilde en bruddformasjon og/eller hule i et underjordisk miljø. Eksempel på formasjonsdataprosessor 704 mottar meldinger og/eller data inkludert i mottatte signaler og/eller meldinger og/eller mottatte meldinger for formasjonsprosessor 702. Eksempelformasjonsprosessor 704 sammenligner deretter de meldingene og/eller data med data forbundet med overføringen av et korresponderende signal. Data forbundet med signaloverføring kan inkludere tiden signalet var overført fra en sender (f.eks. et tidsstempel), signaltype og/eller all annen data inkludert i signalet.

Ved å sammenligne den mottatte meldingen til det overførte signalet og/eller meldingsdata kan formasjonsprosessor 704 kalkulere in-line-hastigheten på signalet og avgjøre tidsperioden som har passert for hver signalporsjon å forplantes fra sender til den korresponderende sensor og/eller mottaker. Formasjonsprosessor 704 kalkulerer forplantningstiden ved å trekke fra tidspunktet da en del av signalet ble mottatt av en sensor og/eller mottaker fra tidspunktet signalet ble overført. I tillegg kan eksempelformasjonsprosessor 704 kalkulere signalhastigheten i røret ved å avgjøre et første tilfelle eller hendelse for et mottatt signal og/eller melding fra en mottaker, kalkulere tidsperioden det tar for signalet å forplante seg fra senderen til mottakeren og/eller sensoren og dele avstanden mellom senderen og mottageren med tidsperioden. Videre kan eksempel-formasjonsprossesor 704 kalkulere in-line-signalhastigheten ved å bruke likhetsanalyse på signalet som reiser langs mottakerne inne i det seismiske og/eller sonisk verktøy.

Den første instansen av mottatt signal og/eller melding er generelt en del av signalet som beveger seg i retning langs verktøyet (f.eks.in-line) fordi det er den korteste distansen for signalet å bevege seg. Påfølgende instanser eller hendelser avat mottakerens registrering deler av signalet er vanligvis fra refleksjoner av formasjonsoverflater (f.eks. bruddstrukturer og/eller huler) og tilbake til verktøyet som involverer en større distanse enn distansen direkte fra sender til mottaker.

Eksempel på-formasjonsprosessor 704 kan avgjøre avstander mellom hver sender og mottaker og/eller sensor ved å aksessere en verktøysegenskapsdatabase 706. Dersom formasjon prosessor 704 for eksempel mottar et signal eller en melding som indikerer at signalporsjonen var mottatt av en sensor med en identifikasjons verdi på DM01, kan formasjonsprosessor 704 aksessere database 706 for å avgjøre om sensor DM01 har en lokalitet som er to meter fra senderen.

Ved kalkulasjon av tidsperiodene kan eksempelformasjonsprosessor 704 generere en ligning, et matematisk forhold og/eller tids-distansehastighetsforhold for hver mottaker og/eller sensor som relaterer en distanse til en del av en bruddstruktur og/eller hule (f.eks. et S-S-refleksjonspunkt) for signalets propagasjonstid, en avstand fra mottaker til sender, signalets in-line-hastighet og/eller den reflekterte/refrakterte hastigheten på den mottatte signaldelen.

Eksempelformasjonsprosessor 704 kan avgjøre at ytterligere data er nødvendig for å kalkulere en distanse til en bruddstruktur- og/eller hulekarakteristikk i den underjordiske formasjonen. I disse tilfellene kan formasjonsprosessor 704 kan sende en melding til en kommandoprosessor 706 for å instruere en sender om å overføre et annet signal. Ved mottak av denne meldingen kan kommandoprosessor 706 instruere en overføringsadministrator 708 om å overføre et signal. Instruksjonene kan inkludere et tidspunkt for å overføre signalet og/eller signaltype (f.eks. signal frekvensen, signalimpulshøyde, signalvarighet osv.).

Formasjonsprosessor 704 kan benytte flere ligninger for å avgjøre vinkelen på forplantningen for hver signaldel for å avgjøre hastighet og avstand til en del av bruddstruktur og/eller hule. Formasjonsprosessor 704 kan benytte enhver best-tilpasningsmodell, minste kvadrat best-tilpasningsmodell, variansen best-tilpasningsmodell og/eller enhver annen best-tilpasningsmodell Alternativt kan formasjonsprosessor 704 organisere ligningene inn i en ligningsmatrise eller - system for å modellere og/eller og avgjøre avstand til en del av bruddstruktur og/eller hule.

Videre er det slik at fordi refleksjonspunktene på signaldelene er et stykke fra hverandre, kan formasjonsprosessoren 704 kan fastslå en avstand fra hvert refleksjonspunkt i en del av bruddstrukturen og/eller hulen til et rettvinklet punkt i verktøyet.

Ved kalkulasjon av avstande(r) fra verktøyet til delen av bruddstrukturen og/eller hulen som blir avbildet eller målt, videresender formasjonsprosessoren 704 disse distanse(ne) til en S-S-bølgeform-migrator 710. Eksempel-S-S-bølgeform-migrator 710 avgjør avstander mellom de kalkulerte avstandene mellom verktøyet og delene av bruddstrukturen/hulen for å generere en kontinuerlig bruddstruktur/hule for avbilding (inkludert alle S-S-refleksjonspunkter). S-S-bølgeform-migrator 710 avgjør for eksempel avstanden mellom punktene til verktøyet dersom S-bølgeform-migrator 710 mottar avstand til én eller flere refleksjonspunkter fra formasjonsprosessor 704. Eksempel S-S-bølgeform-migrator 710 fastsetter disse avstandene ved bruk av migrasjonsprosessorbehandling som anslår avstandene til bruddstrukturen/hulen mellom refleksjonspunktene basert på målte eller anslåtte avstander med punktene. Selv om begrepet «S-S-bølgeform-migrator» benyttes i denne beskrivelsen, så kan migratoren behandle andre bølgeformer inkludert f.eks. P-S- og S-P-bølgeformer og relaterte refleksjonspunkter.

I tillegg kan eksempel-S-S-bølgeform-migrator 710 i figur 9 kan lagre de anslåtte avstandene i en database. Når verktøyet deretter beveges inne i borehullet for å avgjøre avstander til (m.a.o. for å avbilde) andre deler av bruddstrukturene/hulene, migreres (f.eks. interpolerer) S-S-bølgeform-migrator 710 avstandene fra bruddstrukturen/hulen mellom verktøyets målelokaliteter. Dersom det for eksempel er en syv fots avstand mellom måle lokaliteten på verktøyet, kan S-S-bølgeform-migrator 710 anslå bruddstruktur/hule mellom disse punktene basert på kalkulerte avstander. S-S-bølgeform-migrator 710 genererer som et resultat et kontinuerlig bilde av bruddstruktur/hule for deler av den underjordiske formasjonen som har blitt målt.

Eksempel-SS-bølgeform-migrator 710 kan også skape bilder fra kalkulerte og /eller anslåtte distanser for bruddstrukturer/huler. Disse bildene kan vise berglagsform, dybde, grense og/eller annen informasjon som kan avgjøres fra den kalkulerte distansen. Eksempel-S-S- bølgeform-migrator 710 kan overføre bildene, de kalkulerte avstandene og/eller anslåtte avstandene til en operatør via en kommunikasjonsbane 728.

Eksempel på logge- og kontrollprosessor 50 inkluderer en kommandoprosessor 706 for å administrere aktivitetene og/eller funksjonene til formasjonsprosessor 704, S-S- bølgeform-migrator 710 og/eller overføringsadministrator708. Kommandoprosessor 706 kan motta kommandoer fra en olje- og/eller gassprodusent-operatør via en kommunikasjonsbane 726. Operatøren kan sende instruksjoner til kommandoprosessor 706 for å sette i gang avbildning av en bruddstruktur/hule for og sette i gang bildebehandling av en bruddstruktur/hule og/eller avgjøre operasjonseffektiviteten til formasjonsprosessor 704.1 tillegg kan en operatør overføre en bildeprofil til eksempelkommandoprosessor 706 for å spesifisere lokaliteter inne i et borehull som verktøyet skal avbilde og/eller måle. Kommandoprosessor 706 kan deretter styre signaloverføringens tidsinnstilling og behandling av de mottatte data via formasjonsprosessor 704 for å sørge for at en bruddstruktur/hule er målt og/eller avbildet i henhold til bildeprofilen. I tillegg kan kommandoprosessor 706 instruere verktøyets bevegelse.

For å administrere generering og overføring av kommandoer til sendere, sensorer, og/eller mottakere inkludert inne i verktøyet, inkluderer eksempelet på logge- og kontrollprosessor 50 i figur 9 overføringsadministrator 708. Ved mottak av en instruksjon om å overføre et signal tar oveføringsadministrator 708 en avgjørelse om hvilken avsender som skal sende signalet, tidspunktet signalet skal overføres og hvilken type signal som skal overføres og/eller signalegenskaper for signalet som skal overføres. Eksempeloverføringsadministratoren 708 sender deretter en overføringsmelding til den korresponderende sender inkludert inne i verktøyet via en kommunikasjonsbane 722. Kommunikasjonsbanen 722 kan inkludere enhver fastlinjekommunikasjonsbane(r) og/eller enhver trådløs kommunikasjonsbane(r).

Overføringsmeldingen kan inkludere signaltypen senderen skal overføre, en lengde for signaloverføringen (f.eks. 1 sekund), et tidspunkt for overføring av signalet og/eller signalegenskaper (f.eks. frekvenshøyde, frekvens osv.) Alternativt kan overføringsadministrator 708 sende en overføringsmelding til vedkommende sender på det tidspunktet senderen skal overføre et signal. Ved mottak av meldingen kan senderen deretter overføre et spesifisert signal. I tillegg kan overføringsadministrator 708 sende en overføringsmelding til mottakerne og/eller sensorene for å varsle mottakere og/eller sensorer om at et signal vil bli overført. Denne alarmen kan aktivere sensorer og/eller mottakere og/eller gi sensorer og/eller mottakere et tidspunkt når signalet skal overføres.

Eksempel på verktøydatabase 706 lagrer kjente egenskaper for verktøyet, inkludert avstanden mellom sendere, mottakere og/eller sensorer og/eller plasseringen av sensorene rundt verktøyets omkrets. Database 706 kan også lagre orienteringsvinkelen for hver av sensorene og/eller signaltypen(e) som senderne er konfigurert til å mate ut. Videre kan database 706 lagre identifikasjonsinformasjon for hver av senderne, mottakerne og/eller sensorene. Data inne i databasen 706 kan bli oppdatert, lagt til, slettet, og/eller modifisert av en operatør via en kommunikasjonsbane 724. En operatør kan for eksempel endre avstanden mellom mottakere og sendere etter en re-utforming eller rekonfigurering av verktøyet. Verktøysdatabasen 706 kan implementeres ved direkteminne (RAM), skrivebeskyttet minne (ROM), programmerbart ROM (PROM), elektronisk programmerbart ROM (EPROM), elektronisk slettbart PROM (EEPROM), og/eller enhver annen type minne.

Mens et eksempel på en måte å implementere logge- og kontrollprosessor 50 er avbildet i figur 9, kan én eller flere grenseflater, data struktur, elementer, prosesser og/eller enheter avbildet i figur. 9 bli kombinert, delt, omgruppert, utelatt, eliminert og/eller implementert på enhver annen måte. For eksempel kan eksempel på inndatamottaker 702, eksempelformasjonsprosessor 704, eksempelkommandoprosessor 706, eksempeloverføringsadministrator 708 og/eller eksempel-S-S-bølgeform-migrator 710 illustrert i figur 9 implementeres separat og/eller i kombinasjon ved bruk av for eksempel maskintilgjengelig eller lesbare instruksjoner utført av en én eller flere beregningsenheter og/eller beregningsplattformer (f.eks. eksempelberegningssystemet 1900 i figur 20).

Videre kan eksempelinndatamottaker 702, eksempel-formasjonsprosessor 704, eksempelkommandoprosessor 706, eksempeloverføringsadministrator 708, eksempel-S-S-bølgeform-migrator 710 og/eller mer generelt eksempel på logge- og kontrollprosessor 50 implementeres ved bruk av maskinvare, programvare, fastvare og/eller enhver kombinasjon av maskinvare, programvare og/eller fastvare. Dermed kan for eksempel enhver eksempelinndatamottaker 702, eksempelformasjonsprosessor 704, eksempelkommando prosessor 706, eksempel-overføringsadministrator 708, eksempel S-S-bølgeform-migrator 710 og/eller mer generelt, eksempel på logge- og kontrollprosessor 50 implementeres av én eller flere krets(er), programmerbare prosessor(er), programspesifikk integrert(e) krets(er) (ASIC(-er)) programmerbare logiske enhet(er), (PLD(-er)) og/eller logiske enhet(er) som er programmerbare i feltet (FPLD(er)) osv.

Figurene 10 og 11 er flytdiagrammer av eksempelprosesser som kan brukes til å implementere

eksempel på logge- og kontrollprosessoren 50, eksempel på seismisk bildeverktøy 502, eksempelsenderne 510

og 610, eksempel-mottakerne 560, 562,564, 566, 660,662, 664, 666 og 668, eksempelformasjonsprosessoren

704, eksempel-S-S reflekterte bølgeform-migratoren 710, eksempelkommandoprosessoren 706 og/eller eksempel overføringsadministratoren 708 i figurene 2, 6A, 7A og/eller 9. Eksempel-prosessen i figurene 10

og/eller 11 kan utføres av en prosessor, kontroller og/eller enhver annen egnet behandlingsprosessorenhet. For eksempel kan eksempel-prosessen i figurene 10 og 11 være utformet i kodede instruksjoner lagret på et hvilket som helst håndgripelig medium som er lesbart for en datamaskin, slik som et flashminne, en CD, DVD, diskett, ROM, RAM, programmerbart ROM (PROM), elektronisk programmerbart ROM (EPROM), elektronisk

slettbart PROM (EEPROM), optisk lagringsdisk, en optisk lagringsenhet, magnetisk lagringsdisk, magnetisk lagringsenhet og/eller ethvert annet medium som kan brukes til å holde eller lagre programkode og/eller instruksjoner i form av metoder, prosesser eller datastrukturer og som kan aksesseres av en prosessor, en generell- eller spesialdatamaskin eller andre maskiner med en prosessor (f.eks. eksempeldatamaskinsystemet 1900 diskutert nedenfor i forbindelse med figur 20). Kombinasjoner av de ovennevnte er også inkludert innenfor omfanget av media som er lesbare for en datamaskin.

Prosesser omfatter f.eks. instruksjoner og/eller data som kan føre til at en prosessor, generell datamaskin, spesial-datamaskin eller en spesialbehandlingsmaskin for å implementere én eller flere særprosesser. Alternativt kan noen eller alle eksempeloperasjoner i figurer 10 og 11 implementeres ved bruk av enhver kombinasjon(er) av ASIC(-er), PLD(-er), FPLD(-er), diskret logikk, maskinvare, fastvare osv.

I tillegg kan én eller flere eksempeloperasjoner i figurene 10 og/eller 11 implementeres ved bruk av manuelle operasjoner eller som enhver kombinasjon av enhver av de foregående teknikkene, for eksempel en kombinasjon av fastvare, programvare, diskret logikk og/eller maskinvare. Videre kan noen eller alle eksempeloperasjoner i figurer 10 og/eller 11 benyttes. For eksempel kan rekkefølgen av utførelse av blokkene endres, og/eller én eller flere av blokkene beskrevet kan endres, elimineres, deles igjen eller kombineres. I tillegg kan enhver eller alle eksempeloperasjoner i figurer 10 og/eller 11 utføres etter hverandre og/eller utføres parallelt for eksempel av separate behandlingstråder, prosessorer, enheter, diskret logikk, kretser osv.

Eksempelprosess 800 i figur 10 bruker data fra akustiske bølgeformer for å avbilde en underjordisk bruddstruktur inkludert huler slik som karsthuler. Eksempelprosess 800 avgir en akustisk energi, for eksempel i form av akustiske bølgeformer (blokk 802) av for eksempel sender 510 og 610 beskrevet ovenfor. Etter bølgeformene reflekteres av deler av den underjordiske formasjonen som for eksempel inkluderer deler av én eller flere bruddstruktur(er) og/eller hule(r), blir data fra reflekterte bølgeformer samlet (blokk 804) for eksempel av mottaker 560, 562, 564, 566, 660, 662, 664, 666, 668 beskrevet ovenfor og sent til for eksempel inndatamottaker 702 på logge-og kontrollprosessor 50 for nedtegning og behandling. I visse eksempler blir data samlet inn av Schlumbergers BARS (Borehole Acoustic Reflection Survey)-tj eneste.

De innsamlede data kan behandles for å filtrere S-S reflektert bølgeform (blokk 806) av for eksempel formasjonsprosessor 704 i figur 9S-S reflekterte bølgeformer er av interesse fordi gjennomtrengelige bruddstrukturer eller huler har sterk S-S reflektivitet fordi de er tomme eller fylt med vann, gass og/eller olje. S-S reflekterte bølgeformer er migrert inkludert fastsettelse av S-S reflekterte punkter og kartlegging av data for å produsere et migrasjonsbilde (blokk 808) ved for eksempel, S-S reflektert bølgeform-migrator 719 i figur 9 og i henhold til migrasjon av S-S reflekterte bølgeprosess 900 i figur 11, som er beskrevet i nærmere detaljer nedenfor. I tillegg kan data filtreres i det felles utligningsdomenet med en eller flere median filter eller hastighetsfilter.

Migrasjonsbildet gir nyttig informasjon om omfanget og plassering av en bruddstruktur eller andre underjordiske formasjoner. Et resitivitetsbilde tatt fra et resitivitetsavbildningsverktøy gir også nyttig informasjon for et brønnhullsmiljø og spesielt skjæringspunkt eller nærhet av underjordiske formasjoner med en brønn slik som for eksempel sprekker, bruddstrukturer og andre karakteristikker av den underjordiske formasjonen som er i nærheten av borehullsveggen. Et typisk resistivitetsbilde er imidlertid begrenset til avstanden fra brønnen som resistivitetsbildet strekkes seg ut fra. S-S reflekterte bølgeformer penetrere dypere inn i formasjonen bort fra borehullsveggen og gir mer detaljert informasjon om posisjonen og omfanget av en underjordisk formasjon slik som for eksempel en bruddstruktur eller en hule. Dermed er i visse tilfeller migrasjonsbildet sammenlignet med eller analysert med et resistivitetsbilde for å gi videre forståelse av det underjordiske miljøet. Resistivitetsbildet blir for eksempel undersøkt for å avgjøre helningsretningen på en formasjonsbruddstruktur (blokk 810). Huler slik som karststrukturer er forventet å bli innrettet med en formasjonshelning og resistivitetsbilder viser hvor permeable strukturer slik som huler er lokalisert. I andre eksempler kan helningsretningen avgjøres ytterligere eller alternativt fra overflateseismikk, dvs., refleksjonsseismologi. Refleksjonsseismologimålemetoder slik som f.eks. Schlumbergers Omega-modelleringssystemer, kan brukes til å fastslå informasjon om en underjordisk formasjons helning. Anslått overflateseismikk for helningen kan skje før enhver sonisk eller underjordisk testing.

Når helningsretningen er kjent, kan migrasjonsbilde brukes til å kartlegge hulene langs helningen for å gjøre det mulig for operatoren eller systemet å identifisere bruddstrukturer i den underjordiske formasjonen (blokk 812). Fordi S-S reflekterte bølger trenger dypere inn i formasjonen enn resistitivitetsverktøyet, kan eksempelmetodene beskrevet heri brukes til å skjelne sprekker i en borehullsvegg og/eller diameterendringer i borehullet fra andre underjordiske formasjonskarakteristikker, inkludert f. eks. bruddstrukturer og huler.

Eksempelprosess 900 i figur 11 brukes av S-S reflektert bølge-migrator 710 i figur 9 for eksempel, for å migrere S-S reflekterte bølger samlet av mottakere (f.eks. mottaker560, 562, 564, 566, 660, 662, 664, 666 og 668)

beskrevet ovenfor. I eksempelprosess 900 er en bruddstrukturs helningsvinkel anslått (blokk 902). Helningsvinklene kan estimeres for eksempel ved bruk av en modelleringsteknikk slik som for eksempel modelleringsteknikkene som diskuteres heri og generelt med hensyn til figurene 12, 13, 14A, 14B og 15 hvor ulike helningsvinkler blir testet eller evaluert for generering av syntetiske bølgeformer. Helningsvinkelen som gir den beste overenskomsten mellom

syntetiske og målte bølgeformer velges som den anslåtte helningsvinkelen. Modelleringsteknikken kan ta diverse kjente fysiske prinsipper i betraktningen, for eksempel inkludert loven om refleksjon, Snells lov (figur 8) og/eller Schoenbergs slippmodell. Schoenberg-modellen er beskrevet i Schoenberg, "Elastic wave behavior across linear slip surfaces," J. Acoust. Soc. Am. 68(5), Nov. 1980, sidene 1516-1521, som herved er inkorporert heri i sin helhet ved henvisning.

Eksempelmigrasjonsprosess 900 inkluderer også etableringen av et koordinatsystem langs brønnen (blokk 904). Den første aksen er valgt i brønnens retning og viser målingsdybden. Den andre aksen er valgt perpendikulært til både den første aksen og strøkretningen og formasjonen/bruddstrukturen (dvs. i helningens retning). En liten vinkelrekkevidde for migrasjonsåpningen er etablert (blokk 906), slik som f.eks. mindre enn fem grader, rundt den relative vinkelen mellom brønnen og formasjonen/bruddstrukturen. Eksempel-koordinatsystem og vinkelåpning er beskrevet i større detalj nedenfor. I tillegg kan en CDP (felles dybdepunkt) omdanne (dvs., kartlegging) brukes som alternativ til den innsnevrede åpningsmigrasjonen for å skape et migrasjonsbilde (blokk 808). Migrasjonsåpninger på mindre enn 2,5 grader opererer på samme måte som CDP-kartlegging. Figur 12 viser en skjematisk utførelse av et eksempelverktøy 1002 som kan korrespondere til én eller flere av eksempelverktøy ene beskrevet ovenfor. Verktøy 1002 er vist i tre faser av bevegelse nedover i borehull 1004 langs en kabel eller borestreng 1006. Borehull 1004 krysser en permeabel underjordisk formasjonskarakteristikk slik som en bruddstruktur 1008. Ettersom et verktøy 1002 senkes ned, avgis lydbølger 1010 fra avsenderne (f.eks. enhver av avsenderne beskrevet over). Bølgene 1010 reflekteres av bruddstruktur 1008 (i pilens retning) og blir mottatt eller observert ved én eller flere mottakere eller sensorer (f.eks. enhver av mottakerne beskrevet ovenfor). Figur 13 viser teoretiske bølgeformdata samlet av mottakerne kartlagt i relasjon til avstand fra bruddstruktur 1008, antatt at bruddstrukturen har en helningsgrad på 45 grader (som kan antas fra en tidligere utført anslåelse av helningen). Som kan observeres i figur 13, ankommer direkte - bølger 1102 og direkte S-bølger 1104 først, siden disse bølgene beveger seg gjennom borehullet direkte mellom senderne og mottakerne. P-P reflekterte bølger 1106 er relativt svake. S-P reflekterte bølger 1108 og P-S reflekterte bølger 1110 er forholdsvis sterkere, men det sterkeste bølgesignaler er S-S reflekterte bølgeformer 1112. Dermed er S-S reflekterte bølger 1112 enkelt å observere. Som bemerket ovenfor, er S-S reflekterte bølger 1112 filtrert ut før videre behandling. Figur 14A er et tidsdistanse plott (relativt til et brudd) som viser feltdata samlet ved bruk av et eksempelverktøy og eksempelmetodene som er beskrevet her. Figur 14B viser plottet i figur 14A med fremhevede S-S reflekterte bølgeformer 1202. Figur 15 viser plottet av figur 14a med syntetiske bølgeformer. I figur 15, S-S reflekterte bølgeformer 1202 er de mest vanlige. Når data samles inn, anslås helningsvinkelen (ved for eksempel bruk av modelleringen beskrevet ovenfor og med blokk 902 i figur 11) og S-S reflektert bølgeformer er migrerte (f.eks. S-S reflekterte bølge migrator 710 i figur 9) ved bruk av prosessen beskrevet ovenfor.

Som bemerket ovenfor med blokk 906 i figur 11 er et koordinatsystem etablert for migrasjonen av S-S reflekterte bølgeformer. Figurene 16A og 16B viser eksempel-koordinatsystemer Figurene 16A og 16B viser koordinatsystemet med første akse, xl, etablert i brønnens retning når et avvik i brønnen er tatt med i beregningen. Den andre aksen x2 er etablert perpendikulært til den første aksen xl, og perpendikulært til strøket x3 i formasjonens/bruddstrukturens retning. Leiets strøk, forkastning eller annen karakteristikk inkludert planare karakteristikker, er en linje som representerer skjæringspunktet mellom den karakteristikken med et horisontalt plan og helningens vinkel nedover relativt til det horisontale planet.

Med feltdata, S-S reflekterte bølgeformer, helningsvinkel og etablert koordinatsystem, og innsnevret vinkelmigrasjonsåpning kan data behandles (for eksempel med formasjonsprosessor 704 og/eller S-S reflektert bølge-migrator 710 og i henhold til prosessene i figurene 10 og/eller 11) for å produsere migrasjonsbildene vist i figurer 17A og 17B (på venstre side av hver figur). Disse figurene inkluderer også bilder fra et resistitivitetsverktøy (til høyre for hver figur). Resistitivitetsverktøyet viser mørke områder som er permeable underjordiske formasjonskarakteristikker slik som bruddstrukturer og/eller huler (f.eks. karsthuler). Resistitivitetsverktøyet gir imidlertid kun data for formasjoner i områder som er i nærheten av borehullet. Bildet fra resistitivitetsverktøyet kan brukes til å indikere hvor på migrasjonsbildet bruddstrukturer og/eller huler forekommer. I tillegg, fordi hulene forventes å forekomme langs bruddstrukturens helning, kan bruddstrukturer identifiseres på migrasjonskartet med kunnskap om helningsvinkelen og helningsretningen. Eksempelbruddstrukturer er identifisert med piler i figur. 17B. I tillegg muliggjør sammenligningen av resistitivitetsverktøyets bilde som bemerket ovenfor, med migrasjonsbildet gjør det mulig å skjelne sprekker i borehullsveggen og/eller endringer i borehullsdiameteren fra den underjordiske formasjonen, m.a.o. sprekker og huler.

Figur 18 skjematisk representasjon av bruddstrukturer og huler fra figurer 17A og 17B. Som vist i figur 18, inkluderer formasjon 1802 en bruddstruktur 1804. Flere huler (karsthuler) 1806 dannes langs bruddstrukturens helning 1804.

Som som bemerket ovenfor, kan felles-dybdepunkt (CDP) kartlegging også brukes med eksempler beskrevet heri. I visse eksempler er CDP kartlegging brukt som et alternativ til innsnevret vinkelmigrasjonsåpning. CDP-kartlegging kan brukes til å bevare sprednings-signaler og er derfor nyttig med irregulære bruddstrukturer, dvs., bruddstrukturer med irregulære eller overflater som ikke er jevne (mange av eksemplene beskrevet ovenfor er også anvendbare med jevne bruddstrukturer). Figurene 19A og 19B viser migrerte bilder hvor CDP ble benyttet. Figur 19A er et øvre intervall langs en eksempel-brønn som er vertikal og figur 19B er et korresponderende lavere intervall langs brønnen. Det er antatt at spredning er dominant for en spesifikk helningsretning. Diverse helningsretninger er testet og evaluert, og helningsretningen som produserer det best fokuserte bildet er valgt. Den valgte helningen gir den fremherskende spredningen. Bruddstrukturer er identifisert som et sett karstifiserte soner og er avbildet med piler i figur 19D. På samme måte som migrasjonskartet kan CDP-kartleggingen bli sammenlignet med et resistitivitetsverktøybilde for å bekrefte identifikasjon av karsthuler og bruddstrukturer.

Figur 20 er et blokkdiagram av et eksempeldatamaskinsystem 1900 som kan brukes for å implementere eksemplene på metoder og apparater beskrevet heri. For eksempel kan datamaskinsystem 1900 brukes til å implementere eksempel på logge- og kontrollprosessor 50, eksempelformasjonsprosessor 704 og/eller eksempel på-S-S reflekterte bølgeform-migratoren710, Eksempeldatamaskinsystem 1900 kan for eksempel være en konvensjonell stasjonær, konvensjonell datamaskin, en bærbar datamaskin eller en annen databehandlingsenhet. En prosessor 1902 kan være en hvilken som helst prosessorenhet, slik som mikroprosessorer fra Intel® Pentium® mikroprosessorfamilien, Intel® Itanium® mikroprosessorfamilien, Intel® Core™ mikroprosessorfamilie og/eller XScale® prosessorfamilien. Minne 1906, 1908 og 1910 som er koplet til prosessor 1902 kan være enhver passende minneenhet og kan være størrelsestilpasset for å passe lagringsbehov for system 1900. Spesielt kan flashminnet 1910 være et skrivebeskyttet minne som blir aksessert og slettet på blokk-etter-blokk basis.

En inndataenhet 1912 kan ved implementering bruke et tastatur, en mus, en pekeskjerm, en styreplate eller annen enhet som gjør det mulig for brukeren å gi informasjon til prosessor 1902.

En skjermenhet 1914 kan for eksempel være en flytende krystall skjerm (LCD), et katodestrålerør (CRT)-skjerm eller enhver annen egnet enhet som opptrer som et grensesnitt mellom prosessor 1902 og en bruker. Skjermenhet 1914 som avbildet i figur 20 inkluderer enhver ytterligere maskinvare nødvendig for å være et

grensesnitt mellom visningsskjermen og prosessor 1902.

En masselagringsenhet 1916 kan for eksempel være en konvensjonell harddisk eller andre magnetiske eller optiske media som er lesbare for prosessor 1902.

En demonterbar lagringsenhet 1918 kan for eksempel være en optisk enhet, slik som en opptakbar kompakt disk (CD-R), en overskrivbar kompakt disk (CD-RW), en digital videodisk (DVD) eller enhver annen optisk disk.

Det kan alternativt f. eks. være en magnetisk media enhet. Et demonterbar lagringsmedia 1920 er komplimentert til den demonterbare lagringsenheten 1918 så vidt som media 1920 er valgt for å fungere med lagringsenhet 1918. For eksempel kan det demonterbare lagringsmedia 1120 være en CD-R disk, en CD-RW disk, en DVD disk eller enhver annen egnet optisk disk, dersom den demonterbare lagringsenhet 1918 er en optisk disk. På den andre siden kan det demonterbare lagringsmedia 1920 for eksempel være en diskett eller annet egnet magnetisk lagringsmedia, dersom den demonterbare lagringsenhet 1918 er en magnetisk disk.

Minst noen av eksempelmetodene og/eller -apparatene beskrevet ovenfor blir implementert av én eller flere programvare- og/eller fastvareprogrammer som kjører på en dataprosessor. Dedikert maskinvareimplementasjoner inkluderer imidlertid, men er ikke begrenset til, bruksspesifikke integrerte kretser, programmerbare logiske tabeller og andre maskinvareenheter kan på samme måte konstrueres for å implementere noen eller alle eksempelmetodene og/eller apparatene beskrevet heri, enten helt eller delvis. Videre kan alternative programvareimplementasjoner, inkludert men er ikke begrenset til, distribuert prosessorbehandling eller komponent/objekt distribuert prosessorbehandling, parallell behandling eller virtuell maskinprosessorbehandling også konstrueres til å implementere eksempelmetoder og/eller - systemer beskrevet heri.

Det skal også bemerkes at eksempel-programvaren og/eller fastvareimplementasjoner beskrevet heri er lagret på et håndfast lagringsmedium, slik som et magnetisk medium (f.eks. en magnetisk disk eller bånd); en magnetoptisk eller optisk medium slik som en optisk disk; faststoff medium slik som minnekort eller annen pakke som har én eller flere skrivebeskyttede (ikke-midlertidige) minner, direkteminne eller andre medium med skrivbart (midlertidige) minne. Dermed kan eksempelprogramvare og/eller fastvare beskrevet heri lagres på et håndfast lagringsmedium slik som de beskrevet ovenfor eller etterfølgende lagringsmedia.

De forutgående skissene viser flere utforminger slik at de med kunnskap i faget bedre kan forstå offentliggjøringens aspekter. Folk med kunnskap i faget vil forstå at de lett kan bruke offentliggjøringen som et grunnlag for å utforme og modifisere andre prosesser og strukturer for å utføre de samme formål og /eller oppnå de samme fordelene som utformingene introdusert heri. De med kunnskap i faget vil også forstå at slik tilsvarende konstruksjon ikke avviker fra offentliggjøringens kjerne og omfang, og at diverse endringer, substitusjoner og alterasjoner kan gjøres uten å avvike fra offentliggjøringens kjerne og omfang.

Sammendraget på slutten av denne offentliggjøringen er gitt for å overholde 37 C.F.R. §1.72(b) for å kvikt tillate leseren å fastslå denne tekniske offentliggjøringens natur. Det er offentliggjort med den forståelse at det ikke vil bli brukt til å tolke eller begrense omfanget eller betydningen av kravene.

Claims (29)

1. En metode for å avbilde en eller flere underjordiske formasjonskarakteristikker. Metoden omfatter å: generere lydbølger med en sender; motta de akustiske bølgene og akustisk data deri ved én eller flere mottakere; ekstrahere én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata fra de akustiske data; anslå helningen på én eller flere underjordiske formasjonskarakteristikker; migrere én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata med den anslått helning; kartlegge de én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata; og identifisere én eller flere permeable underjordiske formasjoners karakteristikker ved bruk av den kartlagte migrerte én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata.

2. En metode som definert i krav 1 hvori én eller flere permeable underjordiske formasjonskarakteristikker inkluderer én eller flere bruddstrukturer eller karsthuler.

3. En metode som definert i krav 2 hvori én eller flere karsthuler er linjet opp langs helningen.

4. En metode som definert i krav 3 hvori en rekke karsthuler linjet opp langs helningen indikerer en bruddstruktur.

5. En metode som definert i krav 1 som videre omfatter utmerking av én eller flere permeable underjordiske formasjonskarakteristikker fra en sprekk i en borehullsvegg.

6. En metode som definert i krav 1 som videre omfatter utmerking av én eller flere permeable underjordiske formasjonskarakteristikker fra en endring i en borehullsdiameter

7. En metode som definert i krav 1 hvori én eller flere permeable underjordiske formasjonskarakteristikker har minst én sterk S-S-reflektivitet, P-S-reflektivitet eller S-P-reflektivet.

8. En metode som definert i krav 1 som videre omfatter migrasjon av én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata med et etablert koordinatsystem.

9. En metode som definert i krav 8 hvori koordinatsystemet inkluderer én første akse i brønnens retning, én andre akse perpendikulært til den første aksen og perpendikulært til formasjonskarakteristikkens strøk på én eller flere permeable underjordiske formasjonskarakteristikker.

10. En metode som definert i krav 1 som videre omfatter migrasjon av én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata med en relativ helningsvinkel mellom en brønn og helningen av én eller flere underjordiske formasjonskarakteristikker.

11. En metode som definert i krav 1 som videre omfatter migrasjon av én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata med en helningsåpning som er rundt fem grader eller mindre.

12. En metode som definert i krav 1 som videre omfatter migrasjon av én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata med felles-dybde-punkt-kartlegging.

13. En metode som definert i krav 1 som videre omfatter filtrering av data i det felles utligningsdomenet med én eller flere av et medianfilter eller et hastighetsfilter.

14. Et apparat for å avbilde én eller flere underjordiske formasjonskarakteristikker. Apparatet omfatter: én eller flere sendere for å generere lydbølger; én eller flere mottakere for å føle de akustiske bølgene og akustisk data deri; et filter for å ekstrahere ett eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata fra de akustiske data; og en prosessor konfigurert for å: anslå helningen på én eller flere underjordiske formasjonskarakteristikker; migrere én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata med den anslått helning; kartlegge den migrerte én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata; og identifisere én eller flere permeable underjordiske formasjoners karakteristikker basert på den kartlagte migrerte én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata og resitivitesbildekartet.

15. Et apparat som definert i krav 14 hvori én eller flere permeable underjordiske formasjonskarakteristikker inkluderer én eller flere bruddstrukturer eller karsthuler.

16. Et apparat som definert i krav 15 hvori én eller flere karsthuler er linjet opp langs helningen.

17. Et apparat som definert i krav 16 hvori en rekke karsthuler linjet opp langs helningen indikerer en bruddstruktur.

18. Et apparat som definert i krav 14 hvori prosessoren er ytterligere konfigurert til å skjelne én eller flere permeable underjordiske formasjonskarakteristikker fra en sprekk i en borehullsvegg.

19. Et apparat som definert i krav 14 hvori prosessoren er ytterligere konfigurert til å skjelne én eller flere permeable underjordiske formasjonskarakteristikker fra en endring i en borehullsdiameter.

20. Et apparat som definert i krav 14 hvori én eller flere permeable underjordiske formasjonskarakteristikker har minst én sterk S-S-reflektivitet, P-S-reflektivitet eller S-P-reflektivet.

21. Et apparat som definert i krav 14 hvori prosessoren er ytterligere konfigurert til å migrere én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata med et etablert koordinatsystem.

22. Et apparat som definert i krav 21 hvori koordinatsystemet inkluderer én første akse definert i brønnens retning, én andre akse perpendikulært til den første aksen og perpendikulært til formasjonskarakteristikkens strøk på én eller flere permeable underjordiske formasjonskarakteristikker.

23. Et apparat som definert i krav 14 som videre omfatter migrasjon av én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata med en relativ helningsvinkel mellom en brønn og helningen av én eller flere underjordiske formasjonskarakteristikker.

24. Et apparat som definert i krav 14 hvori prosessoren er ytterligere konfigurert til å migrere én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata med en helningsåpning som er rundt fem grader eller mindre.

25. Et apparat som definert i krav 14 hvori prosessoren er ytterligere konfigurert til å migrere én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata med felles-dybdepunkt- kartlegging.

26. Et apparat som definert i krav 14 hvori filteret eller et andre filter skal filtrerer data i det felles utligningsdomenet med én eller flere av et medianfilter eller et hastighetsfilter.

27. En metode for å avbilde en eller flere underjordiske formasjonskarakteristikker. Metoden omfatter å: motta lydbølger ved én eller flere dybder på et borehull som krysser igjennom en underjordisk, formasjon hvor formasjonen har et strøk og en helning; nedtegne bølgeformdata basert på lydbølger; ekstrahere én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata fra den nedtegnede bølgeform behandle én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølgeformdata for å fastslå én eller flere S-S-, P-S- eller S-P-refleksjonspunkt for en karakteristikk av interesse; og avbilde de underjordiske formasjonskarakteristikker ved bruk av den én eller flere S-S-, P-S- eller S-P-refleksjonspunkter, hvor behandingen inkluderer å: gi et koordinatsystem som har én første akse langs brønnhullet, én andre akse perpendikulært til den første aksen og perpendikulært til formasjonskarakteristikkens strøk og en relativ helningsvinkel mellom borehullet og helningen; og gjennomføre en migrasjon av én eller flere S-S, P-S eller S-P reflekterte bølger ved bruk av minst én av en snevret helningsåpning rundt den relative helningsvinkelen eller et felles dybdepunkt-transform for relativ helningsvinkel

28. Metoden i krav 27, hvori S-S reflekterte bølger tilsynelatende er mer fremherskende i bølgeformdataen enn sammenlignet med hver av P-P reflekterte bølger, P-S reflekterte bølger og S-P reflekterte bølger.

29. Metoden i krav 27, hvori den underjordiske formasjonskarakteristikken inkluderer minst én av huler eller bruddstrukturer.