NO20121416A1 - Brudd karakteristikk ved interfermetrisk drillbit avbildning, tidsreversering av brudd ved bruk av drillbit seismikk og overvakning av bruddutviklig via tidsreverserende akustikk og elektroseismikk - Google Patents

Abstract

Anordninger, systemer og fremgangsmåter kan operere for å motta utstrålt energi som spredt energi etter at den utstrålte energien ankommer en geologisk formasjon, hvori den spredte energien mottas ved en undergrunns flerkanals sensorarray som opererer for å omforme den spredte energien til mottatte signaler, og hvori den utstrålte energien tilveiebringes ved hjelp av en undergrunnskilde for elastisk energi; og for å identifisere diskontinuitetstrekk i den geologiske formasjonen ved hjelp av interferometrisk sammenligning av de mottatte signalene og/eller elektromagnetiske signalene blant noen sensorer i sensorarrayen, eller ved hjelp av tidsreverseringspropagering av de mottatte signalene som elastiske og/eller elektromagnetiske signaler i en numerisk modell av et volum av den geologiske formasjonen. Ytterligere anordninger, systemer og fremgangsmåter er beskrevet.

Description

SPREKKARA KTERISERING VED INTERFEROMETRISK BORKRONEAVBILDNING, TIDSREVERSERINGSAVBILDNING AV SPREKKER VED BRUK AV BORKRONESEISMIKK, OG OVERVÅKING AV SPREKKDANNELSE VIA TIDSREVERSERT AKUSTIKK OG ELEKTROSEISMIKK

Bakgrunn

Sprekker er undergrunnstrekk som ofte spiller en rolle for strømmen av fluider i et reservoar, både som en ledning eller en barriere, og følgelig kan det være nyttig å detektere og lokalisere dem. Sprekker kan forekomme naturlig eller dannes kunstig (f.eks. ved høytrykksinjeksjon av fluid inn i undergrunnsformasjoner). Detektering og lokalisering av sprekker er nyttig i flere hydrokarbonprovinser, inkludert store tette gassreservoar ("tight gas" plays) vest i USA, der kommersiell utnyttelse tar i bruk omfattende frakturering for å håndtere lav permeabilitet i reservoarsteinene. Kunnskap om eksisterende sprekkplasseringer i og omkring et reservoar kan brukes til å iverksette boring, hydraulisk behandling av sprekker og produksjon mer effektivt.

Elastisk energi generert av en undergrunns borkrone eller en annen kilde, slik som en vibrerende eller piezoelektrisk nedihullskilde montert nær borkronen, reflekteres og spres fra grenseflatene og strukturene som omgir borehullet. Slik energi kan registreres av mottakere plassert langs et borehull under konstruksjon, langs et overvåkingsborehull eller på jordens overflate. Elastisk energi kan konverteres til elektromagnetisk (EM) energi under spredning (via den seismoelektriske effekten) og registreres av korresponderende EM-mottakere. Elastisk og elektromagnetisk energi kan også genereres direkte under kunstig oppsprekking og kan registreres på lignende måte.

Nar en borkrone brukes som energikilden, bruker velkjente registreringsteknikker sensorer plassert på borestrengen og boreriggen til å måle, eller i det minste estimere, kildens faktiske fjernfeltsignatur. I de fleste tilfeller er det spektrale innholdet til signalene som tilveiebringes av borkronekilden, mer begrenset enn det som er assosiert med en styrt kilde; det resulterende bildet har ofte lavere oppløsning og flere artefakter.

Når en styrt kilde er tilgjengelig på borestrengen kan verktøy for analyse/avbildning for vertikal seismikkprofil (VSP) og mellom brønner brukes til å produsere et bilde over en korridor eller et delvolum av formasjonen. I denne settingen kan man oppnå forretningsmessige driftsbesparelser ved å produsere tverrbrønns- eller VSP-datasett i forbindelse med boring. I tillegg kan kildeenergien noen ganger genereres og sendes inn i undergrunnen i et nesten uberørt åpent hull-miljø uten å forsinke plasseringen av foring etter boring.

Når kunstig oppsprekking tilveiebringer energikilden, stråler energien bort fra sprekken og kan registreres av sensorer plassert i én eller flere borehull i nærheten. Kommersielle mikroseismiske tjenester bruker én eller flere arrayer med elastiske sensorer for å triangulere plasseringen til mikrojordskjelv generert av oppsprekkingsprosessen. Imidlertid har det til nå ikke vært noen forskning på hvordan man kan bruke seismoelektrisk generert elektromagnetisk stråling dannet av oppsprekkingsprosessen til, separat eller sammen med mikroseismisk registrering, å detektere og lokalisere sprekken.

I ethvert av disse tilfellene kan sensorer som er brukt til å registreres nærværet av energien, legges ut på måter som viser seg uegnet for konvensjonell undergrunnsavbildning. For eksempel kan en array med sensorer legges ut i et sidespor eller en brønn i nærheten ved eller i nærheten av et reservoarintervall for å registrere seismisk energi generert under horisontal boring. Refleksjoner fra laggrensene inne i reservoaret (dvs. nær borkronen), kan være umulige å skjelne fra direkte ankomster. Det registrerte signalet kan også være sterkt forurenset av ledede bølger som reflekteres inne i reservoarlagene. Som et resultat kan pålitelig deteksjon eller lokalisering av mange undergrunnstrekk av interesse, slik som sprekker, være en vanskelig utfordring å løse.

Kort beskrivelse av te<g>nin<g>ene

FIG. 1 er et funksjonelt blokkdiagram som illustrerer anordninger og fremgangsmåter ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen. FIG. 2 er et annet funksjonelt blokkdiagram som illustrerer anordninger og fremgangsmåter ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen. FIG. 3 er et blokkdiagram som illustrerer anordninger ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen.

FIG. 4-5 illustrerer ytterligere systemutførelsesformer av oppfinnelsen.

FIG. 6 er et flytdiagram som illustrerer flere fremgangsmåter ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen. FIG. 7 er et blokkdiagram av en gjenstand i henhold til ulike utførelsesformer av oppfinnelsen.

Detaljert beskrivelse

I visse utførelsesformer opererer anordninger, systemer og fremgangsmåter for å lokalisere allerede eksisterende sprekker ved å bestråle dem med elastisk energi generert av en borkrone eller styrte kilder på borestrengen, for slik å forårsake at sprekkene fungerer som en sekundær kilde for elastisk og elektromagnetisk energi som stråler tilbake inn i undergrunnen, der den kan detekteres av passende sensorer. I noen utførelsesformer opereres anordninger, systemer og fremgangsmåter for å lokalisere sprekker etter hvert som de dannes, uansett om det for eksempel er spontant under boreprosessen eller som et resultat av en kommersiell frackingsoperasjon. I mange utførelsesformer overvåkes emisjoner fra elastiske, magnetiske og/eller elektriske felt som er resultat av sprekkinitiering eller -bestråling, ved bruk av passende sensorer. I mange av disse utførelsesformene brukes tidsreverseringssignalprosessering til nøyaktig fastslåing av sprekkplasseringene i formasjonen. På denne måten kan ikke bare sprekkplasseringene, men omfanget av formasjonen som er påvirket av sprekkene, samt sprekkenes orientering fastslås på pålitelig vis.

I visse utførelsesformer brukes følgelig en kilde for elastisk energi. Ta i betraktning at elastisk energi omfattende energi fra seismisk kilde propagerer utover i alle retninger, ikke bare innenfor et refleksjonsplan. Følgelig, når denne energien møter en impedansdiskontinuitet i undergrunnen, bevart innenfor eller på tvers av normale avleiringslag, spres noe av energien ved diskontinuiteten, for så å mottas ved sensorene langs borehullet. Plasseringen av diskontinuiteten kan så identifiseres ved bruk av ulike prosesseringsteknikker beskrevet nedenfor. Eksempler på diskontinuiteter inkluderer druserom og klaster, forkastninger og kantene av sprekker.

For å oppnå informasjon om sprekkplassering fra borehullbaserte sensorer plassert ved eller nær en sprekkundergrunnsformasjon kan minst to ulike ukonvensjonelle fremgangsmåter brukes - hver kan tilveiebringe bilder av oppsprekking i nærheten av borehullet. Begge kan utnytte selve sprekken som en primær eller sekundær kilde.

Den første ukonvensjonelle fremgangsmåten kombinerer teknikker fra interferometri og mikroseismisk overvåkingsanalyse for å detektere og lokalisere diskontinuiteter som sekundære kilder. For en styrt kilde nær borkronen har et multikanals seismogram som er registrert ved sensorarrayen som er utlagt i et sidespor eller en brønn i nærheten, en bøyd ankomst fra hver sekundære kilde på grunn av spredningen av signalene som sendes ut av hver kildeaktivering nær borkronen. I det ordinære tilfellet der trekomponentsensorer brukes, detekteres både trykk- (P-bølge) og skjærankomster (S-bølge). Med en fast borehullarray forblir formen på disse ankomstene den samme fordi plasseringen av sprederen ikke endrer seg etter hvert som borkronen flytter seg. Bare ankomsttidene og relative amplituder endres etter som kilden nær borkronen beveger seg nærmere eller lenger fra sprederen.

Mikroseismiske prosesseringsteknikker kan deretter brukes direkte for å lokalisere og avbilde de sekundære kildesprederne. Hvis bare en enkelt komponent registreres (f.eks. ved bruk av hydrofoner), kan den tredimensjonale plasseringen av spredere stadfestes ved hjelp av strålesporing (eng.: ray tracing) fra de progressive plasseringene av kildeaktiveringene nær borkronen til hver enkelt av et rutenettvolum (eng.: gridded volume) av potensielle spredningssentere. Plasseringen i volumet som mest nøyaktig forutsier de faktiske flerkanalsankomstene over sensorarrayen forstås som plasseringen av den sekundære kilden. Etter å ha utført denne operasjonen for alle valgte familier av bøyde ankomster, fremkommer det et kart over sekundære kilder, som fremhever plasseringen av sprekker i et volum omkring borehullet.

Når borkronen selv fungerer som en kontinuerlig ikke-styrt kilde, kan interferometri (f.eks. omfattende hvilken eller hvilke som helst av sammenligning av relativ fase, krysskorrelasjon eller dekonvolusjon) brukes til å utvikle et bilde av spredere. Her velges en hvilken som helst sensor i arrayen, antatt festet på plass uten tap av generalitet (f.eks. en sensor i midten av arrayen), og signalet som registreres av den valgte sensoren, brukes til å krysskorrelere eller dekonvolvere signalene fra hver av de andre sensorene i tillegg til den valgte sensoren. Hvis et pilotsignal måles ved borestrengen eller plattformen, kan ytterligere båndbredde og oppløsning oppnås ved bruk av krysskorrelasjon eller dekonvolusjon med pilotsignalet før interferometriprosessering.

Plasseringen til en sekundær kilde forårsaker at en bue passerer gjennom nulltid ved den valgte sensorplasseringen og skråner oppover eller nedover med åpningen mot plasseringen til den sekundære kilden. For å lokalisere spredningskilden i tredimensjonalt rom identifiseres P-bølge- og S-bølgebuer korresponderende med den sekundære kildesprederen. Slik det er tilfelle med mikroseismisk analyse tillater identifikasjon av buene fastslåing av P-bølgens partikkelretning og å strålespore bort fra hver sensor enten for en tid bestemt av P-bølgen, S-bølgens tidsdifferanse eller bare et valgt tidsområde, for å finne strålene som best konvergerer i undergrunnsmodellen. Når sensorer brukes i ytterligere borehull, kan triangulering brukes til å ytterligere begrense estimatet for plasseringen av den sekundære kilden.

I den andre ukonvensjonelle fremgangsmåten, i stedet for å krysskorrelere mottakere for å danne impulsive bøyde ankomster, propageres de mottatte råsignalene direkte tilbake inn i et tredimensjonalt volumrutenett (bestående av individuelle celler) omkring borehullet. Den bakoverpropagerte energien som ankommer i hver celle, akkumuleres (f.eks. ved bruk av en kvadratsum (RMS) over tidsserien, eller en modulasjonskurve), og skaleres etter behov for å ta hensyn til geometrisk spredning og begrenset åpning. Følgelig kan denne prosessen i noen utførelsesformer sammenlignes med å eksponere filmen i et kamera, slik at fremgangsmåten er "fotografisk" av natur.

Ved gjennomsyn av det resulterende intensitetsvolumet, kan områder med sterk fokus korresponderende med sekundære kilder dannet av sprekker (og andre spredere) identifiseres - enten visuelt eller algoritmisk. I tillegg til å samle data for å danne et "fotografi" av spredere, kan det være nyttig å ta opp en film av hvert enkelt tidstrinn etter hvert som bølgene propagerer. For en vibrasjonskilde (f.eks. borkronen) kan en slik film brukes til å vise utvidede pulseringer i nærheten av og i det vesentlige med midtpunkt på plasseringene av stasjonære sekundære kilder. Denne animeringen er spesielt nyttig når borkronen er en primær seismisk kilde, siden borkronen også vil danne virtuelle bilder fra refleksjon fra lagdelte undergrunnsstrata. Disse bildene vil bevege seg i tid etter hvert som borkronen beveger seg langs borehullet, i motsetning til et sprederbilde som står fast på en enkelt plassering.

Ytterligere detaljer for implementeringen av hver fremgangsmåte gis nedenfor. Før operasjonen av ulike utførelsesformer forklares ytterligere, vil det imidlertid nå bli gitt noen definisjoner i tillegg til en introduksjon til tidsreverseringssignalprosessering og tidsreverseringsbildeprosessering.

Med hensyn til dette dokumentet bør man være oppmerksom på at "elastisk energi" kan produsere trykksignaler (akustiske signaler), skjærsignaler og seismoelektriske signaler.

"Elektromagnetisk energi" kan oppstå med seismoelektrisk aktivitet, der den seismoelektriske dannelsen etterlater et avtrykk via dens signatur og romlige fordeling.

Prosessen med "interferometrisk sammenligning" inkluderer hvilken eller hvilke som helst av prosessene for relativ fase-sammenligning, krysskorrelering og dekonvolusjon mellom datasett.

En "sammenligning" (f.eks. en interferometrisk sammenligning) blant noen sensorer i en sensorarray kan inkludere sammenligning av signaler mottatt av én sensor i arrayen med signaler mottatt av en annen sensor eller gruppe av sensorer i arrayen, i tillegg til å sammenligne signaler mottatt av en første gruppe av sensorer i arrayen med signaler mottatt av en andre gruppe av sensorer i arrayen.

"Spredt energi" inkluderer reflektert energi, overført energi, og/eller diffraktert energi.

"Tidsreverseringssignalprosessering" inkluderer prosessering av signaler ved bruk av bølgeligninger som er invariante med reverseringen av tid, slik at når en løsning på en bestemt bølgeligning finnes som en funksjon av tid t, er den samme funksjonen av -t også en løsning på ligningen. Denne egenskapen kalles ofte "resiprositet", og prosesseringen involvert er velkjent for fagmannen.

Når et signal propagerer fra en kilde for elastisk energi til en mottaker, modifiseres det ofte av materialegenskapene til mediet mellom kilden og mottakeren. Dette gjelder uansett om kilden er en aktiv kilde (f.eks. borkrone, elastisk sender, elektromagnetisk sender osv.) eller en passiv kilde (f.eks. en plassering som sprer energi som faller inn fra en annen kilde). I et lineært materialmedium er det mottatte signalet en temporal konvolusjon av mediets impulsrespons (der impulsen er ved kilden) med det sendte signalet. I frekvensdomenet er det mottatte signalet produktet av mediets overføringsfunksjon (mellom kilden og mottakeren) med fouriertransformasjonen av det sendte signalet.

For mange typer bølger er responsen mellom senderen og mottakeren i det vesentlige resiprok, slik at senderen og mottakeren kan ombyttes uten at det påvirker verdien av det mottatte signalet. Med hensyn til alle eksemplene gitt heri, bør man følgelig være oppmerksom på at gjennom resiprokegenskapen kan plasseringene av kildene og mottakerne ombyttes av praktiske grunner for driften.

Normalt er resiprositet en nyttig antakelse når tap kan neglisjeres (spesielt når tidsderiverte av første orden er uvesentlig). Når mediet er både lineært og resiprokt, er det mulig å rekonstruere signalet slik det fremsto ved kilden, ved å tidsreversere det mottatte signalet og filtrere det med systemets impulsrespons.

Hvis kildesignaturen er kjent, men mediets impulsrespons ikke er kjent, er det mulig å danne et estimat av impulsresponsen, tidsreversere det mottatte signalet, sende det gjennom den estimerte impulsresponsen, sammenligne det resulterende signalet med kildesignaturen ved bruk av et feilmål (f.eks. ved bruk av en kvadratsum av feil) og iterere den estimerte impulsresponsen inntil feilmålresultatet er under et ønsket minimum. Nærmere bestemt, med en elastisk bølge eller en elektromagnetisk bølge er impulsresponsen en funksjon av materialegenskapene mellom kilden og mottakeren i tillegg til avstanden mellom de to. Følgelig er det mulig å lokalisere kilden ved bruk av denne teknikken når kildesignaturen er kjent.

Hvis kildesignaturen ikke er kjent, men signalet fra kilden er observert ved mer enn én plassering, er det mulig å iverksette den samme teknikken på en iterativ måte. Det vil si at teknikken kan iverksettes på alle estimerte kildeplasseringer, og iterasjonene kan avsluttes når de estimerte kildeplasseringene er innenfor en spesifisert feilgrense med hensyn til en valgt mottaker og de estimerte kildesignaturene er i overensstemmelse ifølge et spesifisert kriterium. Denne prosessen kan kalles tidsreverseringsbildeprosessering.

Følgelig er én måte å lokalisere en sprekk på, å overvåke elastiske emisjoner ved bruk av et flertall av elastiske transdusere fordelt langs borehullet og implementere teknikken beskrevet for tidsreverseringsbildeprosessering. Tidsreverseringsbildeprosessering kan iverksettes ved bruk av elastiske signaler avgitt av en borkrone som kilde, etter spredning fra sprekker, eller fra selve sprekkene som fungerer som aktive elastiske kilder når de initieres. Det vil si at mikroseismisk overvåking kan bruke en kombinasjon av trykk- og skjaerbølgeankomster for å stadfeste den approksimative retningen fra hvilken de elastiske signalene stammer. Følgelig kan sprekker i det minste delvis lokaliseres med en enkelt transduser, og lokaliseres bedre med en transduserarray.

Den samme teknikken kan iverksettes for direkte sendte eller spredte elektromagnetiske signaler når formasjonsresistiviteten støtter sending og/eller separasjonen mellom kilden og mottakeren er liten nok til at resiprositetsapproksimasjonen er nyttig. Den akseptable avviksgraden fra resiprositet vil avhenge av hvor mye feil som kan tolereres ved lokalisering av kilden. Formasjoner som skal oppsprekkes, er typisk tette med lav fluidmobilitet og en resistivitet som er høy nok til å støtte en tillatelig resiprositetsantagelse.

Når en elastisk bølge krysser en permeabel grenseflate og et ionisk fluid er til stede, genereres det en seismoelektrisk bølge. Dette er en type elektromagnetisk bølge som oppstår på grunn av ulikheter i ionemobilitet på tvers av grenseflaten når den elastiske bølgen forårsaker fluidbevegelse. Grensene som definerer en sprekk, kan tjene som en slik grenseflate. Følgelig genereres seismoelektriske bølger ofte når en elastisk bølge krysser en sprekk. Når de er generert, propagerer disse bølgene som elektromagnetiske bølger i formasjonen.

Seismoelektriske bølger kan detekteres som elektromagnetiske bølger ved bruk av magnetometre og/eller sensorer for elektrisk felt. Dette gjør det mulig å utføre en tidsreverseringsavbildning basert på målinger tatt ved en enkelt plassering i et borehull. Målingene kan utføres ved bruk av en elastisk transduser og en magnetisk transduser (og/eller en transduser for elektrisk felt) på samme plassering, så som i et borehull.

Med den elastiske transduseren alene er plasseringen av sprekken ikke kjent ved bruk av tidsreverseringssignalprosessering med mindre signaturen fra elastisk kilde sammen med mediets elastiske impulsrespons er kjent. På lignende måte fastslås plasseringen av sprekken vanligvis ikke ved bruk av tidsreverseringssignalprosessering med mindre mediets elektromagnetiske impulsrespons er kjent. Når begge signaltyper (elastisk og elektromagnetisk) er tilgjengelige, kan de imidlertid håndteres sammen på en måte som ligner den som oppstår når tidsreverseringsbildeprosessering iverksettes på en enkelt bølgetype og medieegenskapene er bedre kjent.

Dette kan oppnås ved å forstå at en sprekk har en i det vesentlige unik plassering som er felles for modellene brukt ved generering av både de elastiske og de elektromagnetiske impulsresponsene. Følgelig kan en iterativ prosedyre gjennomføres med begge signaltyper ved bruk av tidsreverseringsavbildning for å utlede en unik plassering for sprekken.

Når for eksempel en observert elastisk emisjon skyldes dannelsen eller bevegelsen av en forkastning, kan to kilder for elektromagnetiske bølger lokaliseres. Den første kilden skyldes den seismoelektriske effekten, der det er sannsynlig at seismoelektriske bølger generert på begge sider av et forkastningsplan vil danne nesten kansellerende signaler. Den andre kilden skyldes ladningsseparasjonen som typisk følger dannelsen eller utvidelsen av en sprekk i et minerallegeme. Dette genererer et tidsvarierende dipollag, som i sin tur genererer en elektromagnetisk bølge. Denne elektromagnetiske bølgen kan følgelig overvåkes på et enkelt punkt, sammen med den elastiske emisjonsbølgen, og tidsreverseringssignalprosessering kan brukes på begge, som beskrevet ovenfor, for å oppnå en unik plassering for forkastningen.

For å teste implementeringen av dette konseptet, konstruerte oppfinnerne en matematisk modell av det elektromagnetiske signalet utviklet under genereringen av en sprekk. For å minimere kostnadene ved å danne modellen ble det antatt at en vertikal forkastning åpner seg mellom to plasseringer langs et borehull, at forkastningen strakte seg til en spesifisert avstand radialt fra borehullet inn i formasjonen, og at forkastningen var approksimert ved en plan overflate med en i det vesentlige uniform bredde.

En tidssignatur for åpningen av forkastningen ble også antatt. Spesielt ble det antatt at forkastningen åpnet seg med en sinusformet tidsavhengighet for en halvdel av en syklus for en karakteristisk tid, og deretter returnerte til sin opprinnelige posisjon med en andre sinusformet tidsavhengighet over en periode på en halv syklus. Det andre tidsintervallet tilveiebrakte en ytterligere fordel i utviklingen av en forståelse for den synlige spredningen av bølgen. En mer realistisk modell kunne ha inkludert sprekkens propageringshastighet i tillegg til en retur til en annen forkastningsåpningsavstand under den andre halvdelen av syklusen. 1 noe av testingen ble det antatt at en sprekk ble dannet i et borehull på drøyt 32 cm i diameter plassert i en 10 ohm»m formasjon, og at sprekken strakte seg 2 meter langs borehullet og 20 meter radialt inn i formasjonen fra borehullveggen. Det ble videre antatt at sprekken åpnet seg til en bredde på 1 millimeter, hadde en ladningsseparasjon på 1 coulomb/m<2>, og at sprekken brukte 10 millisekunder på å åpne seg, og returnerte til den uåpnede tilstanden etter 30 ytterligere millisekunder.

Testresultatene demonstrerte at det elektriske feltet som ble generert av sprekkdannelsen, som observert i borehullet, hadde en dominant komponent rettvinklet på sprekkens plan. Det ble også fastslått at magnetfeltet generert av sprekkdannelsen, som observert i borehullet ved den øverste enden av sprekken, hadde en dominant komponent langs borehullaksen. En radial komponent parallell med sprekkplanet kan også være synlig i noen tilfeller. Den magnetiske signaturen var ganske forskjellig fra den elektriske signaturen, fordi magnetfeltet ble generert av ladningens bevegelse, og følgelig nesten proporsjonal med den tidsderiverte av det elektriske feltet.

Signalet fra elektrisk felt ble observert å svekkes raskt med avstand, men den totale formen på signalet endret seg ikke på en merkbar måte. Ved en rekkevidde på 100 meter kan signalet fra elektrisk felt være vanskelig å observere, med en svekket signalstyrke i størrelsesorden på noen få nanovolt.

Den synlige gruppehastigheten til det elektriske feltet ble plottet som en funksjon av avstand fra den nærmeste enden av sprekken. Dette ble beregnet ved å spore plasseringen i toppsignalamplituden vs. tid og avstand. Siden kilden var en distribuert kilde, bidrar geometriske effekter også til utspredningen av bølgeformene. Det vil si at den synlige gruppehastigheten er en funksjon av avstand. Ved lavere resistiviteter, eller ved større avstander, øker spredningen.

Den synlige gruppehastigheten til magnetfeltkomponenten ble også plottet, som to verdier: en første høyfrekvensdel av det magnetiske signalet og en del av bølgeformen med lavere frekvens og positiv retning. Som tidligere ble deler av variasjonen i bølgehastighet funnet å skyldes geometriske effekter, og deler av den skyldtes det frekvensavhengige tapet som var resultat av formasjonens konduktivitet.

Som en del av testingen ble det også fastslått at formasjonens konduktivitet har en signifikant effekt på svekkelse og på spredning. Når formasjoner har lav resistivitet (f.eks. en formasjon med konduktivitet i størrelsesorden på 1 ohm*m), propagerer signaler med hastigheter som ligner lydhastigheten, og utspredning kan fordelaktig inkluderes i tidsreverseringsanalysen. Når formasjonsresistiviteten er betydelig større (f.eks. tusen ganger større), er bølgehastigheten imidlertid i nærheten av den for lys i vakuum. I så fall er inkorporeringen av utspredningskorreksjon ikke like nyttig.

Testresultatene indikerte også at i noen utførelsesformer kan et par med antenner for elektrisk felt med maksimal følsomhet i retninger ortogonalt på boreh ul laksen og på hverandre brukes til å fastslå sprekkens orientering innenfor borehullet relativt til instrumentpakken (f.eks. et nedihullsverktøy). Dette er fordi det elektriske feltet har en signifikant komponent i en retning ortogonalt på sprekkplanet. I tilfellet med en sprekk langs borehullet vil retningen til det observerte tverraksiale elektriske feltet (uavhengig av størrelse) følgelig være ortogonal på sprekkplanet. Hvis sprekker som ikke faller langs borehullaksen, er av interesse, kan tre antenner for elektrisk felt brukes, med tre følsomhetsakser som står ortogonalt på hverandre. I dette tilfellet vil retningen til det elektriske feltet være ortogonal på sprekkplanet ved ethvert øyeblikk av en oppsprekkingshendelse.

På lignende måte kan to eller tre ortogonale magnetfeltkomponenter måles. Som observert i borehullet vil retningen til magnetfeltet sannsynligvis ligge i sprekkplanet og ortogonalt på aksen som definerer sprekkens største utstrekning. Orienteringen til magnetfeltvektoren avhenger av sprekkens geometri. For det enkle eksempelet som utgjør testen beskrevet heri, avhenger orienteringen hovedsakelig av sprekkens lengde og bredde.

Fremgangsmåtene beskrevet så langt har vært anvendt på målinger gjort på en enkelt plassering i et borehull. Siden den mottatte signalstyrken har en tendens til å avta raskt med avstand fra sprekken, kan det være fordelaktig å tilveiebringe instrumentering på et flertall av dybder langs borehullet. Signalene fra sensorer på ulike plasseringer kan prosesseres individuelt eller samtidig ved bruk av den samme teknikken for tidsreverseringsavbildning.

I noen utførelsesformer kan det være nyttig å identifisere et tidsvindu i de observerte dataene i hvilket det skal søkes etter signaler fra sprekker. I tilfellet med en styrt kilde kan tiden enkelt fastslås med henvisning til igangsetting av kilden. Hvis kilden er en ikke-styrt kilde (f.eks. når kilden er en borkrone) eller signalene som skal analyseres, skyldes spontan sprekkdannelse, bør dataserien som tilveiebringes av sensorsuiten overvåkes kontinuerlig for hendelser som overstiger en forutbestemt terskel, slik at dataene i forhåndsdefinerte tidsvinduer rundt denne terskelen kan lokaliseres og analyseres. I tillegg kan hendelser identifiseres ved bruk av en forutbestemt signatur som er forventet å ligne signaturene fra de elastiske og/eller elektromagnetiske hendelsene som skal analyseres.

FIG. 1 er et funksjonelt blokkdiagram som illustrerer anordning 100 og fremgangsmåter ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen. I dette tilfellet kan en teknikk for å bruke i det vesentlige simultane målinger fra en elastisk sensor og en elektromagnetisk sensor på samme plassering i borehullet (eller til og med separert med en relativt liten avstand) brukes til å utlede plasseringen av en sprekk. Denne anordningen 100 er nyttig i situasjoner der formasjonsresistiviteten ikke er så høy at ankomsttiden til det elektromagnetiske signalet i hovedsak er uavhengig av kildeplasseringen.

Av praktiske grunner vises den elektromagnetiske sensoren 102 som skal motta det elektromagnetiske signalet, som en induktor (som representerer en magnetisk mikrofon); signaler kan også mottas ved bruk av for eksempel en sløyfe, elektrisk dipol- eller elektrisk monopolantenne. Følgelig kan den elektromagnetiske sensoren 102 omfatte én eller flere magnetfeltsensorer, én eller flere sensorer for elektrisk felt eller hvilket som helst antall eller kombinasjon av disse. På lignende måte vises av praktiske grunner bare en enkelt elektromagnetisk sensor 102 og elastisk sensor 104; hvilket som helst antall slike sensorer 102, 104 kan imidlertid brukes i en array med to eller flere sensorer 102, 104. En enkelt array kan omfatte én eller flere sensortyper (f.eks. array 302 i FIG. 3).

Det antas at samplingsraten til de elastiske 106 og elektromagnetiske 108 signalene er tilstrekkelig høye til at samplene effektivt kan matches punkt for punkt i tid. Etter at de elastiske og elektromagnetiske signalene 106, 108 er innsamlet og konvertert til digitalt format, og etter at et tidsintervall av interesse er identifisert, kan dataene i det tidsintervallet reverseres over tid for både de elastiske og elektromagnetiske digitaliserte datasekvensene.

Som et enkelt eksempel, anta at bare kildeplasseringen og signaturen er ukjent. Det vil si at P-bølge- og/eller S-bølgehastighetene er kjent (eller steinegenskapene som tillater beregning av disse bølgehastighetene, er kjent), og formasjonsresistiviteten er også kjent langs banen de innkommende elektromagnetiske og elastiske bølgene går langs.

Ankomsttiden til et signal avhenger av plasseringen av signalets kilde. Med kun kunnskapen som er gitt, og en enkelt sensor på en enkelt plassering er det ikke mulig å fastslå kildeplasseringen. Men med to sensorer på samme plassering som responderer på bølger av ulik type (som vist i FIG. 1), er det mulig å fastslå kildeplasseringen. Strengt tatt trenger ikke sensorene å være på nøyaktig samme plassering, men hvis de er posisjonert på svært ulike plasseringer, blir analysen mer komplisert, slik det vil forstås av fagmannen.

I eksempelet i FIG. 1 er det spesifisert tre eller flere mulige kildeplasseringen Startverdiene til disse tre (eller flere) plasseringene er satt tilstrekkelig langt fra hverandre til å omfatte hele området over hvilket det skal være mulig å observere signaler, muligens i henhold til en minste forventet signalstyrke. Hver av disse tre verdiene legges inn i en elastisk formasjonsmodell og inn i en elektromagnetisk formasjonsmodell sammen med de tidsreverserte elastiske og tidsreverserte elektromagnetiske dataene for slik å danne tre estimater av den elastiske signaturen ved kilden og tre estimater av den elektromagnetiske signaturen ved kilden.

De tre estimatene av kildens elastiske signatur brukes deretter til å danne de tre ytterligere estimatene av kildens elektromagnetiske signatur. Som et første anslag vil en signatur fra elektrisk felt fra initieringen av en sprekk være en skalert kopi av P-bølgens elastiske signatur ved kilden, mens en signatur fra magnetisk felt fra initieringen av en sprekk vil være en skalert kopi av den tidsderiverte av P-bølgens elastiske signatur ved kilden.

I analysens neste trinn gjøres det en parvis sammenligning mellom hver av signaturene fra elektrisk felt derivert fra de elastiske signaturene og hver av signaturene fra elektrisk felt derivert ved å sende den tidsreverserte observerte elektromagnetiske signaturen syntetisk gjennom formasjonen. Sammenligningen kan gjennomføres ved å konvolvere signalene parvis, eller ved å foreta en minste kvadraters tilpasning, parvis av en skalert versjon av hver av de elektromagnetiske signaturene derivert fra den elastiske signaturen til dens korresponderende signatur derivert fra det observerte elektromagnetiske signalet, som kan omfatte elektriske felt- og magnetfeltkomponenter, hver målt separat. Når det gjelder dette dokumentet kan en "elektromagnetisk signatur" omfatte en bølgeform innsamlet med en sensor for elektrisk felt, en magnetfeltsensor eller en kombinasjon av begge.

Hvis konvolusjonsteknikken brukes, utvikles tre konvolusjonssignaler som vist i den følgende ligningen:

, der i varierer fra 1 til minst 3 (dvs.

antallet avstander (eng.: spacings) som ble estimert opprinnelig), datasamplene

er tatt på tidspunktene tjfor j = 1 til N, der N er det totale antallet datasampler (foretrukket det samme tallet for hver av verdiene av i), EAj(tj) er den elektromagnetiske signaturen derivert fra elastisk signatur i på tidspunkt j, og ER|(tk) er den elektromagnetiske signaturen oppnådd ved å filtrere den tidsreverserte elektromagnetiske signaturen gjennom formasjonen med avståndsestimatet i.

Hvis de to signaturene er identiske innenfor en skaleringsfaktor, skal toppunktet til konvolusjonsfilteret opptre i senter av konvolusjonens tidsintervall. Definerer vi plasseringene av konvolusjonenes toppunkter som Pifvil de to verdiene av Pjsom er nærmest sentrum av konvolusjonsintervallet, velges til iterasjonen.

Hvis minste kvadraters metode brukes, kan følgende termer beregnes for hver av i-kandidatkildeavstanden i henhold til følgende ligning:

I dette tilfellet velges de to minste verdiene av X{ for iterasjonen.

På dette punktet i prosessen kan det gjøres en testsammenligning 110 for å se om de to toppunktplasseringene avviker med mindre enn et forutbestemt nøyaktighetskriterium (f.eks. en prosentandel av størrelsen til den ene eller andre plasseringen). Hvis de gjør det, kan iterasjonen avsluttes. Ellers kan gjennomsnittstiden av de to intervallene med størst samsvar beregnes for slik å danne en tredje tid, og disse tre verdiene kan brukes ved blokk 114 som de spesifiserte avstandene, med prosessen iterert inntil enten et spesifisert antall iterasjoner er fullført (uten å lykkes i å oppfylle akseptansekriteriet) eller akseptansekriteriet er oppfylt.

FIG. 2 er et annet funksjonelt blokkdiagram som illustrerer anordning 200 og fremgangsmåter ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen. I dette tilfellet presenteres en teknikk for å bruke i det vesentlige simultane målinger fra en elastisk sensor 104 og en elektromagnetisk sensor 102 på samme plassering i borehullet (eller separert med en relativt liten avstand) til å utlede plasseringen av en sprekk. I dette tilfellet iverksettes den viste prosessen når formasjonsresistiviteten er høy nok til at ankomsttiden til det elektromagnetiske signalet er i det vesentlige uavhengig av kildeplasseringen (dvs. der en analyse av tidsutspredning av det elektromagnetiske signalet er vanskelig eller umulig). Denne prosessen bruker en kombinasjon av tidsreversert elastisk modellering sammen med elektromagnetisk forovermodellering, forutsatt at bare kildeplasseringen er ukjent. Teknikken kan imidlertid utvides til å fastslå omfanget av kilden og estimater av formasjonsparametere.

Som med teknikken i FIG. 1 kan denne prosessen begynne med å observere tidskodede sampler fra sensorer 102, 104 for magnetisk (og/eller elektrisk) og elastisk felt. En hendelse av interesse identifiseres, som beskrevet tidligere, og den elastiske bølgeformen tidsreverseres i det valgte tidsvinduet som omgir hendelsen, og propageres syntetisk gjennom formasjonen til den hypotetiske kildeplasseringen, der en kandidatkildesignatur estimeres.

Igjen, som i FIG. 1, brukes den estimerte elastiske signaturen ved kilden til å estimere den elektromagnetiske signaturen ved kilden. Den estimerte elektromagnetiske signaturen propageres deretter syntetisk til observasjonsplasseringen. Etterpå beregnes frekvensspektrene til det observerte elektromagnetiske signalet og det syntetiske elektromagnetiske signalet, og begge filtreres med det samme filteret for slik å fjerne raske variasjoner i frekvensavhengig spektralstørrelse.

Etter dette beregnes forholdet mellom det syntetiske spektrumet og det observerte spektrumet ved hver frekvens innenfor de filtrerte spektrene, og en test anvendes på blokk 216 for å fastslå om forholdet innenfor en spesifisert toleranse er en stigende funksjon av frekvensen, relativt flat med frekvens eller en synkende funksjon av frekvensen.

Hvis den er stigende, antas det at den estimerte kildeplasseringen er for nær mottakerplasseringen, og den estimerte kildeplasseringen flyttes lenger vekk med en forhåndsspesifisert mengde.

Hvis den er synkende, utføres det motsatte: kildeplasseringen flyttes nærmere mottakerplasseringen med en forhåndsspesifisert mengde. Endringsmengden ved hvert trinn i iterasjonen kan være en funksjon av antallet iterasjonen

I det mellomliggende tilfellet, hvor de to spektrene ser ut til å være like(dvs. i det vesentlige flat med frekvens), avsluttes iterasjonsprosessen og det siste estimatet av kildeavstanden brukes.

Hvis det geometriske omfanget av sprekken skal estimeres, kan en minste kvadraters metode brukes i tillegg til spektralteknikken for å iterativt fastslå omfanget av sprekken. Dette vil gjennomføres på en måte som ligner den som ble beskrevet med hensyn til FIG. 1. Den minste kvadraters metoden kan også brukes i sammenheng med prosessene i FIG. 1 og 2 for å estimere formasjonsparameterne som finnes mellom kilden og sensorene 102, 104. Enda ytterligere utførelsesformer kan realiseres.

FIG. 3 er for eksempel et blokkdiagram som illustrerer anordning 300 ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen. Her kan det ses at anordningen 300 kan omfatte et antall komponenter, inkludert en loggeinnretning 392.

Loggeinnretningen 392, vist plassert over overflaten 308, kan omfatte en prosesseringsmodul 354 og et minne 370 koblet til prosesseringsmodulen 354. Minnet 374 kan brukes til å lagre instruksjoner som, når de gjennomføres, resulterer i at anordningen 300 gjennomfører hvilken som helst av metodologiene beskrevet heri.

Anordningen 300 kan også omfatte et hus 394, slik som et nedihullsverktøy eller en verktøykropp som er festet til og inkluderer hvilken eller hvilke som helst av komponentene vist i FIG. 1-3, inkludert de for anordning 100, 200 i FIG. 1-2. Følgelig kan anordningen 300 utgjøre en del av et undergrunnsletesystem, med et nedihullsverktøy som brukes til å romme ulike komponenter av anordningen 300. Huset 394 kan derfor være festet til en array 302 med én eller flere elastiske energikilder og/eller én eller flere sensorer (f.eks. SCI, SC2, SC3 omfattende antenner, elastiske transdusere, elastiske sensorer og/eller elektromagnetiske (dvs. elektriske og/eller magnetiske) sensorer). Én eller flere mottakere 366 og sendere 368 kan brukes til å motta/forsterke mottatte signaler fra sensorene SCI, SC2, SC3 og/eller til å drive kildene SCI, SC2, SC3.

I noen utførelsesformer kan hvilken eller hvilke komponent(er) som helst av loggeinnretningen 392 plasseres under overflaten 308, muligens inkludert i huset 394. I noen utførelsesformer kan en borkrone 310 tjenes om en kilde for elastisk energi.

Innretningen 392 kan også omfatte en mottaker og/eller sender (ikke vist) for å motta og sende kommandoer og data til huset 394 og komponenter plassert deri. Et display 396 kan brukes til å vise et mangfold av informasjon, inkludert plasseringen av diskontinuitetstrekk 312, slik som sprekker, med hensyn til et borehull 304 i en formasjon 314. Følgelig kan mange utførelsesformer realiseres.

I noen utførelsesformer kan for eksempel anordningen 300 omfatte en flerkanals sensorarray 302 og en prosesseringsmodul 354. Følgelig kan en anordning 300 omfatte en flerkanals sensorarray 302 for å motta utstrålt energi som spredt energi 316 etter en interaksjon med en geologisk formasjon 314, der interaksjonen inkluderer i det minste delvis seismoelektrisk eller elektroseismisk konversjon mellom elastisk og elektromagnetisk energi, hvori sensorarrayen 302 skal omforme den spredte energien 316 til mottatte signaler 320.

Anordningen 300 kan ytterligere omfatte en prosesseringsmodul 354 for å identifisere diskontinuitetstrekk 312 i den geologiske formasjonen 314 ved hjelp av interferometrisk sammenligning av de mottatte signalene som elastiske signaler og/eller elektromagnetiske signaler blant noen sensorer SCI, SC2, SC3 i sensorarrayen 302, eller ved hjelp av tidsreverseringspropagering av de mottatte signalene som elastiske signaler og/eller elektromagnetiske signaler i en numerisk modell av et volum av den geologiske formasjonen 314.

Anordningen 300 kan inkludere ulike typer sensorer SCI, SC2, SC3. Følgelig kan sensorarrayen 302 omfatte én eller flere elastiske sensorer og én eller flere elektromagnetiske sensorer.

Anordningen 300 kan inkludere samme type sensorer. Følgelig kan sensorarrayen 302 omfatte ortogonale antenner for elektrisk felt som sensorer SCI, SC2, SC3. Flere magnetfeltsensorer kan også brukes, eksklusivt eller i kombinasjon med én eller flere sensorer for elektrisk felt.

En tidsreverseringsmodul 372 kan brukes til å propagere mottatte signaler tilbake inn i en numerisk modell av en geologisk formasjon assosiert med de mottatte signalene. Følgelig kan prosesseringsmodulen 354 omfatte eller være koblet til en tidsreverseringsmodul 372 for å prosessere de mottatte signalene i reversert tidsrekkefølge for å propagere de mottatte signalene tilbake inn i den numeriske modellen av den geologiske formasjonen 316.

Anordningen 300 kan inkludere en signaturestimeringsmodul 374. I noen tilfeller er kilden godt forstått og kan modelleres ved å syntetisere dens signatur, eller muligens ved å spille av dens signatur fra et registrert signal på nytt. Følgelig kan prosesseringsmodulen 354 omfatte eller være koblet til en signaturestimeringsmodul 374 for å estimere signaturer assosiert med de mottatte signalene og en signatur fra elastisk kilde eller en signatur fra seismoelektrisk kilde.

Anordningen 300 kan inkludere en modelleringsmodul 376. Følgelig kan prosesseringsmodulen 354 omfatte eller være koblet til en modelleringsmodul 376 for å tilveiebringe en modell for propagering assosiert med kilden for den utstrålte energien i modellen for den geologiske formasjonen 314.

Den elastisk-deriverte elektromagnetiske signaturen kan være knyttet til en hypotetisk konversjonsplassering, slik at det faktiske registrerte elektromagnetiske signalet bakoverpropageres til den plasseringen for å sammenlignes med den elastisk-deriverte elektromagnetiske signaturen. Et område med hypotetiske konversjonsplasseringer kan deretter gjennomsøkes på en systematisk måte for å velge den som er nærmest det faktisk registrerte elektromagnetiske signalet, som den estimerte konversjonsplasseringen. Det seismoelektriske signalet kan også forovermodelleres ved bruk av en hypotetisk konversjonsplassering og sammenlignes med det direkteregistrerte elektromagnetiske signalet. Følgelig kan prosesseringsmodulen 354 omfatte eller være koblet til en differansedetekteringsmodul 378 for å fastslå når toppunktplasseringer assosiert med en elastisk-derivert elektromagnetisk signatur assosiert med de elastiske signalene og en filtrert, tidsreversert elektromagnetisk signatur assosiert med de elektromagnetiske signalene avviker med mindre enn en valgt mengde, noe som tilveiebringer en indikasjon på når iterasjon av målavstandspesifikasjon kan avsluttes.

En trendestimeringsmodul 380 kan være inkludert i anordningen 300. Følgelig kan prosesseringsmodulen 354 omfatte eller være koblet til en trendestimeringsmodul 380 for å estimere en trend av spektralkraft med frekvens i et spektrum assosiert med de elektromagnetiske signalene eller med frekvens i et spektrum assosiert med en estimert signatur fra elektromagnetisk kilde derivert fra estimerte signaturer fra elastisk signal. I noen utførelsesformer kan prosesseringsmodulen 354 omfatte eller være koblet til en spektrumberegningsmodul 382 for å beregne spektrumet for de mottatte signalene eller spektrumet for en foroverpropagert, estimert signatur fra elektroseismisk kilde.

En borkrone 310, blant andre ting, kan brukes til å generere den utstrålte energien (f.eks. ved bruk av trykk- og /eller skjærbølgeenergi). Derfor kan anordningene 300 operere ved bruk av en borkrone 310 for å generere den utstrålte energien ved rotasjon i den geologiske formasjonen 314. Enda ytterligere utførelsesformer kan realiseres.

FIG. 4-5 illustrerer for eksempel systemutførelsesformer av oppfinnelsen. FIG. 4 illustrerer en utførelsesform av oppfinnelsen med et boreriggsystem 464, og FIG. 5 illustrerer en utførelsesform av oppfinnelsen med et brønnkabelsystem 564. Følgelig kan systemene 464, 564 omfatte deler av et nedihullsverktøy, realisert som en verktøykropp 570 (f.eks. som del av en brønnkabelloggeoperasjon), eller som et verktøy 424 for måling under boring (MWD - eng: measurement while drilling) eller logging under boring (LWD - eng: logging while drilling) som en del av en nedihulls boreoperasjon.

Anordningen 300, som kan omfatte hvilken eller hvilke som helst av komponentene beskrevet tidligere, kan være plassert nede i hullet. Anordningen 300, inkludert hvilke som helst av underkomponentene beskrevet tidligere, kan følgelig være i det minste delvis rommet av et nedihullsverktøy, som for eksempel tar form av et MWD/LWD-verktøy 424 eller en verktøykropp 570.

I noen utførelsesformer kan deler av anordningen 300, inkludert prosesseringsmodulen 354, være plassert på overflaten. Andre deler av anordningen 300 kan være i det minste delvis rommet av nedihullsverktøyet. Telemetri kan brukes til å kommunisere mellom deler plassert nede i hullet og deler plassert på overflaten.

Prosesseringsmodulen 354 kan omfatte en signalprosessor. Signalprosessoren kan brukes til å motta og digitalisere de mottatte signalene (f.eks. tilveiebrakt av sensorene i FIG. 1-3) for å tilveiebringe et digitalisert utsignal.

Prosesseringsmodulen 354 kan omfatte en telemetrisender for å kommunisere verdier assosiert med utsignaler fra anordningen 300 til en overflateloggeinnretning 392, muligens en som inkluderer en signalprosessor. Følgelig kan overflateloggeinnretningen 392 og innsamlings- og prosesseringselektronikken brukes til å dele arbeidet som iverksettes for å prosessere signalene tilveiebrakt av anordningen 300. Overflateinnretningen 392 kan omfatte et display (se element 396 i FIG. 4-5) for å vise verdier assosiert med utsignalet, slik som en digitalisert versjon av anordningens 300 utsignal, i tillegg til bilder av diskontinuiteter som er lokalisert i formasjonen. Således kan mange utførelsesformer realiseres.

Boring av olje- og gassbrønner utføres vanligvis ved bruk av en streng av borerør koblet sammen for slik å danne en borestreng som senkes gjennom et rotasjonsbord 410 inn i et brønnhull eller borehull 412. Går vi til FIG. 4, kan det ses hvordan et system 464 kan danne en del av en borerigg 402 plassert på overflaten 404 av en brønn 406. Boreriggen 402 kan tilveiebringe støtte for en borestreng 408. Borestrengen 408 kan operere for å penetrere et rotasjonsbord 410 for å bore et borehull 412 gjennom undergrunnsformasjoner 414. Borestrengen 408 kan inkludere en kelly 416, borerør 418 og en bottom hole assembly 420, muligens plassert på nedre del av borerøret 418. I noen utførelsesformer kan anordningen 300 bæres som en del av borestrengen 408 eller verktøyet 424.

Bottom hole assembly 420 kan inkludere vektrør 422, et verktøy 424 og en borkrone 426 (lignende eller identisk med borkronen 310 i FIG. 3). Borkronen 426 kan operere for å danne et borehull 412 ved å penetrere overflaten 404 og undergrunnsformasjonene 414. Verktøyet 424 kan omfatte hvilke som helst av et antall ulike typer nedihullsverktøy inkludert MWD-verktøy (måling under boring), LWD-verktøy og andre.

Under boreoperasjoner kan borestrengen 408 (muligens inkludert kellyen 416, borerøret 418 og bottom hole assembly 420) roteres av rotasjonsbordet 410. I tillegg eller alternativt kan bottom hole assembly 420 også roteres av en motor (f.eks. en slammotor) som er plassert nede i hullet. Vektrørene 422 kan brukes til å legge vekt på borkronen 426. Vektrørene 422 kan også operere for å avstive bottom hole assembly 420, for å gjøre det mulig for bottom hole assembly 420 å overføre den tilførte vekten til borkronen 426 og deretter å assistere borkronen 426 i å penetrere overflaten 404 og undergrunnsformasjoner 414.

Under boreoperasjoner kan en slampumpe 432 pumpe borefluid (noen ganger kjent av fagmannen som "boreslam") fra en slamtank 434 gjennom en slange 436 inn i borerøret 418 og ned til borkronen 426. Borefluidet kan strømme ut fra borkronen 426 og returneres til overflaten 404 gjennom et ringrom 440 mellom borerøret 418 og veggene i borehullet 412. Borefluidet kan deretter returneres til slamtanken 434 der slikt fluid filtreres. I noen utførelsesformer kan borefluidet brukes til å kjøle ned borkronen 426 i tillegg til å tilveiebringe smøring for borkronen 426 under boreoperasjoner. I tillegg kan borefluidet brukes til å fjerne kaks fra undergrunnsformasjonen 414 dannet ved drift av borkronen 426.

FIG. 5 viser en brønn under brønnkabelloggeoperasjoner. En boreplattform 486 er utstyrt med et boretårn 480 som bærer en talje 590. Her antas det at borestrengen er midlertidig fjernet fra borehullet 412 for å tillate en verktøykropp 570 for brønnkabellogging, slik som en probe eller sonde som bærer et sonisk verktøy, som skal senkes ved hjelp av brønnkabel eller loggekabel 574 ned i borehullet 412. Verktøykroppen 570 senkes typisk til bunnen av regionen av interesse og trekkes deretter opp med en i det vesentlige konstant hastighet.

På veien opp kan en anordning 300 inkludert i verktøykroppen 570 brukes til å utføre målinger i borehullet 412 mens verktøykroppen 570 passerer forbi. Måledataene kan kommuniseres til en loggeinnretning 392 på overflaten for lagring, prosessering og analyse. Loggeinnretningen 392 kan tilveiebringes med elektronisk utstyr for ulike typer signalprosessering, som kan implementeres ved hjelp av hvilken eller hvilke som helst av anordningens 300 komponenter angitt som en anordning eller et system i kravene nedenfor, og/eller vist i FIG. 1-4. Loggdataene ligner de som kan samles og analyseres under boreoperasjoner (f.eks. under operasjoner med logging under boring (LWD)). Følgelig kan ytterligere utførelsesformer realiseres.

Et system 464, 564 kan for eksempel omfatte et nedihullsverktøy (f.eks. verktøy 424 eller verktøykropp 570) og én eller flere anordninger 300. Systemet 464, 564 kan implementeres ved bruk av et brønnkabel- eller MWD-verktøy. Systemet 464, 564 kan videre omfatte en borkrone 426 for å generere utstrålt energi ved rotasjon i den geologiske formasjonen 414.

Anordningen 100, 200, 300; sensorene 102, 104; borkronene 310, 426; modulene 370-382; innretningen 392; displayet 396; boreriggen 402; brønnen 406; borestrengen 408; rotasjonsbordet 410; borehullene 412; formasjonen 414; kellyen 416; borerøret 418; bottom hole assembly 420; vektrørene 422; nedihullsverktøyet 424; slampumpen 432; slamtanken 434; slangen 436; systemene 464, 564; boreplattformen 486; boretårnet 480; taljen 490; verktøykroppen 570 og loggekabelen 574 kan alle karakteriseres som "moduler" heri. Slike moduler kan inkludere maskinvarekretser og/eller en prosessor og/eller minnekretser, programvaremoduler og -objekter og/eller fastvare, og kombinasjoner derav, som ønsket av opphavsmannen for anordningen 300 og systemene 464, 564, og som det er hensiktsmessig for bestemte implementeringer av ulike utførelsesformer. I noen utførelsesformer kan for eksempel slike moduler være inkludert i en simuleringspakke for anordnings-og/eller systemoperasjon, slik som en programvaresimuleringspakke for elektrisk signal, en simuleringspakke for energibruk og -distribusjon, en simuleringspakke for energi-/varmetap og eller en kombinasjon av programvare og maskinvare brukt for å simulere driften av ulike potensielle utførelsesformer.

Det skal også forstås at anordningene og systemene fra ulike utførelsesformer kan brukes i andre anvendelser enn til loggeoperasjoner, og følgelig skal ulike utførelsesformer ikke begrenses slik. Illustrasjonene av anordninger 300 og systemer 464, 564 er ment å tilveiebringe en generell forståelse av strukturen av ulike utførelsesformer, og de er ikke ment å tjene som en fullstendig beskrivelse av alle elementene og trekkene til anordninger og systemer som kan ta i bruk strukturene beskrevet heri.

Anvendelser som kan inkorporere de nye anordningene og systemene fra ulike utførelsesformer, inkluderer et mangfold av elektroniske systemer, slik som fjernsyn, mobiltelefoner, personlige datamaskiner, arbeidsstasjoner, radioer, videospillere, befordringsmidler og lokaliseringsteknologi (f.eks. GPS-lokaliseringsteknologi (Global Positioning System)), signalprosessering for geotermiske verktøy og intelligente transdusergrensenittnodetelemetrisystemer, blant andre. Noen utførelsesformer inkluderer flere fremgangsmåter.

FIG. 6 er et flytdiagram som illustrerer flere fremgangsmåter 611 ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen. For eksempel kan en prosessorimplementert fremgangsmåte 611 for å gjennomføres på én eller flere prosessorer som utfører fremgangsmåten for å lokalisere sprekker i en geologisk formasjon, begynne ved blokk 621. Aktiviteten ved blokk 621 kan inkludere å aktivere en undergrunnskilde for elastisk energi i den geologiske formasjonen ved å oppsprekke en del av formasjonen, ved den spontane initieringen av en sprekk, eller ved å rotere en borkrone i den geologiske formasjonen, blant andre mekanismer.

Eksistensen av et tredimensjonalt borehull (f.eks. en multilateral brønn) kan være nyttig i noen utførelsesformer, fordi det tillater visning av undergrunnstrekk via triangulering, der sensorer i en array anordnet i borehullet ikke bare er i ett plan, slik de kan være med en todimensjonal anordning av borehullet. Følgelig kan aktiviteten ved blokk 621 inkludere å bore et multilateralt borehull, hvori boringen er inkludert i aktiveringen, og hvori sensorarrayen er anordnet i borehullet.

Fremgangsmåten 611 kan fortsette til blokk 625 for å inkludere mottak av utstrålt energi fra den aktiverte kilden som spredt energi etter at den utstrålte energien ankommer den geologiske formasjonen. Den spredte energien kan for eksempel mottas av en flerkanals sensorarray i undergrunnen, som opererer for å omforme den spredte energien til mottatte signaler. Den utstrålte energien kan tilveiebringes av en undergrunnskilde for elastisk energi, slik som en sprekkinitiering, en roterende borkrone osv.

Hvis innsamlingen av informasjon om spredt energi er komplett, som fastslått ved blokk 629, kan fremgangsmåten 611 fortsette til blokk 633. Ellers kan fremgangsmåten 611 returnere til en av blokkene 621 eller 625.

Ved blokk 633 kan et område med potensielle avstander til kilden spesifiseres. Følgelig kan aktiviteten ved blokk 633 omfatte å iterativt spesifisere minst tre potensielle plasseringer av undergrunnskilden.

Fremgangsmåten 611 kan fortsette til blokk 637 med estimering av signaturer. For eksempel kan signaturer fra elektromagnetisk kilde estimeres fra elastiske signaturer, som i sin tur estimeres fra de mottatte signalene. Følgelig kan aktiviteten ved blokk 637 omfatte estimering av første elektromagnetiske signaturer fra signaturer fra elastisk kilde fastslått direkte fra de mottatte signalene.

Signaturer fra elektromagnetisk kilde kan også estimeres direkte fra signalene som mottas av sensorarrayen. Følgelig kan aktiviteten ved blokk 637 omfatte estimering av andre elektromagnetiske signaturer direkte fra de mottatte signalene.

Elastiske signaturer kan i tillegg estimeres fra de mottatte signalene. Følgelig kan aktiviteten ved blokk 637 omfatte estimering av elastiske signaturer direkte fra de mottatte signalene ved bruk av en elastisk formasjonsmodell, en kildemodell og minst én estimert kildeplassering av undergrunnskilden.

Elektromagnetiske signaturer kan genereres ved bruk av både elastiske og elektroseismiske signaldata: seismoelektriske signaler er til stede når elastiske bølger genererer elektromagnetiske bølger, elektroseismiske signaler er til stede når elektromagnetiske bølger genererer elastiske bølger, muligens via den piezoelektriske effekten og/eller magnetostriksjon. Følgelig kan aktiviteten ved blokk 637 også inkludere estimering av en elastisk-derivert elektromagnetisk signatur assosiert med de elastiske signalene og en filtrert, tidsreversert elektromagnetisk signatur assosiert med de elektromagnetiske signalene.

Fremgangsmåten 611 kan fortsette til blokk 641 for å inkludere identifisering av diskontinuitetstrekk i den geologiske formasjonen ved hjelp av interferometrisk sammenligning av de mottatte signalene som elastiske signaler og/eller elektromagnetiske signaler blant noen sensorer i sensorarrayen, eller ved hjelp av tidsreverseringspropagering av de mottatte signalene som elastiske og/eller elektromagnetiske signaler i en numerisk modell av et volum av den geologiske formasjonen.

Som tidligere angitt kan to ulike derivasjoner av elektromagnetiske signaturer sammenlignes for å forbedre et estimat av diskontinuitetenes plasseringer (som kan være kilder i og av seg selv). Det er flere måter å gjøre sammenligningen på. Kvadratsummen for feil mellom den seismoelektriske signaturen som forutsett fra den elastiske signaturen og den observerte elektromagnetiske signaturen skal minimeres når den antatte geologiske strukturen som modellen er basert på, samsvarer med den geologiske strukturen som er ansvarlig for det observerte elektromagnetiske signalet.

Alternativt, eller i tillegg kan krysskorrelasjon mellom det seismoelektriske signalet som forutsett fra det elastiske signalet og det observerte seismoelektriske signalet beregnes. Ulike normaliseringer anvendes ofte på slike analyser. Med denne eller flere lignende tiltak, kan senteret av fordelingen utpekes som et toppunkt, og fordelingen av krysskorrelasjonsresultatene skal være symmetriske rundt toppunktet. Dette krysskorrelasjonsresultatet kan sammenlignes med autokorrelasjonen til det observerte elektromagnetiske signalet. Større tiltro kan gis til sammenligningen i frekvensområder som utviser en større grad av koherens mellom de to signalene, dvs. mellom det observerte elektromagnetiske signalet og det elektromagnetiske signalet derivert fra det seismiske signalet og formasjonsmodellen.

Følgelig kan aktiviteten ved blokk 641 omfatte sammenligning av de første elektromagnetiske signaturene med de andre elektromagnetiske signaturene via konvolusjon eller en minste kvadraters tilpasning for å forbedre et estimat for plasseringer av diskontinuitetstrekkene omfattende undergrunnskilden.

Trendene av spektralkraft med frekvens kan estimeres for både de elastiske signalene og de elektroseismiske signalene. Følgelig kan aktiviteten ved blokk 641 omfatte estimering av en trend av spektralkraft med frekvensen i et spektrum assosiert med de elektromagnetiske signalene og med frekvensen i et spektrum assosiert med en estimert signatur fra elektromagnetisk kilde, der den estimerte signaturen fra elektromagnetisk kilde er derivert fra estimerte signaturer fra elastisk signal.

Spektraltrendenes forhold kan beregnes for å fastslå deres relasjon til frekvens og brukes til å fortsette eller stanse iterativ justering av estimert kildeseparasjon. Følgelig kan aktiviteten ved blokk 641 omfatte beregning av et spektraltrendforhold for trenden av spektralkraft med frekvensen i et spektrum assosiert med de elektromagnetiske signalene og trenden av spektralkraft med frekvensen i spektrumet assosiert med den estimerte signaturen fra elektromagnetisk kilde derivert fra de estimerte signaturene fra elastisk signal. Ytterligere aktivitet kan omfatte iterering av forholdsberegningen etter justering av separasjonen til kildene for den utstrålte energien inntil forholdet varierer med frekvens med mindre enn en valgt mengde.

Forholdet for spektraltrender assosiert med de elastiske og seismoelektriske signalene kan brukes til å fastslå om de estimerte plasseringene av kildene bør økes eller reduseres. Følgelig kan aktiviteten ved blokk 641 også omfatte justering av kildeseparasjon basert på spektraltrendforholdet.

Man bør være oppmerksom på at fremgangsmåtene beskrevet heri ikke trenger å gjennomføres i rekkefølgen som er beskrevet, eller i noen bestemt rekkefølge. Dessuten kan ulike aktiviteter beskrevet med hensyn til fremgangsmåtene identifisert heri gjennomføres på iterativ, seriell eller parallell måte. Noen aktiviteter beskrevet for én fremgangsmåte kan legges til en annen, og noen av de inkluderte aktivitetene kan utelates. Informasjon, inkludert parametere, kommandoer, operander og andre data, kan sendes og mottas i form av én eller flere bærebølger.

FIG. 7 er et blokkdiagram av en fremstilt gjenstand 700, inkludert en spesifikk maskin 702, ifølge ulike utførelsesformer av oppfinnelsen. Ved lesing og forståelse av innholdet i denne beskrivelsen vil en fagmann forstå på hvilken måte et programvareprogramm kan startes opp fra et datamaskinlesbart medium i et datamaskinbasert system for å gjennomføre funksjonene som er definert i programvaren.

Fagmannen vil videre forstå de ulike programmeringsspråkene som kan anvendes for å danne ett eller flere programvareprogrammer utviklet for å implementere og utføre fremgangsmåtene beskrevet heri. Programmene kan struktureres i et objektorientert format ved bruk av et objektorientert språk slik som Java eller C++. Alternativt kan programmene struktureres i et prosedyreorientert format ved bruk av et prosedyrespråk, slik som Assembly eller C. Programvarekomponentene kan kommunisere ved bruk av et hvilket som helst antall mekanismer velkjent for fagmannen, slik som applikasjonsprogramgrensesnitt eller interprosesskommunikasjonsteknikker, inkludert eksterne prosedyrekall. Lærene i ulike utførelsesformer er ikke begrenset til noe spesielt programmeringsspråk eller miljø. Følgelig kan andre utførelsesformer realiseres.

For eksempel kan en fremstilt gjenstand 700, slik som en datamaskin, et minnesystem, en magnetisk eller optisk plate, en annen lagringsanordning og/eller en hvilken som helst type elektronisk anordning eller system inkludere én eller flere prosessorer 704 koblet til et maskinlesbart medium 708 slik som et minne (f.eks. fjernbare lagringsmedier i tillegg til et hvilket som helst minne inkludert en elektrisk, optisk eller elektromagnetisk leder omfattende håndgripelige medier) med instruksjoner 712 lagret derpå (f.eks. datamaskinprograminstruksjoner), som, når de gjennomføres av de én eller flere prosessorene 704, resulterer i at maskinen 702 utfører hvilke som helst handlingene beskrevet med hensyn til prosessene eller fremgangsmåtene beskrevet over.

Maskinen 702 kan ta form av et spesifikt datamaskinsystem som har en prosessor 704 direkte koblet til et flertall av komponenter, og/eller som bruker en buss 716. Følgelig kan maskinen 702 være lignende eller identisk med anordningen 300 i FIG. 3, eller loggeinnretningen 392 vist i FIG. 3-5.

Går vi til FIG. 7, kan det ses at maskinens 702 komponenter kan inkludere hovedminne 720, statisk eller ikke-flyktig minne 724 og masselager 706. Andre komponenter koblet til prosessoren 704 kan inkludere en inn-enhet 732, slik som et tastatur, eller en markørstyringsanordning 736, slik som en mus. En ut-enhet 728, slik som en videoskjerm, kan være plassert atskilt fra maskinen 702 (som vist), eller dannet som en integrert del av maskinen 702.

En nettverksgrensesnittanordning 740 for å koble prosessoren 704 og andre komponenter til et nettverk 744 kan også være koblet til bussen 716. Instruksjonene 712 kan sendes eller mottas over nettverket 744 via nettverksgrensesnittanordningen 740 ved å utnytte en hvilken som helst av et flertall av overføringsprotokoller (f.eks. HyperText Transfer Protocol). Hvilke som hest av disse elementene koblet til bussen 716 kan være fraværende, til stede alene eller til stede i et flertall, avhengig av den spesifikke utførelsesformen som skal realiseres.

Prosessoren 704, minnene 720, 724 og lagringsanordningen 706 kan hver inkludere instruksjoner 712 som, når de gjennomføres, fører til at maskinen 702 utfører hvilket eller hvilke som helst av metodologiene beskrevet heri. I noen utførelsesformer opererer maskinen 702 som en frittstående anordning eller kan være koblet (f.eks. nettverkstilkoblet) til andre maskiner. I et nettverksmiljø kan maskinen 702 operere i egenskap av en server eller en klientdatamaskin i server-klient-nettverksmiljø, eller som en nodemaskin i et node-til-node-nettverksmiljø (eller distribuert nettverksmiljø).

Maskinen 702 kan omfatte en personlig datamaskin (PC), en arbeidsstasjon, en

tablet-PC, en set-top-boks (STB), en PDA, en mobiltelefon, en nettverksanordning, en nettverksruter, -svitsj eller -bro, server, klient, en enhver spesifikk maskin som kan utføre et sett med instruksjoner (sekvensielt eller på annen måte) som styrer handlinger som skal utføres av den maskinen for å implementere fremgangsmåtene og funksjonene beskrevet heri. Videre, selv om bare en enkelt maskin 702 er illustrert, skal termen "maskin" forstås som å inkludere enhver samling av maskiner som individuelt eller i fellesskap gjennomfører et sett (eller flere sett) med instruksjoner for å utføre én eller flere av metodologiene fremlagt heri.

Selv om det maskinlesbare mediet 708 vises som ett enkelt medium, skal termen "maskinlesbart medium" forstås som å inkludere ett enkelt medium eller flere medier, f.eks. en sentralisert eller distribuert database, og/eller assosierte bufre og servere, og/eller ulike lagringsmedier, slik som registrene til prosessoren 704, minner 720, 724, og lagringsinnretningen 706 som lagrer de ett eller flere settene med instruksjoner 712. Termen "maskinlesbart medium" skal også forstås som å inkludere ethvert medium som kan lagre, kode eller bære et sett med instruksjoner for kjøring av maskinen, og som får maskinen 702 til å utføre hvilken eller hvilke metodologier som helst ifølge den foreliggende oppfinnelsen, eller som kan lagre, kode eller bære datastrukturer som brukes av eller er assosiert med et slikt sett med instruksjoner. Termene "maskinlesbart medium" eller "datamaskinlesbart medium" skal således forstås som å inkludere håndgripelige medier, slik som solid-state-minner og optiske og magnetiske medier.

Ulike utførelsesformer kan implementeres som en frittstående applikasjon (f.eks. uten noen nettverksmuligheter), en klient-server-applikasjon eller en node-til-node-applikasjon (eller distribuert applikasjon). Utførelsesformer kan for eksempel også distribueres av en Software-as-a-Service (SaaS), en applikasjonstjenesteyter (ASP, eng: Application Service Provider) eller leverandører innen utility computing i tillegg til å selges eller lisensieres via tradisjonelle kanaler.

Ved bruk av anordningene, systemene og fremgangsmåtene beskrevet, kan de i petroleumsutvinningsindustrien eller andre industrier nå lokalisere diskontinuiteter i formasjoner, slik som sprekker, med en større grad av visshet. Utvinningsoperasjoner kan for eksempel slik dra nytte av resultater som oppnås med økt nøyaktighet og effektivitet.

De medfølgende tegningene som utgjør en del herav, viser med formålet om illustrasjon, og ikke om begrensning dertil, spesifikke utførelsesformer i hvilke oppfinnelsens emne kan praktiseres. De illustrerte utførelsesformene er beskrevet med tilstrekkelige detaljer til at fagmannen kan praktisere teoriene beskrevet heri. Andre utførelsesformer kan utnyttes og utledes derfra, slik at strukturelle og logiske erstatninger og endringer kan utføres uten å avvike fra omfanget i denne beskrivelsen. Denne detaljerte beskrivelsen skal derfor ikke forstås på en begrensende måte, og omfanget av ulike utførelsesformer er definert kun av de vedlagte kravene sammen med hele omfanget av ekvivalenter som slike krav er berettiget til.

Slike utførelsesformer av oppfinnelsens emne kan, individuelt og/eller samlet, heri henvises til med termen "oppfinnelse" kun av praktiske grunner og uten hensikt å frivillig begrense omfanget av denne søknaden til enhver enkeltstående oppfinnelse eller oppfinnelsesidé hvis mer enn én faktisk beskrives. Følgelig, selv om spesifikke utførelsesformer er illustrert og beskrevet heri, skal det forstås at enhver anordning beregnet for å oppnå det samme formålet kan erstattede spesifikke utførelsesformene som er vist. Denne beskrivelsen er ment å dekke enhver eller alle tilpasninger eller variasjoner av ulike utførelsesformer. Kombinasjoner av utførelsesformene ovenfor, og andre utførelsesformer som ikke er spesifikt beskrevet heri, vil være opplagte for fagmannen ved granskning av beskrivelsen ovenfor.

Sammendraget av beskrivelsen er tilveiebrakt for å overholde 37 C.F.R. §1.72(b), som krever et sammendrag som raskt lar brukeren fastslå naturen av den tekniske beskrivelsen. Den sendes inn med forståelsen om at den ikke vil bli brukt til å tolke eller begrense omfanget eller betydningen av kravene. I tillegg kan det i den foregående detaljerte beskrivelsen ses at de ulike trekkene er gruppert sammen i en enkelt utførelsesform med det formål å strømlinjeforme beskrivelsen. Denne beskrivelsesfremgangsmåten skal ikke tolkes som å reflektere en hensikt om at de krevde utførelsesformene trenger flere trekk enn de som er uttrykkelig gjengitt i hvert krav. I stedet, som de følgende kravene reflekterer, ligger oppfinnelsens emne i færre enn alle trekkene til en enkelt beskrevet utførelsesform. Følgelig er de følgende kravene herved inkorporert i den detaljerte beskrivelsen, der hvert krav står alene som en separat utførelsesform.

Claims (25)

1. Anordning omfattende: en flerkanals sensorarray for å motta utstrålt energi som spredt energi etter interaksjon med en geologisk formasjon, der interaksjonen skal inkludere i det minste delvis seismoelektrisk eller elektroseismisk konvertering mellom elastisk og elektromagnetisk energi, hvori sensorarrayen skal omforme den spredte energien til mottatte signaler; og en prosesseringsmodul for å identifisere diskontinuitetstrekk i den geologiske formasjonen ved hjelp av interferometrisk sammenligning av de mottatte signalene som elastiske signaler og elektromagnetiske signaler blant noen sensorer i sensorarrayen, eller ved hjelp av tidsreverseringspropagering av de mottatte signalene som elastiske signaler og elektromagnetiske signaler i en numerisk modell av et volum av den geologiske formasjonen.

2. Anordningen ifølge krav 1, hvori sensorarrayen omfatter: minst én av en elastisk sensor; og minst én av en elektromagnetisk sensor.

3. Anordningen ifølge krav 1, hvori sensorarrayen omfatter: ortogonale antenner for elektrisk felt.

4. Anordningen ifølge krav 1, hvori prosesseringsmodulen er koblet til en tidsreverseringsmodul for å prosessere de mottatte signalene i reversert tidsrekkefølge for å propagere de mottatte signalene tilbake inn i den numeriske modellen av den geologiske formasjonen.

5. Anordningen ifølge krav 1, hvori prosesseringsmodulen er koblet til en signaturestimeringsmodul for å estimere en signatur assosiert med de mottatte signalene og en signatur fra elastisk kilde eller en signatur fra seismoelektrisk kilde.

6. Anordningen ifølge krav 1, hvori prosesseringsmodulen er koblet til en modelleringsmodul for å tilveiebringe en propageringsmodell assosiert med kilden for den utstrålte energien i modellen av den geologiske formasjonen.

7. Anordningen ifølge krav 1, hvori prosesseringsmodulen er koblet til en avviksdetekteringsmodul for å fastslå når toppunktplasseringer assosiert med en elastisk-derivert elektromagnetisk signatur assosiert med de elastiske signalene og en filtrert, tidsreversert elektromagnetisk signatur assosiert med de elektromagnetiske signalene avviker med mindre enn en valgt mengde.

8. Anordningen ifølge krav 1, hvori prosesseringsmodulen er koblet til en trendestimeringsmodul for å estimere en trend av spektralkraft med frekvens i et spektrum assosiert med de elektromagnetiske signalene eller med frekvens i et spektrum assosiert med en estimert signatur fra elektromagnetisk kilde derivert fra estimerte signaturer fra elastisk signal.

9. System omfattende: et nedihullsverktøy; en anordning koblet til nedihullsverktøyet, der anordningen omfatter en flerkanals sensorarray for å motta utstrålt energi som spredt energi etter interaksjon med en geologisk formasjon, der interaksjonen skal inkludere i det minste delvis seismoelektrisk eller elektroseismisk konvertering mellom elastisk og elektromagnetisk energi, hvori sensorarrayen skal omforme den spredte energien til mottatte signaler, og en prosesseringsmodul for å identifisere diskontinuitetstrekk i den geologiske formasjonen ved hjelp av interferometrisk sammenligning av de mottatte signalene som elastiske signaler og elektromagnetiske signaler blant noen sensorer i sensorarrayen, eller ved hjelp av tidsreverseringspropagering av de mottatte signalene som elastiske signaler og elektromagnetiske signaler i en numerisk modell av et volum av den geologiske formasjonen.

10. Systemet ifølge krav 9, hvori nedihullsverktøyet omfatter én av et brønnkabelverktøy eller et verktøy for måling under boring.

11. Systemet ifølge krav 9, omfattende: en borkrone for å generere den utstrålte energien ved rotasjon i den geologiske formasjonen.

12. Systemet ifølge krav 11, hvori prosesseringsmodulen er koblet til en spektrumberegningsmodul for å beregne et spektrum av de mottatte signalene eller et spektrum av en foroverpropagert, estimert signatur fra elektroseismisk kilde.

13. Prosessorimplementert fremgangsmåte som skal gjennomføres på én eller flere prosessorer som utfører fremgangsmåten, omfattende: å motta utstrålt energi som spredt energi etter at den utstrålte energien ankommer en geologisk formasjon, hvori den spredte energien mottas ved en undergrunns flerkanals sensorarray som opererer for å omforme den spredte energien til mottatte signaler, og hvori den utstrålte energien er tilveiebrakt av en undergrunnskilde for elastisk energi; og å identifisere diskontinuitetstrekk i den geologiske formasjonen ved hjelp av interferometrisk sammenligning av de mottatte signalene som elastiske signaler og elektromagnetiske signaler blant noen sensorer i sensorarrayen, eller ved hjelp av tidsreverseringspropagering av de mottatte signalene som elastiske og elektromagnetiske signaler i en numerisk modell av et volum av den geologiske formasjonen.

14. Fremgangsmåten ifølge krav 13, som ytterligere omfatter: å aktivere undergrunnskilden for elastisk energi i den geologiske formasjonen for å tilveiebringe den elastiske energien ved å rotere en borkrone i den geologiske formasjonen.

15. Fremgangsmåten ifølge krav 14, omfattende: å bore et multilateralt borehull, hvori å bore er inkludert i å aktivere, og hvori sensorarrayen er plassert i borehullet.

16. Fremgangsmåten ifølge krav 13, omfattende: å iterativt spesifisere minst tre potensielle plasseringer for undergrunnskilden.

17. Fremgangsmåten ifølge krav 13, omfattende: å estimere første elektromagnetiske signaturer fra signaturer fra elastisk kilde fastslått direkte fra de mottatte signalene.

18. Fremgangsmåten ifølge krav 17, omfattende: å estimere andre elektromagnetiske signaturer direkte fra de mottatte signalene.

19. Fremgangsmåten ifølge krav 18, omfattende: å sammenligne de første elektromagnetiske signaturene med de andre elektromagnetiske signaturene via konvolusjon eller en minste kvadraters tilpasning for å forbedre et estimat av plasseringer av diskontinuitetstrekkene omfattende undergrunnskilden.

20. Gjenstand som inkluderer et datamaskintilgjengelig medium med instruksjoner lagret deri, hvori instruksjonene, når de aksesseres, resulterer i en datamaskin som utfører: mottak av utstrålt energi som spredt energi etter at den utstrålte energien ankommer en geologisk formasjon, hvori den spredte energien mottas ved en undergrunns flerkanals sensorarray som opererer for å omforme den spredte energien til mottatte signaler, og hvori den utstrålte energien tilveiebringes av en undergrunnskilde for elastisk energi; og identifisering av diskontinuitetstrekk i den geologiske formasjonen ved hjelp av interferometrisk sammenligning av de mottatte signalene som elastiske signaler og elektromagnetiske signaler blant noen sensorer i sensorarrayen, eller ved hjelp av tidsreverseringspropagering av de mottatte signalene som elastiske og elektromagnetiske signaler i en numerisk modell av et volum av den geologiske formasjonen.

21. Gjenstanden ifølge krav 20, hvori instruksjonene, når de aksesseres, resulterer i at maskinen utfører: estimering av elastiske signaturer direkte fra de mottatte signalene ved bruk av en elastisk formasjonsmodell, en kildemodell og minst én estimert kildeplassering av undergrunnskilden.

22. Gjenstanden ifølge krav 20, hvori instruksjonene, når de aksesseres, resulterer i at maskinen utfører: estimering av en elastisk-derivert elektromagnetisk signatur assosiert med de elastiske signalene og en filtrert, tidsreversert elektromagnetisk signatur assosiert med de elektromagnetiske signalene.

23. Gjenstanden ifølge krav 20, hvori instruksjonene, når de aksesseres, resulterer i at maskinen utfører: estimering av en trend av spektralkraft med frekvens i et spektrum assosiert med de elektromagnetiske signalene og med frekvens i et spektrum assosiert med en estimert signatur fra elektromagnetisk kilde derivert fra estimerte signaturer fra elastisk signal.

24. Gjenstanden ifølge krav 23, hvori instruksjonene, når de aksesseres, resulterer i at maskinen utfører: beregning av et spektraltrendforhold for trenden av spektralkraft med frekvens i spektrumet assosiert med de elektromagnetiske signalene og trenden av spektralkraft med frekvens i spektrumet assosiert med de estimerte signaturene fra elektromagnetisk kilde derivert fra de estimerte signaturene fra elastisk signal; og iterering av beregningen av forholdet etter justering av separasjon av kilder for den utstrålte energien inntil forholdet varierer med frekvens med mindre enn en valgt mengde.

25. Gjenstanden ifølge krav 24, hvori instruksjonene, når de aksesseres, resulterer i at maskinen utfører: justering av kildeseparasjon basert på spektraltrendforholdet.