NO314472B1 - Seismisk loggeapparat i et borehull som tillater synkronisering mellom seismiske mottagere i borehullet og seismiske sendere på overflaten - Google Patents

Description

Foreliggende oppfinnelse angår geofysiske undersøkelser. Mer spesielt angår foreliggende oppfinnelse bruk av en seismisk mottager i et borehull, og da særlig for å gjennomføre en seismisk undersøkelse mens borehullet bores.

En seismisk mottager benyttes typisk i et borehull for å bestemme responsen som undergrunnen gir på seismisk energi i nærheten av borehullet, noe som muliggjør bestemmelse av visse karakteristikker til undergrunnen i nærheten av borehullet, slik som geologisk struktur og stedet for endringer i materialegenskaper til undergrunnen der hvor slike endringer er naturlig forekommende.

De ulike anvendelser av en seismisk mottager som benyttes i et borehull, også kjent som en seismisk mottager for borehull, er tidligere kjent innenfor dette tekniske felt. Det er f.eks. beskrevet flere typiske anvendelser av en seismisk mottager for borehull i "Vertical Seismic Profiling" av Bob A. Hardage, Geophysical Press, London, 1985.

En av grunnene for å benytte en seismisk mottager i et borehull, er for avpasning av forskjellige dybder i grunn-formasjonen som gjennomtrenges av borehullet til spesifikke gangtider for den seismiske energi som genereres ved jordens overflate. I relativt sett dårlig undersøkte områder, gjen-nomføres seismiske undersøkelser typisk helt oppe fra jordoverflaten. For å være i stand til å bestemme tiden den seismiske energi benytter for å bre seg ut ned til en bestemt dybde inne i jorden, ved anvendelse av seismisk utstyr på overflaten, er man avhengig av at endel av den seismiske energi som genereres ved jordens overflate for undersøkelses-formål reflekteres fra en sone i undergrunnen med en feiltilpasning hva akustisk impedans angår. Områder med feiltilpasning av impedansen, kjent som reflektorer, forekommer typisk ved grenseflater hvor det er forandringer i materialsammen-setningen eller materialegenskapene til undergrunnen. Slike reflektorer er av særlig interesse for å identifisere mulige utnyttbare områder inne i jorden. For å kalkulere dybden ned til et slikt spesielt undersøkelsesområde i jorden, fra undersøkelsesutstyret på overflaten, idet den seismiske gangtid bestemmes ved at det foreligger en reflektor, vil det være nødvendig å bestemme hastigheten til den seismiske energi der den brer seg ut gjennom undergrunnen. Hastigheten til den seismiske energi gjennom undergrunnen er sterkt avhengig av sammensetningen til undergrunnen og av materialegenskapene forøvrig. Materialegenskapene til undergrunnen kan variere sterkt innenfor ulike grunnformasjoner i det dybdeområdet som borehullet gjennomløper.

Det er ikke mulig å fastlegge hastigheten til formasjonene eksplisitt bare fra undersøkelser ved overflaten, og derfor vil det, når et borehull lages i et relativt sett uutforsket område, bli benyttet en seismisk mottager i borehullet for gjennomføring av målinger som blir benyttet til å bestemme hastigheten til den seismiske energi innenfor undergrunnen.

Det kan være svært fordelaktig å bestemme hastigheten til formasjonen mens selve boringen av borehullet pågår istedenfor å vente til etter at boringen er ferdig. F.eks. bores enkelte borehull slik at de rettes rett mot området som skal undersøkes, fordi målet befinner seg rent horisontalt forskjøvet fra stedet hvor borehullet påbegynnes ved jordoverflaten. Dersom målsonen bare er blitt valgt på basis av seismisk gangtid til en reflektor, så kan ikke dybden til målsonen bestemmes presist uten kjennskap til hastigheten til formasjonene, helt fra jordoverflaten og ned til målsonens dybde. Dette kan føre til at det planlagte forløp på borehullet bommer fullstendig på målsonen. Periodisk bruk av en seismisk mottager i borehullet under boreoperasjonen, i samband med en seismisk energikilde som utløses ved jordoverflaten rett over posisjonen til den seismiske mottager i borehullet, gjør det mulig å måle gangtiden for den seismiske energi ned til dybden der hvor den seismiske mottager befinner seg i borehullet. Målingen av de seismiske gangtider til forskjellige dybder muliggjør kalibrering av den seismiske gangtid målt fra overflaten til ulike dybder, og dermed økes sannsynligheten for at målsonen vil bli gjennomtrengt av borehullet.

Visse reflektorer, som er observert under slike under-søkelser fra overflaten, er av spesiell interesse under boringen av borehullet. I artikkelen "Abnormal Formation Pres-sure" av Walter Fertl, Elsevier forlag, Amsterdam, 197 6, er det f.eks. beskrevet reflektorer som enkelte ganger korrelerer med forekomster av signifikante endringer i gradienten til fluidtrykket som forefinnes i enkelte formasjoner. Kjenn-skapen til den presise dybde for reflektoren kan forhindre boreproblemer som kan skyldes en utilsiktet gjennomtrengning av en formasjon med borehullet, dersom formasjonen har et fluidtrykk som har en betydelig annerledes gradient enn gradienten som forøvrig er forventet i nærheten av borehullet. Bruken av en seismisk mottager for borehull til å kali-brere seismiske gangtider ned til borehullets dybde, kan muliggjøre en mer presis bestemmelse av dybden til reflektoren, noe som kan forhindre utilsiktet gjennomtrengning av formasjoner med unormalt fluidtrykk.

Innenfor dette tekniske felt er det også kjent å benytte seismiske mottagere for borehull til å generere seismiske refleksjonsseksjoner i et område som ligger omkring 300 m omkring borehullet. Seismisk energi fra den seismiske energikilde trenger seg også dypere ned enn mottageren i borehullet, og slik seismisk energi kan reflekteres av soner med feiltilpasning av akustisk impedans på samme måte som for seismiske overflateseksjoner. Refleksjonsenergien kan identifiseres ved en egnet prosessering av en opptegning av energien detektert av mottageren. Den identifiserte reflek-sjonsenergi kan fremvises i en form egnet for å sammenligne den seismiske undersøkelse i borehullet med den seismiske undersøkelse fra overflaten.

Det er vanskelig å benytte seismiske mottagere for borehull av en type som er tidligere kjent innenfor dette tekniske området mens borehullet bores. Hver gang den seismiske mottager for borehull skal senkes ned i borehullet, må boringen av borehullet stanse og et borerør som benyttes for å betjene borkronen, må fjernes fra borehullet. Borerøret er tildannet av seksjoner som hver har en lengde på 9-27 m. Seksjonene skjøtes ved hjelp av gjengede koblinger som må frakobles hver gang borerøret fjernes fra borehullet. Dessuten må den seismiske mottager for borehull føres ned i borehullet sammen med en elektrisk kabel eller kveileledning, og en fastklemmingsmekanisme som utgjør endel av den seismiske mottager for borehull og tvinger mottageren til kontakt med veggen i borehullet for å oppnå en god akustisk kobling mellom borehullveggen og den seismiske mottager i borehullet. Det foreligger en betydelig risiko for at den seismiske mottager i borehullet henger seg fast i borehullet. Opphent-ing av en slik seismisk mottager for borehull, når den har hengt seg fast i borehullet, er særlig vanskelig fordi kveilekabelen forhindrer prosessen med å hente tilbake gjen-stander som har festet seg i borehull.

Det er et formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en seismisk mottager for borehull innrettet til å bli innført i et borehull uten å fjerne borerøret fra borehullet.

Det er et ytterligere formål ved foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en seismisk mottager for borehull av en slik type at den kan benyttes uten anvendelse av en elektrisk ledningsforbindelse.

Alle de nevnte formål oppnås ved hjelp av et system, særlig et apparat for geofysisk undersøkelse i et borehull i henhold til de nedenfor fremsatte patentkrav.

Foreliggende oppfinnelse angår et system for opptegning av resultatet fra en seismisk undersøkelse i borehull, og omfatter en seismisk mottager for borehull innrettet til å bli betjent uten elektrisk forbindelse med en styringsenhet ved overflaten under opptegningen av en VSP eller seismisk undersøkelse av borehullet. Mottageren omfatter et hus som inneholder: En akustisk transduser, en signaldigitaliserende, tidsmarkerende opptegningsenhet, og en lokal selvdrevet elektrisk kraftkilde. Systemet omfatter også en styringsenhet på overflaten og denne er forsynt med: En tidsstyringsenhet, en kildestyringsenhet, en sensor for nærfeltet, samt en databehandlingsmaskin. Tidsstyringsenheten aktiviserer kildestyringsenheten slik at denne aktiviserer en seismisk energikilde ved forutbestemte intervaller som tilsvarer tidsintervallene ved hvilke mottageren blir programmert til å digitalisere signalene fra transduseren. Nærfeltsensoren detekterer den seismiske energi som sendes ut fra kilden, og sender et signal til databehandlingsmaskinen. Signalet representerer den akustiske signatur til kilden. Når mottageren blir bragt til overflaten, leses hukommelsen i mottageren av databehandlingsmaskinen og signalopptegningen korreleres til den seismiske energikildes signatur som er lagret i databehandlingsmaskinen. Gangtiden for signalet som inneholder den seismiske energi, gjennom jorden til mottageren bestemmes på bakgrunn av dette.

Foreliggende oppfinnelse angår også en fremgangsmåte for opptegning av resultater fra en seismisk undersøkelse fore-tatt i et borehull og hvor den seismiske mottager anbringes i borehullet uten å være forbundet med styringsenheten ved overflaten. Etter at mottageren er anbragt i borehullet aktiviseres en seismisk energikilde og undersøkelsen opptegnes. Mottageren bringes deretter tilbake fra borehullet og opptegningsenheten kobles til overflatestyringsenheten som omfatter en databehandlingsmaskin hvori de tidsmarkerte, digitaliserte opptegninger av akustiske signaler overføres til databehandlingsmaskinen, mens de digitaliserte undersøk-elsesresultater rekonstrueres i form av en opptegning av akustiske amplitudesignaler som er tidsskalert i forhold til aktiviseringstidspunktet for den seismiske energikilde.

Foreliggende oppfinnelse er nærmere forklart under henvisning til de nedenstående figurer som viser eksempler på utførelser av foreliggende oppfinnelse, og til de ledsagende tegninger hvor: Fig. 1 viser oppfinnelsen som typisk benyttes i et under-sjøisk borehull under gjennomføring av en geofysisk undersøkelse, idet den iverksettes inne i et bore-rør betjent av en glatt bæreline (slickline),

fig. 2 viser mer detaljert komponentene i henhold til foreliggende oppfinnelse og fremgangsmåten med å

anbringe disse i borerøret,

fig. 3 viser et blokkskjerna for funksjonene som inngår i

en mottager i et borehull,

fig. 4 viser et blokkskjerna for funksjonene som inngår et

styringssystem ved overflaten,

fig. 5 viser en alternativ utførelse av mottageren som her

omfatter akselerometersensorer, og

fig. 6 viser en alternativ utførelse av mottageren som her omfatter geofonsensorer.

Fig. 1 viser oppfinnelsen slik den på typisk måte benyttes ved geofysiske undersøkelser i undersjøiske borehull. Fra en boreplattform eller rigg 22, senkes en seismisk mottager 2 for borehull ned i et borerør 9 i et borehull 10 ved hjelp av en vinsj 12 som opptar en enkelt stålwire 8, kjent som en "slickline". "Slickline" (eller glattline) 8 benyttes typisk når verktøy som hverken trenger elektrisk kraft fra overflaten eller selv skal overføre signaler til overflaten via kabel eller ledning, slik som verktøy for vedlikehold, blir ført ned i borehullet 10. Vinsjen 12 blir da typisk vist til som en "glattline-enhet". Ved slutten av borerør 9 befinner det seg en bunnkonstruksjon (bottom hole assembly)

(BHA-enhet) 15, som omfatter borekrager 11, en påstikk-over-gang (muleshoe sub) 4, samt en borkrone 6. BHA-enheten 15 blir normalt benyttet ved boring av brønnhullet 10. Når en seismisk undersøkelse i et borehull opptegnes, stoppes bore-prosessen, mens borerøret 9 og BHA-enheten 15 forblir i samme stilling som under aktiv boring av borehullet 10.

Overgangen 4 inngår typisk i BHA-enheten 15 for å ut-gjøre en mottagningsanordning for retningsavhengige måle-instrumenter slik som magnetiske vinkelmålere (multishots). Mottageren 2 kan opptas i overgangen 4, noe som reduserer mulighetene for å indusere støy i mottageren som et resultat av bevegelse av mottageren under opptegning av resultatene fra en måling.

En seismisk energikilde 16, som i denne utførelsen er et felt eller en rekke med luftkanoner, taues av et skip 20. Kilden 16 posisjoneres så nær som mulig til vertikalstilling over det stedet i jorden hvor mottageren 2 befinner seg i borehullet 10. Kilden kan styres av radiosignaler, f.eks. via antenner 24A og 24B når oppfinnelsen benyttes til å gjennom-føre en geofysisk undersøkelse i et borehull under sjøen. Radiosignalene (24A og 24B) genereres av en styringsenhet 14 ved overflaten, gjerne plassert på riggen 22. Ved en land-basert geofysisk undersøkelse i et borehull, kan kilden 16 være direkte koblet til styringsenheten 14 på overflaten. Når kilden 16 aktiviseres, vandrer seismiske energibølger 18 gjennom undergrunnen til mottageren 2 hvor de detekteres og opptegnes.

Konstruksjonen av mottageren 2 kan forstås bedre ved å betrakte fig. 2. Mottageren 2 er innkapslet i et hus 30 som er innrettet til å tåle betingelsene i omgivelsene i borehullet 10, hvor det kan være temperaturer som overskrider 175°C og trykk som overskrider 138.000 kPa (1400 kg/cm<2>). Huset 30 er forbundet med den glatte linen 8 ved hjelp av et kabelhode 32 som er festet til toppen av huset 30.

Huset 30 senkes ned i borekragen 11 inntil en tapp 36 ved bunnen av huset 30 opptas i en tilpasset sliss 37 i påstikk-overgangen 4. Glattline-enheten (vist som nr. 12 i fig. 1) omfatter utstyr som for operatøren indikerer at mottageren er blitt opptatt i eller sammenkoblet med overgangen 4 .

I veggen til huset 30 er det et kammer 38 hvori det er anbragt en akustisk transduser 44 som i denne utførelsen er en piezoelektrisk hydrofon. Kammeret 38 står i kommuniserende forbindelse med det innvendige av borekragene 11. Transduseren 4 4 er omsluttet av et reservoar 41 som kan være fremstilt av et fleksibelt, elastomert materiale. Reservoaret er festet til huset 30 inne i kammeret 38. Reservoaret 41 er fullstendig fylt med et hovedsakelig ikke-kompressibelt fluid, slik som hydraulisk olje. Reservoaret 41 er dekket av en metallskjerm 40 som gjør det mulig å oppnå væskeoverføring til borerøret (vist som henvisning 9 i fig. 1), men beskytter likevel reservoaret 41 mot mekanisk påført skade.

Huset 30 omfatter også en omhylning 47 for et signalprosesserende og opptegnende system 34. Omhylningen 47 er trykk-messig forseglet fra kammeret 38 ved hjelp av gjennomgående koblingsanordninger 4 6 som danner elektriske forbindelser fra opptegningssystemet 34 til transduseren 44. En del av opptegningssystemet 34 befinner seg inne i en termos(Dewar-)flaske 4 9 som befinner seg inne i omhylningen. Flasken 4 9 har praktisk talt konstant temperatur i forhold til endel av opptegningssystemet 34. Opprettholdelse av konstant temperatur relatert til den aktuelle del av opptegningssystemet 34 er ønskelig for å oppnå en høy presisjon når det gjelder tids-styringen av data som opptegnes i opptegningssystemet 34.

Bølgene 18 med seismisk energi stråles ut fra kilden {som er vist ved henvisningstall 16 i fig. 1) og går gjennom undergrunnen inntil de oppnår kontakt med veggen til borehullet 10, hvoretter bølgene 18 transmitteres gjennom et fluid 42 som fyller borekragene 11 og borehullet 10. Bølgene 18 som passerer gjennom fluidet 42 oppfører seg som kompre-sjoner og dekompresjoner i fluidet 42. Bølgene 18 vandrer til slutt gjennom transduseren 44 ved hjelp av avvekslende kom-primering og fortynning av fluidet som fyller reservoaret 41. Transduseren 44 omformer bølgene 18 til en tidsvarierende elektrisk spenning som ledes gjennom de gjennomgående koblingsanordninger 4 6 og til opptegningssystemet 34.

Fig. 3 viser funksjonsblokkene til opptegningssystemet (vist som henvisning 34 i fig. 2) anbragt inne i mottageren (vist som henvisningstall 2 i fig. 1). Opptegningssystemet 34 blir elektrisk energisert av et batteri 62 som i denne ut-førelsen kan være et litium-batteri. Den tidsvarierende elektriske spenning som genereres av transduseren 44 når den omformer de mottatte seismiske energibølger (vist ved henvisningstall 18 i fig. 2) føres til en analog signalprosessor 52. Den analoge prosessor 52 tilveiebringer forsterkning av signalet fra transduseren 44, som i denne utførelse har en forsterkningsfaktor på 1000, eller 60 dB. Den analoge proses-soren 52 sørger også for filtrering for å fjerne signalkompo-nenter som har en frekvens over det maksimalt forventede frekvensinnhold til de seismiske energibølger 18. Det for-sterkede, filtrerte signalet blir deretter ført til en første analog/digital omformer 54 eller en første ADC, som i denne utførelsen kan være en komponent fra Crystal Products Company med modell nr. CS5336. Den første ADC 54 i denne utførelse har også en signalprosesserende funksjon hvori den analoge inngang fra den analoge prosessor 52 i betydelig grad er oversamplet. Oversampling muliggjør bruk av analog filtrering ved den analoge prosessor 52, noe som fører til hovedsakelig mindre alvorlig avdrift (roll-off) eller reduksjon i utgangs-amplituden med frekvensen, enn det som ellers ville bli krevet for å forhindre "aliasing" av signalet. Signalet omformes av den første ADC-enhet 54 til en rekke binære sifre, også kalt et digitalisert signal. Driften av den første ADC-enhet 54 blir tidsstyrt av en første tidsstyringskrets 61 som i denne utførelse kan være en prosessor med modell nr. EB186 fra Intel Corporation. Den første tidsstyringskrets 61 er programmert for å aktivisere den første ADC-enhet 54 bare ved forutbestemte tidsintervaller som tilsvarer tidspunktene for aktivisering av den seismiske energikilde (vist som nr. 16 i fig. 1) som begynner etter en forutbestemt tidsforsinkelse for å gjøre det mulig for mottageren 2 å nå den aktuelle plasseringsdybde i borehullet 10 uten at det foretas unødvendige opptegninger. Tidsforsinkelsen kan være valgbar av operatøren. Tidsinformasjonen til den første tidsstyringskrets 61 fremskaffes av en første klokke 60, som i denne utførelsen kan være en klokke med modellnr. 692004 fra Piezoelectric Corporation. Etter at den første ADC-enhet 54 omformer et signal fra transduseren til et digitalisert signal, filtrerer en digital signalprosessor 56 eller DSP-

signalet på digital måte og ruter det digitaliserte signal til en digital hukommelse 58. DSP-enheten 56 måler også den midlere amplitude for signalnivået til et individuelt digitalisert signal. Dersom den midlere amplitude til signalet overskrider en forutbestemt fraksjon, som i denne utførelsen er satt til 50%, av kapasiteten til fullskala-amplituden ved den første ADC-enhet 54, forkastes det digitaliserte signal og overføres ikke til hukommelsen 58. Avvisning av amplitudesignaler med for høyt gjennomsnitt, reduserer muligheten for at signaler som er feilaktig påvirket av støy fra bevegelse av mottageren 2, vil bli opptegnet. Verdien på 50% av full-skalaverdien ble valgt som en vilkårlig startverdi. Ytterligere erfaringer fra feltforsøk kan gjøre det mulig å finne bedre verdier enn nettopp 50%.

Ved det tidspunkt det digitale signal overføres til hukommelsen 58, blir også tidspunktet for opptegning av de spesielt digitaliserte signaler overført fra den første tidsstyringsenhet 61 til hukommelsen 58.

Den første klokken 60 er plassert i en termosflaske (vist som 49 i fig. 2). Flasken 49 frembringer en praktisk talt konstant temperatur omkring den første klokken 60 under undersøkelsen, fordi den første klokke 60 kan endre frekvens i noen grad med temperaturforandringer. Ved å opprettholde en i alt vesentlig konstant temperatur på den første klokke 60, øker nøyaktigheten til tidsdata lagret i hukommelsen 58 og dermed driften av den første tidsstyringsenhet 61.

Digitaliserte signaler med deres tilforordnede tidsinformasjon slik den er lagret i hukommelsen 58, kan senere avleses via en kommunikasjonsport 64A. Etter at en under-søkelse er opptegnet, føres mottageren 2 til jordens overflate og kommunikasjonsport 64A kobles til styringsenheten ved overflaten (vist som 14 i fig. 1) ved hjelp av en kabel, som ikke er vist på figuren.

Fig. 4 viser funksjonsblokkene til styringsenheten ved overflaten (vist som 14 i fig. 1). En andre klokke 68 som kan være av samme type som den første klokke (60 i fig. 3), frembringer tidsinformasjon til en andre tidsstyringsenhet 71. Den andre tidsstyringsenhet 71 kan være av samme type som den første tidsstyringsenhet 61. Den andre tidsstyringsenhet 71 overfører styringssignaler til en kildekontrollerende krets 66, ved tidsintervaller programmert for tilpasning til tidsintervallene da den første tidsstyringsenhet (61 i fig. 3) programmeres til å aktivisere ADC-enheten (54 i fig. 3) i mottageren 2. Kildestyringskretsen 66 aktiviserer den seismiske energikilden 16 ved forutbestemte intervaller under undersøkelsen. Kildestyringskretsen 66 kan være direkte koblet til kilden 16 eller kan overføre aktiviseringssignaler ved hjelp av radiosignaler (vist ved 24A og 24B i fig. 1). Synkroniseringen av driften av den første ADC-enhet 54 med

driften av kildestyringskretsen 66, medfører både vedlikehold av batterier (vist som 62 i fig. 3), kraftforsyningsenheten i mottageren 2, og minsker datamengden som lagres i hukommelsen (vist som 58 i fig. 3) i mottageren 2.

En sensor 73 for nærfeltet kan i foreliggende utførelse bestå av en hydrofon som er posisjonert nærmere enn en halv bølgelengde av energien som brer seg ut fra kilden 16, eller omkring 8 m, og benyttes til å opptegne den akustiske signatur til energien fra kilden 16. Nærfeltsensoren 73 har en utgang som rutes til en andre ADC-enhet 70 som kan være av samme type som første ADC-enhet 54. Den andre ADC-enhet 70 er tidsstyrt for digitalisering av sensorens 73 utgang ved mottak av signaler fra den andre tidsstyringskrets 71 som blir tidsstyrt i alt vesentlig ved samme tidsintervaller som de tidsintervaller hvor den første tidsstyringskrets 61 er programmert til å aktivisere den første ADC-enhet 54. Ut-gangen fra den andre ADC-enhet 70 blir rutet til en databehandlingsmaskin 74 som i foreliggende utførelse kan være en arbeidsstasjon slik som modell SPARC 10 fra SUN Microsystems Corp., for senere prosessering.

En kommunikasjonsbuss 64B utgjør endel av den andre tidsstyringsenheten 71. Bussen 64B er koblet til kommunika-sjonsporten (64A i fig. 3) i mottageren 2 ved hjelp av en kabel (som ikke er vist), før den første undersøkelsen gjen-nomføres, og på ny når mottageren 2 er bragt tilbake til overflaten ved slutten av en undersøkelse. Data overføres fra hukommelsen 58 i mottageren 2 via porten 64A til buss 64b, hvoretter data overføres til databehandlingsmaskin 74 for senere prosessering.

Den andre hensikt med å tilkoble buss 64B til port 64A, er for å oppnå synkronisering av den første klokke 60 og den andre klokke 68. Tidsdata som er tilforordnet de digitaliserte signaler som er opptegnet i mottageren 2, må være nøyaktig relatert til tidspunktet for aktivisering av kilden 16 for å bestemme gangtiden til energibølgene (vist som 18 i fig. 1) fra kilden 16 til mottageren 2. Synkronisering av den første klokken 60 og den andre klokken 68 før mottageren 2 føres ned i borehullet 10 og påfølgende sammenligning av tidspunktene målt av den første klokke 60 og den andre klokke 68 etter at undersøkelsen er avsluttet for å justere i rela-sjon til forekommende avdrift mellom første klokke 60 og andre klokke 68, gjør det mulig å få en presis bestemmelse av tidspunktet for opptegning av signaler i mottager 2 i forhold til aktivisering av kilden 16. Ved å bestemme det presise tidspunkt for begivenhetene som er opptegnet av mottageren 2, og sammenligne dette tidspunkt med tiden for aktivisering av kilden 16, kan gangtiden til de seismiske energibølger 18 fra jordens overflate til mottageren 2 i borehullet 10, bestemmes .

Data som leses inn fra hukommelsen 58 når mottageren 2 er bragt til overflaten, rutes fra bussen 64B til databehandlingsmaskinen 74 for prosessering av opptegninger fra den akustiske signaturkilde 16 opptatt under undersøkelsen. Opptegningene kan prosesseres ved hjelp av metoder som er tidligere kjent innenfor dette området. F.eks. kan et VSP-prosesseringsprogram for undersøkelser, slik som et som benyttes av Atlas Wireline Services under, salgsnavnet SEIS-LINK-X, utgjøre endel av programmeringen til databehandlingsmaskinen 74 for å muliggjøre prosessering av de opptegnede resultater fra mottageren 2 til en VSP-undersøkelse.

I fig. 5 er det vist en annen type transduser. Kammeret 38 i huset 30 som i første utførelse var åpen ut mot borehullet 10, er i den andre utførelsen lukket og trykkforseglet slik som resten av det innvendige rom i huset 30. En ramme 96 omfatter tre flate overflater 96A, 96B, 96C som står ortogo-nalt på hverandre, og er stivt montert inne i kammeret 38. Et akselerometer 90, 92 og 94 for hver av de tre ortogonale akser, med en akse parallelt med lengdeaksen til huset 30, er montert på hver av de flate overflater 96A, 96B, 96C på rammen 96. Akselerometerne 90, 92, 94 reagerer på endringer i hastighet som huset 30 har langs aksene som ligger på linje med hvert enkelt akselerometer 90, 92, 94. Signalprosesser-ingen er i alt vesentlig den samme som ved første utførelse, med unntak av at det må foreligge en separat signalkanal i opptegningssystemet 34 for hvert akselerometer 90, 92 og 94.

Fig. 6 viser en alternativ utførelse som gjør bruk av tre geofoner 100, 102, 104, montert i kardangoppheng 106 festet til en ramme 98. Kardangopphengene 106 gjør det mulig for geofonene 100, 102 og 104 å orientere seg i avhengighet av gravitasjonskreftene, noe som gjør at geofonene 100, 102 og 104 forblir på linje med utbredelsesretningen til de seismiske energibølger 18. Rammen 98 er stivt montert inne i huset 30. Slik som i den andre utførelsen må opptegningssystemet 34 ha en signalkanal for hver geofon 100, 102, 104.

Claims (11)

1. Apparat for geofysisk undersøkelse i et borehull som gjennomtrenger en grunnformasjon, omfattende: en seismisk mottager (2) innrettet til å beveges gjennom borehullet (10) og med minst én transduser (44), én kraft-forsyningsenhet (62) og én signalprosesserende og registre-rende enhet (34), hvor transduseren, kraftforsyningsenheten og registreringsenheten er anbragt inne i mottageren (2), idet registreringsenheten er programmert til å generere en registrering av et elektrisk signal som genereres av transduseren som et resultat av detektert seismisk energi, og - en styringsenhet (14) ved overflaten, koblet til en seismisk energikilde (16), idet styringsenheten ved overflaten er synkronisert med den signalprosesserende registreringsenhet for aktivisering av den seismiske energikilde ved forutbestemte tidsintervaller svarende til tidsintervaller hvor registreringsenheten genererer den nevnte registrering, og styringsenheten er innrettet til å registrere en akustisk signatur for energikilden,karakterisert ved at den signalprosesserende registreringsenhet omfatter: en analog signalprosessor (52) forbundet med den nevnte minst ene transduser (44) og omfattende en forsterker og et filter, en første analog/digital omformer (54) koblet til den analoge signalprosessor (52), en digital signalprosessor (56) forbundet med den første analoge/digitale omformer (54), en første tidsstyringsenhet (61) koblet til den analoge/digitale omformer (54), idet den første tidsstyringsenhet (61) er programmert til å aktivisere den første analoge/digitale omformer (54) ved forutbestemte tidsintervaller som tilsvarer de forutbestemte tidsintervaller ved hvilke den seismiske energikilde (16) aktiviseres, en første klokke (60) forbundet med den første tidsstyringsenhet (61) , en digital hukommelse (58) forbundet med den digitale signalprosessor (56) og den første tidsstyringsenhet (61), og en kommunikasjonsport koblet til den første digitale signalprosessor (56), idet den nevnte registrering overføres fra den digitale hukommelse (58) til styringsenheten (14) og den signalprosesserende registreringsenhet er synkronisert med styringsenheten (14).

2. Apparat ifølge krav 1, karakterisert ved at styringsenheten (14) ved overflaten dessuten omfatter: en kildestyringsenhet (66) koblet til den seismiske energikilde (16), en andre tidsstyringsenhet (71) koblet til kildestyringsenheten (66), idet tidsstyringsenheten (71) er programmert til å aktivisere kildestyringsenheten (66) ved forutbestemte tidsintervaller, en andre klokke (68) som er forbundet med den andre tidsstyringsenhet (71), en kommunikasjonsbuss (64B) koblet til den andre tidsstyringsenhet (71) , en nærfeltsensor (73), en andre analog/digital omformer (70), koblet til nærfeltsensoren for digitalisering av den akustiske signatur, og en databehandlingsmaskin (74) koblet til den andre tidsstyringsenhet (71) og til den andre analoge/digitale omformer (70), idet registreringen overføres til databehandlingsmaskinen (71) gjennom kommunikasjonsbussen (64B) og korreleres med den akustiske signatur for den seismiske energikilde målt av nærfeltsensoren (73).

3. Apparat ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at den seismiske energikilde (16) omfatter en gruppe luftkanoner.

4. Apparat ifølge krav 1, 2 eller 3, karakterisert ved at den seismiske energikilde (16) omfatter dynamitt.

5. Apparat ifølge krav 1, 2 eller 3, karakterisert ved at den seismiske energikilde (16) omfatter en vibrasjonsenhet.

6. Apparat ifølge et av kravene 1-5, karakterisert ved at transduseren (44) omfatter i det minste én trykkdetektor av hydrofontypen.

7. Apparat ifølge et av kravene 1-5, karakterisert ved at den minst ene transduser omfatter minst en geofon.

8. Apparat ifølge et av kravene 1-5, karakterisert ved at den minst ene transduser omfatter minst et akselerometer.

9. Apparat ifølge et av kravene 2-8, karakterisert ved at nærfeltsensoren omfatter en trykkdetektor av hydrofontypen.

10. Apparat ifølge et av kravene 2-8, karakterisert ved at nærfeltsensoren omfatter minst ett akselerometer (90,92,94).

11. Apparat ifølge et av kravene 2-8, karakterisert ved at nærfeltsensoren omfatter minst én geofon (100,102,104).