NO330545B1 - Fremgangsmate for a generere og detektere retningsbestemte signaler under boring og akustisk system transportert i et borehull for a bestemme en karakteristikk ved formasjonen - Google Patents

Abstract

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte og en anordning for bruk i et akustisk loggeverktøy som transporteres i et borehull i en grunnformasjon for å bestemme en karakteristikk ved formasjonen. Fremgangsmåten omfatter å bruke en første akustisk kilde til å generere et akustisk signal i grunnformasjonen ved en første frekvens. En annen akustisk kilde atskilt fra den første akustiske kilden blir brukt til å generere et akustisk signal i grunnformasjonen ved en annen frekvens som er forskjellig fra den første frekvensen. En akustisk mottaker blir brukt til å motta et tredje akustisk signal som indikerer nevnte karakteristikk. Det tredje akustiske signalet har en frekvens hovedsakelig lik en differanse mellom den første frekvensen og den andre frekvensen. Det tredje akustiske signalet blir frembrakt av en ikke-lineær vekselvirkning mellom det første signalet og det andre signalet i en del av grunnformasjonen.

Description

TEKNISK OMRÅDE

Foreliggende oppfinnelse er rettet mot det område som angår geofysiske undersøkelser og mer spesielt en fremgangsmåte for bruk av en seismisk kilde til å generere og samle inn retningsbestemte signaler i et brønnhull under boring, samt et akustisk system transportert i et borehull for å bestemme en karakteristikk ved formasjonen

TEKNISK BAKGRUNN

Akustisk bølgeinformasjon blir brukt av oljeindustrien til å undersøke og evaluere jordens undergrunn ved leting etter og evaluering av verdifulle under-grunnsmineraler og mineralreservoarer. Akustiske bølger blir generert og registrert ved oljebrønnlogging. Dette blir kalt sonisk eller akustisk logging. Den soniske bølgemålingen som foretas i brønnhull er typisk formasjonens kompresjonsmes-sige langsomhet (den resiproke verdien av hastighet). Andre akustiske bølgetyper kan imidlertid også måles, f.eks. skjærbølger og Stoneley-bølger.

Tidligere kjente akustiske bølgeanvendelser er blitt brukt til å hjelpe olje- og gassprodusenter til bedre å evaluere sine reservoarer og maksimalisere hydrokar-bonutvinningen. Et bredt område med geofysiske borehulls- og kryssbrønn-anvendelser tilveiebringer data for å analysere reservoaregenskaper i nærheten av brønnhullet og foran borkronen for både undersøkelses- og feltutviklingsanven-delser.

Soniske brønnhullsverktøy blir f.eks. brukt for innsamling av en vandrings-eller tredimensjonal seismisk profil (VSP). Seismiske tre-komponent-mottakere i brønnhull kan kjøres i kombinasjon for samtidig å samle inn VSP-trekomponent-data med høy kvalitet for detaljert strukturell og stratigrafisk reservoaravbildning og integrasjon med tilgjengelige seismiske overflate- og brønnloggingsdata.

Konvensjonelle seismiske borehullstjenester slik som hastighetsundersøkel-ser og vertikale seismiske profiler gir et middel til å kalibrere seismiske overflate-datasett så vel som brønnhullslogger, og også for avbildning av undergrunnsgeo-logiske strukturelle trekk. Innsamling av seismikk-under-boring (SWD) -data er en fremgangsmåte som benytter borkronen som en energikilde i brønnhullet for å samle inn seismiske borehullsdata i sanntid under boringen uten å bruke noen spesiell brønnhullsinstrumentering. Seismiske kryssbrønnavbildningsteknikker blir brukt til å evaluere kontinuiteten til reservoarenheter mellom brønner.

Tredimensjonale vertikale seismiske profilmetoder (3D-VSP) kan brukes til å forbedre kompleks reservoarevaluering med konvensjonelle tredimensjonale seismiske undersøkelsesdatasett. 3D-VSP-tjenester forsyner olje- og gassprodusenter med en fordel ved reservoarkarakterisering. 3D-VSP-data med høy oppløs-ning kan integreres med tredimensjonale seismiske overflatedata for å tilveiebringe detaljerte beskrivelser av undergrunnsformasjonsegenskaper og identifika-sjon av reservoarkomponenter, noe som ellers ikke er mulig med seismiske overflatedata alene.

Korrelering av tidsdata og dybdedata gir detaljerte, strukturelle reservoar-modeller som kan bidra til å redusere farer og kostnader ved feltevaluering og ut-vikling. Integrering av borehullsseismikk, overflateseismikk og borehullsloggedata er et viktig trinn ved frembringelse av en nøyaktig reservoarmodell. Avanserte borehullsseismiske anisotropianalyser sørger for nøyaktige hastighetsmodeller og forbedret undergrunnsavbildning. Hydrokarbonreservoarer er begravd under en utvidet overdekning bestående av skifere og skiferlagdelte sedimenter som ofte er anisotropiske. Tredimensjonale VSP-undersøkelser er et utmerket middel til å detektere anisotropi i undergrunnsformasjoner.

US-patent 6,440,075 til Averkiou beskriver et ultrasonisk diagnoseavbild-ningssystem og en fremgangsmåte for å utføre ikke-lineær ekkosignalavbildning med harmoniske og intermodulasjonsprodukt-komponenter (sum- eller differanse-frekvens). Både de harmoniske og intermodulasjonsproduktene blir frembrakt av ikke-lineære effekter i vev eller kontrastmidler og begge er fortrinnsvis atskilt fra de grunnleggende sendekomponentene til ekkosignalene ved hjelp av puls-inverter-ingsbehandling. Bruken av begge typer ikke-lineære komponenter kan forbedre signal/støy-forholdet til de ultrasoniske bildene, og de to komponenttypene kan blandes eller brukes i forskjellige områder av et bilde for å forskyve virkningene av dybdeavhengig dempning.

US-patent 3,979,724 til Silverman mfl., er rettet mot en fremgangsmåte for å bestemme posisjonen til borkronen. En Stoneley-bølge blir produsert på overflaten og forplanter seg gjennom fluidet i borestrengen og frembringer et seismisk signal når den når en diskontinuitet i fluidbanen ved borkronen.

En annen anordning som er brukt i forbindelse med en borestreng, er beskrevet i US-patent 6,478,107 til Birchak. Et komprimerbart fluid blir lagret i et antall kamre inne i vektrøret. En innløpsventil blir åpnet for å tillate trykket i et kam- mer å bygge seg opp til trykket i slammet. Innløpsventilen blir så lukket og en ut-løpsventil tillater det trykksatte slammet å strømme inn i ringrommet mellom vekt-røret og borehullet for derved å generere en trykkbølge. Dette arrangementet be-ror ikke på omdannelse av en Stoneley-bølge til et akustisk signal.

US-patent 4,993,001 til Winbow beskriver en fremgangsmåte for generering av akustiske bølger fra Stoneley-bølger for kabelanvendelser. En roterende ventil-rørbølge-kilde blir brukt til å frembringe Stoneley-bølger med sveipet frekvens som blir injisert inn i et brønnhull. En omformer som omfatter et langstrakt legeme som hovedsakelig fyller brønnhullet og har en forutbestemt form, er posisjonert ved en valgt posisjon i hullet.

US-patent 6,175,536 til Khan beskriver en fremgangsmåte for å bestemme en grad av akustisk ikke-linearitet i en grunnformasjon ut fra seismiske signaler sendt inn i formasjonen fra et brønnhull og mottatt fra formasjonen i et annet brønnhull. De seismiske signalene innbefatter to valgte diskrete frekvenser. Fremgangsmåten innbefatter spektralanalyse av de mottatte signalene, bestemmelse fra spektralanalysen av forekomsten av en frekvens som representerer en sum av de to valgte frekvensene, og bestemmelse av en relativ amplitude for sumfrekven-sen i forhold til amplitudene til de to valgte diskrete frekvensene. I en spesiell ut-førelsesform innbefatter fremgangsmåten å bestemme forekomsten av en frekvens i de spektralanalysene signalene som representerer differansen mellom de valgte diskrete frekvensene, og å bestemme forekomsten av harmoniske multipler av én av de to valgte diskrete frekvensene.

US 5521882 omtaler et apparat og en fremgangsmåte for å bestemme en

indikasjon av ikke lineare egenskaper for en formasjon ved et borehull. Et akustisk verktøy blir brukt i borehullet for å generere et første og andre akustisk signal med forskjellige frekvenser. Som følge av ulineariteter i formasjonen vil blanding av det første og andre signal resulterer i et tredje signal med en frekvens tilsvarende forskjellen mellom frekvensene for det første og andre signal. Forskjellen detekteres og blir brukt for å fastslå formasjonsegenskaper.

US 6456566 omtaler et akustisk system og en fremgangsmåte for undersø-kelse av hydrokarbonreservoirer.

Det er behov for en effektiv fremgangsmåte til generering av retningsbestemt lydbølgeenergi i et brønnhull. (Viktigere i forhold til løsningsmaterialet her). Foreliggende oppfinnelse tilfredsstiller dette behovet.

OPPSUMMERING

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte og en anordning for bruk av en akustisk loggesonde transportert inn i et borehull i en grunnformasjon for å bestemme en karakteristikk ved formasjonen. Fremgangsmåten omfatter å generere et retningsbestemt akustisk signal som indikerer en karakteristikk ved formasjonen ved å anvende: (i) en første akustisk kilderekke for å generere et første akustisk signal i grunnformasjonen ved en første frekvens; (ii) en andre akustisk kilderekke for å generere et andre akustisk signal i grunnformasjonen ved en andre frekvens som er forskjellig fra den

første frekvensen;

En akustisk mottakerrekke blir brukt til å motta det retningsbestemte akustiske signalet. Det retningsbestemte akustiske signalet har en frekvens som er lik forskjellen mellom den første frekvensen og den andre frekvensen og fremgangsmåten omfatter videre trinnet av å bestemme en karakteristikk ved formasjonen ved hjelp av et likhetsutseende (semblance) av det retningsbestemte signalet.

Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også et akustisk system transportert inn i et borehull i en grunnformasjon for å bestemme en karakteristikk ved formasjonen. Systemet omfatter: a) en signalgenerator innrettet for å generere retningsbestemte akustiske signaler ved hjelp av: (i) en første akustisk signalgeneratorsrekke innrettet for å generere et retningsbestemt akustisk signal i grunnformasjonen ved en første frekvens; (ii) en andre akustisk signalgeneratorrekke innrettet for å generere et retningsbestemt akustisk signal i grunnformasjonen ved en andre frekvens om

er forskjellig fra den første frekvensen; og

(b) en akustisk mottakerrekke innrettet for å motta det retningsbestemte akustiske signal som har en frekvens som er lik forskjellen mellom den første

frekvensen og den andre frekvensen; og

(c) en prosessor innrettet for å bestemme en karakteristikk ved formasjonen ved hjelp av et likhetsutseende (semblance) av det retningsbestemte signalet.

Andre fordelaktige trekk vil fremkomme av de tilhørende uselvstendige patentkra-vene

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

Foreliggende oppfinnelse og dens fordeler vil bli bedre forstått under hen-visning til den følgende detaljerte beskrivelse og de vedføyde tegningene, hvor: fig. 1 illustrerer et skjematisk diagram av et boresystem med en borestreng som innbefatter et akustisk sensorsystem i henhold til foreliggende oppfinnelse;

fig. 2 illustrerer et blokkskjema over de viktigste brønnhullselementene i det systemet som er vist på fig. 1;

fig. 3A illustrerer frekvensspekteret for to frekvenser og deres sum- og differanse-frekvenser;

fig. 3B illustrerer en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse som danner en retningsbestemt akustisk stråle med lav frekvens rettet mot en akustisk grense; og

fig. 4 illustrerer bruk av statistisk fordeling av det reflekterte signalets koherensverdier til deteksjon, fremhevning og diskriminering av det signalet som er av interesse.

DETALJERT BESKRIVELSE AV FORETRUKNE UTFØRELSESFORMER

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte og et system for bruk av et akustisk loggeverktøy transportert i et borehull i en grunnformasjon for å bestemme en karakteristikk ved formasjonen. En retningsbestemt, lavfrekvent akustisk strålebunt kan dannes for å tilveiebringe akustisk deteksjon av avstands-og formasjonskarakteristikker ved å bruke to høyfrekvente kilder i et brønnhullsmil-jø. Stoneley-bølger kan også anvendes som en sekundær kilde for den lavfrekvente akustiske energien ved en fjerntliggende avstand fra en opprinnelig kilde. Utfø-relsesformer av oppfinnelsen kan innbefatte likhetsbehandling for å detektere og fremheve signalet av interesse.

Generelt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte og et system for bruk under boring av borehull. Boresystemet inneholder en borestreng med en delanordning i borehullet som innbefatter en borkrone ved den nedre enden og et antall sensorer og anordninger for måling-under-boring (MWD), innbefat-tende et akustisk MWD-system med et første sett akustiske sensorer for å be stemme den akustiske formasjonshastigheten under boring av borehullet, og et annet sett med akustiske sensorer for å bestemme laggrensene ved å benytte de akustiske hastighetsmålingene tatt av det første settet med akustiske sensorer. En brønnhullsdatamaskin med tilhørende lager er anordnet for å beregne forskjellige driftsparametere i brønnhullet, for å bestemme formasjonskarakteristikker og parametere, for å kartlegge formasjonen omkring delanordningen i brønnhullet, for å oppdatere lagrede modeller og data som et resultat av de beregnede parameterne og for å hjelpe operatøren med å navigere borestrengen langs en ønsket brønn-hullsbane. Datamaskinen kan ha én eller flere prosessorer for å bestemme akustiske signalkarakteristikker og parametere.

Boresystemet kan også innbefatte anordninger for å bestemme formasjonsresistivitet, gammastrålingsintensitet i formasjonen, borestrenghelningen og bore-strengens asimut, nukleær porøsitet i formasjonen og formasjonsdensiteten. Borestrengen kan inneholde andre MWD-anordninger som er kjent på området for å fremskaffe informasjon om undergrunnsgeologien, borehullstilstandene og drifts-parameterne for slammotoren, slik som differensialtrykket over slammotoren, dreiemomentet og tilstanden til lagerenheten. Valgte data blir overført mellom delanordningen i brønnhullet og beregningsanordningen på overflaten via et toveis telemetrisystem. Beregningsanordningen på overflaten sender signaler til delanordningen i brønnhullet for å styre visse ønskede operasjoner og også for å be-handle de mottatte data i henhold til programmerte instruksjoner for å forbedre boreoperasjonene.

Fig. 1 viser et skjematisk diagram over et boresystem 10 med en brønn-hullsenhet som inneholder et akustisk sensorsystem og overflateanordningene i henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Som vist innbefatter systemet 10 et konvensjonelt boretårn 11 reist på et tårndekk 12 som understøtter et rotasjonsbord 14 som blir rotert av en hoveddrivanordning (ikke vist) med en ønsket rotasjonshastighet. En borestreng 20 som innbefatter en borerørseksjon 22 strekker seg nedover fra rotasjonsbordet 14 ned i et borehull 26. En borkrone 50 festet til borestrengen i den nedre enden knuser de geologiske formasjonene når den blir rotert. Borestrengen 20 er koplet til en heiseanordning 30 via en drivrør-skjøt 21, en svivel og en line 29 gjennom et trinsesystem 28. Under boringsoperasjonene blir heiseanordningen 30 operert for å regulere vekten på borkronen og inntrengningshastigheten til borestrengen 20 inn i borehullet 26. Operasjonen av heiseanordningen er velkjent på området og blir derfor ikke beskrevet i detalj her.

Under boringsoperasjoner blir et passende borefluid (vanligvis kalt "slam") 31 fra en slamgrop 32 sirkulert under trykk gjennom borestrengen 20 av en slam-pumpe 34. Borefluidet 31 passerer fra slampumpen 34 inn i borestrengen 20 via en trykkutjevningsanordning 36, en fluidledning 38 og drivrørskjøten 21. Borefluidet blir ført ut ved den nedre enden 51 gjennom en åpning i borkronen 50. Borefluidet sirkulerer opp gjennom hullet i ringrommet 27 mellom borestrengen 20 og borehullet 26, og kommer ut i slamgropen 32 via en returledning 35. En rekke sensorer (ikke vist) er fortrinnsvis utplassert på overflaten i henhold til kjente metoder på området for å tilveiebringe informasjon om forskjellige boringsrelaterte parametere, slik som fluidstrømningshastighet, vekt på borkronen, kroklast, osv.

En overflatestyringsenhet 40 mottar signaler fra brønnhullssensorene og anordningene via en sensor 43 som er plassert i fluidledningen 38 og behandler slike signaler i henhold til programmerte instruksjoner levert til overflatestyringsenheten. Overflatestyringsenheten viser ønskede boreparametere og annen informasjon på en fremvisningsanordning/monitor 42, hvilken informasjon blir benyttet av en operatør til å styre boringsoperasjonene. Overflatestyringsenheten 40 inneholder en datamaskin, et lagerfør lagring av data, en dataregistreringsanordning og andre periferianordninger. Overflatestyringsenheten 40 innbefatter også modeller og behandler data i henhold til programmerte instruksjoner og reagerer på bru-kerkommandoer som innføres gjennom passende anordninger, slik som et tasta-tur. Styringsenheten 40 er fortrinnsvis innrettet for å aktivere alarmer 44 når visse utrygge eller uønskede driftstilstander inntreffer.

En boremotor eller slammotor 55 koplet til borkronen 50 via en drivaksel

(ikke vist) anordnet i en lagerenhet 57, roterer borkronen 50 når borefluidet 31 blir ført gjennom slammotoren 55 under trykk. Lagerenheten 57 understøtter de radia-le og aksiale kreftene til borkronen, den nedadrettede skyvkraften på borkronen og den reaktive, oppadrettede belastningen fra den påførte vekten på kronen. En sta-bilisator 58 koplet til lagerenheten 57 virker som et sentreringsorgan for den nedre delen av slammotorenheten.

I den foretrukne utførelsesformen av systemet i henhold til oppfinnelsen, er delanordningen 59 i brønnhullet (også kalt bunnhullsanordningen eller "BHA") som inneholder de forskjellige sensorene og MWD-anordningene for å tilveiebringe in formasjon om formasjonen og boreparameterne i brønnhullet og slammotoren, koplet mellom borkronen 50 og borerøret 22. Bunnhullsanordningen 59 har fortrinnsvis en modulær konstruksjon slik at de forskjellige anordningene er seksjoner som kan koples sammen slik at de enkelte seksjonene kan erstattes når det er ønskelig.

Det vises fremdeles til fig. 1 hvor bunnhullsanordningen også fortrinnsvis inneholder sensorer og anordninger i tillegg til de ovenfor beskrevne sensorene. Slike anordninger innbefatter en innretning for å måle formasjonsresistiviteten nær og/eller foran borkronen, en gammastrålingsanordning for å måle formasjonens gammastrålingsintensitet og innretninger for å bestemme helningen og asimut-retningen til borestrengen. Måleanordningen 64 for formasjonsresistivitet er fortrinnsvis koplet inn over den nedre nødstoppmodulen 62, som tilveiebringer signaler fra hvilke resistiviteten til formasjonen nær eller foran borkronen 50 blir bestemt. En resistivitetsmålingsanordning er beskrevet i US-patent nr. 5,001,675, som er overdratt til eieren av foreliggende søknad, og som herved inkorporeres ved referanse. Dette patentet beskriver en dobbelt forplantningsresistivitetsanord-ning (DPR) med ett eller flere par med senderantenner 66a og 66b atskilt fra ett eller flere par med mottakerantenner 68a, og 68b. Magnetiske dipoler blir anvendt som opererer i det midlere og nedre høyfrekvensspekteret. Under drift blir de utsendte elektromagnetiske bølgene forstyrret når de forplanter seg gjennom formasjonen som omgir resistivitetsanordningen 64. Mottakerantennene 68a og 68b detekterer de forstyrrede bølgene. Formasjonsresistivitet blir utledet fra fasen og amplituden til de detekterte signalene. De detekterte signalene blir behandlet i en brønnhullskrets som fortrinnsvis er plassert i et hus 70 over slammotoren 55, og blir overført til overflatestyringsenheten 40 ved å bruke et passende telemetrisystem 72.

Inklinometeret 74 og gammastrålingsanordningen 76 er fortrinnsvis plassert sammen med resistivitetsmålingsanordningen 64 for henholdsvis å bestemme in-klinasjonen til den del av borestrengen som er nær borkronen 50 og formasjonens gammastrålingsintensitet. Et hvilket som helst egnet inklinometer og en hvilken som helst egnet gammastrålingsanordning kan imidlertid benyttes for formålet med foreliggende oppfinnelse. I tillegg kan en asimutanordning (ikke vist) slik som et magnetometer eller en gyroskopanordning, benyttes til å bestemme borestreng-ens asimut. Slike anordninger er kjente på området og blir derfor ikke beskrevet i detalj her. I den ovenfor beskrevne utførelsesformen overfører slammotoren 55 kraft til borkronen 50 via én eller flere belgaksler som løper gjennom resistivitetsmålingsanordningen 64. Belgakselen gjør det mulig for borefluid å passere fra slammotoren 55 til borkronen 50.1 en alternativ utførelsesform av borestrengen 20, kan slammotoren 55 være innkoplet under resistivitetsmålingsanordningen 64 eller på en hvilken som helst annen egnet plass.

Brønnhullsanordningen ifølge foreliggende oppfinnelse innbefatter fortrinnsvis en MWD-seksjon 78 som inneholder en nukleær formasjonsporøsitetsmålean-ordning, en nukleær densitetsanordning og et akustisk sensorsystem plassert over slammotoren 64 i huset 78 for å tilveiebringe informasjon som er nyttig for evaluering og testing av undergrunnsformasjoner langs borehullet 26. De foretrukne utfør-elsesformene av det akustiske sensorsystemet blir beskrevet senere under hen-visning til figurene 3a og 3b. Foreliggende oppfinnelse kan benytte en hvilken som helst av de kjente formasjonsdensitetsanordningene. US-patent nr. 5,134,285 som eies av foreliggende patentsøker, og som herved inkorporeres ved referanse, beskriver en formasjonsdensitetsanordning som anvender en gammastrålingskilde og en detektor som kan benyttes i systemet I henhold til foreliggende oppfinnelse. Under bruk kommer utsendte gammastrålinger fra kilden inn i formasjonen hvor de vekselvirker med formasjonen og dempes. Dempningen av gammastrålene blir målt ved hjelp av en egnet detektor, hvorfra densiteten til formasjonen blir bestemt.

Porøsitetsmåleanordningen er fortrinnsvis den anordningen som generelt er beskrevet i US-patent nr. 5,144,126, som tilhører foreliggende patentsøker og som herved inkorporeres ved referanse. Denne anordningen benytter en nøytronutsen-dingskilde og en detektor for å måle de resulterende gammastråler. Under bruk blir nøytroner med høy energi utsendt i den omgivende formasjonen. En passende detektor måler nøytronenergiforsinkelsen som skyldes vekselvirkning med hydrogen og atomer som er tilstede i formasjonen. Andre eksempler på nukleære loggings-anordninger er beskrevet US-patent nr. 5,126,564 og 5,083,124.

De ovennevnte anordningene sender data til telemetrisystemet 72 i brønn-hullet, som i sin tur overfører de mottatte dataene til overflatestyringsenheten 40. Brønnhullstelemetrien mottar også signaler og data fra overflatestyringsenheten 40 og sender slike mottatte signaler og data til de riktige brønnhullsanordningene. Foreliggende oppfinnelse benytter fortrinnsvis en slampulstelemetriteknikk til å kommunisere data fra brønnhullssensorene og anordningene under boringsoperasjoner. En transduser 43 plassert i slamforsyningsledningen 38 detekterer slam-pulsene som reaksjon på de data som er utsendt av brønnhullstelemetrianordnin-gen 72. Transduseren 43 genererer elektriske signaler som reaksjon på slamtrykk-variasjonene og overfører slike signaler via en leder 45 til overflatestyringsenheten 40. Andre telemetriteknikker slik som elektromagnetiske og akustiske teknikker eller en hvilken som helst annen passende teknikk, kan benyttes for formålene med foreliggende oppfinnelse.

Fig. 2 viser et funksjonsblokkskjema over hovedelementene i brønnhulls-modulen 59 og illustrerer videre datakommunikasjonsbanene mellom de forskjellige systemelementene. Det skal bemerkes at fig. 2 bare illustrerer ett arrange-ment av elementene og et system for datakommunikasjon mellom disse. Andre arrangementer kan benyttes like effektivt for formålet med oppfinnelsen. Sensorene for bestemme driftsbetingelsene i brønnhullet og tilstanden til bunnhullsanordningen er hensiktsmessig betegnet med Si - Sj, det akustiske sensorsystemet er betegnet med henvisningstall 160 mens resten av MWD-anordningene i brønnhul-let, slik som den nukleære, elektromagnetiske, retningsbestemte og lignende, er betegnet med di - dm. Sensorene Si - Sj, MWD-anordningene di - dmog det ønskede akustiske sensorsystemet 160 er anordnet inne i brønnhullsmodulen på ønsket måte. Under drift blir et forutbestemt antall diskrete datapunkter som er matet ut fra sensorene og MWD-anordningene, lagret i et bufferlager som, på fig. 2, er innbefattet som en avdelt del av lagringskapasiteten til datamaskinen 150. Alternativt kan bufferlageret omfatte et separat element (ikke vist).

Sensorrespons-relasjoner eller "modeller" for det akustiske sensorsystemet og andre sensorer i brønnhullsmodulen blir fortrinnsvis lagret i et lager 148. Disse modellene blir bestemt matematisk og/eller ved å måle responser fra sensorene i en kjent testformasjon. I tillegg blir andre referansedata slik som data som define-rer de målformasjonene som skal bores, seismiske data, forskyvningsbrønndata, fortrinnsvis lagret nede i hullet i lageret 148. En toveis data- og kommandosignal-kommunikasjon blir tilveiebrakt mellom datamaskinen 150 og lageret 148. Responsene fra sensorene Si - Sj, di - dmog 160 blir sendt til datamaskinen 150 hvor de blir transformert til parametere av interesse eller svar som beskrevet ne-denfor. Brønnhullselektronikken for behandling av signaler nede i hullet og for å utføre andre kommunikasjoner innbefatter datamaskinen eller styringsenheten 150, lageret 145 og 146 og andre ønskede komponenter, slik som signalprosesso-rer, forsterkere, osv. (ikke vist). For enkelhets skyld er bruken av slike komponenter kjent på området, og er derfor ikke innbefattet på fig. 2. Bruken av disse kom-ponentene er videre beskrevet i US-patent 6,427,124 og 6,023,443 til Dubinsky mfl. (Søker: Baker Hughes), hvilke patenter inkorporeres i sin helhet ved referanse.

Det vises fremdeles til fig. 2, hvor parameterne av interesse blir sendt til overflaten via den oppadgående telemetribanen 127 eller lagret i lageret 146 for etterfølgende opphenting til overflaten. Siden det akustiske sensorsystemet 160 og andre sensorer 152 og di - dmer plassert aksialt langs bunnhullsanordningen, svarer deres responser ikke til det samme målepunkt i borehullet 26 (se fig. 1). Forut for kombinering eller korrelering av dataene fra forskjellige sensorer, forsky-ver datamaskinen 150 dataene til et felles dybdepunkt. De forskjellige anordningene di - dmoppviser heller ikke nødvendigvis den samme vertikale oppløsning. Vertikal oppløsningstilpasning blir derfor utført av datamaskinen 150 før kombinering eller korrelering av målinger fra forskjellige sensorer.

Når de dybdeforskjøvne og oppløsningstilpassede dataene er beregnet, blir parameterne av interesse så ført til brønnhullsdelen av telemetrisystemet 142 og deretter overført til overflaten ved hjelp av en passende oppadgående forbindelse som begrepsmessig er illustrert ved den brutte linjen 127. Kraftkilden 144 leverer kraft til telemetrielementet 142, datamaskinen 150, lagrene 146 og 148 og tilhør-ende styringskretser (ikke vist). Informasjon fra overflaten blir overført over den nedadgående telemetriforbindelsen som begrepsmessig er illustrert med den brutte linjen 129, til mottakerelementet i brønnhullet i telemetrienheten 142, og blir så sendt til datalagringsenheten 148 for etterfølgende bruk.

En foretrukket utførelsesform av foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for å bruke et akustisk loggeverktøy transportert inn i et borehull i en grunnformasjon for å bestemme en karakteristikk ved formasjonen. Fremgangsmåten omfatter å bruke en første akustisk kilde til å generere et akustisk signal i grunnformasjonen ved en første frekvens. Den første akustiske kilden kan være en høyfrekvent (HF) sendergruppe. Et annet akustisk system som også kan være en høyfrekvent sendergruppe, er atskilt fra den første kilden og blir brukt til å generere et akustisk signal i grunnformasjonen ved en annen frekvens som er for skjellig fra den første frekvensen. En akustisk mottaker blir brukt til å motta et tredje akustisk signal (en resultant av den første og andre kilden) som indikerer formasjonskarakteristikken. Det tredje akustiske signalet har en frekvens hovedsakelig lik en differanse mellom den første frekvensen og den andre frekvensen. Det tredje akustiske signalet blir produsert av en ikke-lineær vekselvirkning mellom det første signalet og det andre signalet i en del av grunnformasjonen.

Foreliggende oppfinnelse sørger for å danne en retningsbestemt, lavfrekvent, akustisk strålebunt for akustisk avstandsbestemmelse, formasjonsegen-skapsbestemmelse eller andre anvendelser for seismikk under boring ved å bruke to høyfrekvenskilder i borehullsmiljøet. Ett av problemene på området med seismisk datainnsamling under boring, er å danne et fokusert, retningsbestemt signal ved forholdsvis lav frekvens (LF) i den retning som er av interesse. Lavfrekvens blir betraktet som 1 kHz og lavere. Dette er en betydelig ulempe ved bruk av lav-frekvenskilder som en primærkilde for den akustiske energien, siden kilden må ha en forholdsvis stor apertur for å tilveiebringe passende direktivitet for effektivt å kunne brukes til SWD-anvendelser.

Fremgangsmåten og systemet i henhold til foreliggende oppfinnelse mulig-gjør bruk av to (eller flere, fortrinnsvis grupperte) høyfrekvente (HF) kilder til å danne en lavfrekvent stråle i den retning som er av interesse. På grunn av de naturlige ikke-lineære virkningene i formasjonen, vil kombinasjonen av disse signalene tilveiebringe et lavfrekvent signal ved både de differensiale lave frekvensene og summeringsfrekvensen som er høye. Hvis f.eks. frekvensene til to HF-kilder er henholdsvis 70 kHz og 71 kHz, vil resultatet av ikke-lineær vekselvirkning frembringe signaler ved 1 kHz (en nyttig LF-komponent) og ved 141 kHz (en mindre nyttig HF-komponent, som hurtig vil spre seg i formasjonen på grunn av det naturlige akustiske energitapet). Fig. 3A illustrerer skjematisk frekvensspektre for to frekvenser fl, f2 sammen med deres sum- (F sum = || f1 + f2 ||) og differanse-

(F differanse = || f1 - f2 ||) frekvenser. I tillegg til differansefrekvensene kan andre ikke-lineære resonanser relatert til differansefrekvensene også genereres. Ved å anvende en amplitude- eller frekvensmodulasjon til å omfatte en akustisk drivkrets med variabel frekvens (f.eks. ved å bruke et sveipet signal med én eller begge kildene) i forbindelse med de opprinnelige HF-signalene, kan den naturlige ikke-lineariteten til bergarten fremheves og øke den innsamlede informasjon. En fordel ved å bruke to HF-kilder er at det er lettere å fokusere akustisk energi mot en spe-

siell retning ved å bruke en høyfrekvenskilde (med et område på dusinvis med kHz). Midtfrekvensen til disse kildene blir valgt basert på den forventede inntreng-ningsdybden for de primære HF-signalene, ettersom differansen til disse frekvensene skal være lik en ønsket lavfrekvens for det resulterende signalet, som så blir brukt til akustisk avstandsbestemmelse eller andre SWD-anvendelser.

Retningen til den akustiske strålebunten for hver av de to kildene blir valgt på en slik måte at strålebuntene skjærer hverandre i en viss avstand fra borehullet. Fig. 3B illustrerer en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse som utgjør en retningsbestemt, lavfrekvent akustisk strålebunt rettet inn i en formasjon i nærheten av et borehull eller mot en akustisk grense 103. Plassert på en seksjon av en bunnhullsanordning 105 eller en annen egnet posisjon på en borestreng, utsender en første akustisk kilde eller signalgenerator, T1, et første akustisk signal, f 1, inn i grunnformasjonen i nærheten av et borehull. En annen akustisk kilde eller signalgenerator, T2, utsender et annet akustisk signal, f2, inn i grunnformasjonen i nærheten av et borehull. Det resulterende, lavfrekvente akustiske energisignalet F-differanse vil trenge inn i formasjonen i retning av middellinjen 101 mellom retning-ene til de to HF-signalene, en første frekvens fl og en annen frekvens f2. En akustisk mottaker (ikke vist) blir brukt til å motta den tredje frekvensen F-differanse som blir produsert av en ikke-lineær vekselvirkning mellom det første signalet fl og det andre signal f2 i grunnformasjonen.

Det er flere patenter på bruk av akustiske sendere og mottakere i en MWD-anordning for å tilveiebringe informasjon om posisjonen og orienteringen til laggrenser i nærheten av borkronen. Se f.eks. US-patent 6,084826 til Leggett (Søker: Baker Hughes Incorporated) og 5,678,643 til Robbins (Søker: Halliburton,). Disse beskriver bruken av høyfrekvente akustiske signaler til å bestemme akustiske for-masjonshastigheter. Høyfrekvenssignalene som brukes til hastighetsbestemmelse har ikke særlig inntrengningsdybde inn i undergrunnsformasjonene. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer derimot lavfrekvenssignaler som oppviser mindre ab-sorpsjons som kan brukes til å bestemme posisjonen til og orientering av laggrenser.

Som nevnt foran er et hovedproblem ved generering av lavfrekvente signaler at kilden må ha en forholdsvis stor apertur for å tilveiebringe passende ret-ningsbestemthet for bruk i anvendelser ved seismikk under boring. Når både kil den og mottakeren er ved hovedsakelig samme posisjon på bunnhullsanordningen, kan det være vanskelig å få bildeinformasjon i visse retninger.

I en annen foretrukket utførelsesform kan fremgangsmåten og systemet ifølge foreliggende oppfinnelse benytte en sekundærkilde i avstand fra og separert fra en primærkildeposisjon for å ta hensyn til det geometriske problemet. Sekun-dærkilden er en akustisk diskontinuitet i energiforplantningsbanen. Primærkilden frembringer et akustisk signal i vektrøret (eller i ringrommet mellom vektrøret og grunnformasjonen). En Stoneley-bølge blir produsert i vektrøret (eller i ringrommet mellom vektrøret og grunnformasjonen) og forplanter seg bort fra kilden med forholdsvis lav dempning. Hver gang det er en diskontinuitet i forplantningsbanen (f.eks. variasjon av hullstørrelsen, formasjonsendring, hindringer inne i vektrøret), blir en del av Stoneley-bølgen reflektert og en del av den stråles inn i formasjonen som en akustisk bølge. Denne utstrålte energien er en sekundærbølge sendt inn i grunnformasjonen, som kan tilveiebringe den riktige geometrien for avbildning av laggrenser.

Foreliggende oppfinnelse sørger for flere typer regulerbare forplantningsbanediskontinuiteter. En type diskontinuitet er bunnen av hullet som både reflekte-rer og stråler ut akustisk energi. Andre styrbare forplantningsbanediskontinuiteter kan også brukes, slik som en konstruksjon inne i vektrøret frembrakt av en membran eller vinger på utsiden av vektrøret for å innføre en innsnevring i vektrøret frembrakt av en membran eller finner på utsiden av vektrøret for å innføre en innsnevring i ringrommet. Av opplagte grunner kan ingen type innsnevring være permanent fordi en permanent innsnevring ville interferere med strømmen av bore-slam eller produksjonsoperasjoner.

Foreliggende oppfinnelse sørger for anvendelse av Stoneley-bølgen som en sekundærkilde for lavfrekvent akustisk energi ved en fjerntliggende avstand fra den opprinnelige kilden (for (SWD-anvendelser). Stoneley-bølger er seismiske bølger som generelt forplanter seg langs en grenseflate. Stoneley-bølger er alltid mulige ved faststoff/væske-grenseflater og under begrensede forhold ved fast-stoff/faststoff-grenseflater. Stoneley-bølger er overflatebølger i et borehull og er følsomme formasjonspermeabilitet. Stoneley-bølgen (eller mer vanlig brukt "rør-bølgen") blir vanligvis betraktet ved seismiske anvendelser som en ødeleggende ledet bølge i borehullet, som forstyrrer signalene av interesse. Slik det sørges for i denne søknaden, blir visse trekk ved Stoneley-bølgen med fordel brukt til SWD- anvendelser. De følgende trekk ved Stoneley-bølgen blir benyttet til SWD: 1) Den er en ledet, lavfrekvent bølge (i området omkring 1 kHz) som forplanter seg langs borehullet over store avstander med lave tap; 2) Hver hindring i forplantningsbanen (f.eks. hullstørrelsesvariasjon, formasjonsendring eller andre plutselige geometriske eller egenskapsendringer langs borehullet) forårsaker en rørbølgereflek-sjon eller en annen energiavdeling som inntreffer i borehullet. Deler av den akustiske energien blir strålt inn informasjonen ved disse stedene og kan derfor brukes til å se "ut" i formasjonen for å detektere egenskaper; 3) Signaturen og frekvensen til Stoneley-bølgen kan styres av den opprinnelige akustiske kilden og/eller er mål-bar ved punkter hvor energi blir avdelt eller forandrer retning.

Disse egenskapene tillater delvis retningsendring av den akustiske energien for å stråle ut energi ved fjerntliggende avstander separat fra den opprinnelige kilden ved å bruke forskjellige mekanismer til å styre effektivt ringromsarealet (f.eks. en styrt membran, finne eller en annen diskontinuitet). En naturlig sterk hindring for Stoneley-bølgen er bunnen av hullet; derfor vil betydelig akustisk energi bli strålt inn i formasjonen som omgir bunnen av brønnhullet. Dette kan benyttes til å "se forover" ved SWD-anvendelser.

Statistisk fordeling av det reflekterte signalets koherensverdi (dvs. et histo-gram av koherensverdiene) kan brukes til å detektere og fremheve det signalet som er av interesse. Selv når en gruppe mottakere som er fordelt langs et borehull, blir benyttet til å detektere et reflektert akustisk signal med lav størrelse (f.eks. en refleksjon fra en akustisk grense i formasjonen), kan det fremdeles være en utfordring å detektere og/eller identifisere refleksjonen på riktig måte. Det er to hovedoppgaver i forbindelse med dette: (1) et meget dårlig signal/støy-forhold for signalet av interesse, og (2) tilstedeværelse av mange andre refleksjoner av forskjellig beskaffenhet i borehullet, som vil interferere med signalet av interesse.

Selv om det er flere teknikker som benyttes til bølgeseparasjon ved kon-vensjonell seismisk databehandling, løser fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse problemet fra en annen vinkel. Alle de signalene som innsamles ved hjelp av mottakergruppen, blir hovedsakelig klassifisert basert på fordelingskurven for koherensverdiene som er frembrakt ved gruppebehandling (f.eks. likhetsbehandling eller annen koherensanalyse av signaler slik som krysskorrelasjon eller egenvektoranalyse). Det har vært observert at refleksjoner av forskjellig beskaffenhet i en populasjon av refleksjonshendelser erkarakterisert vedforskjellige middelverdier for koherens. Når derfor alle koherensverdier blir plottet som et his-togram på et diagram (horisontal akse med koherensverdier og vertikal akse med hyppigheten av forekomsten av disse verdiene), kan man observere tydelige populasjoner av signaler som er forskjellig gruppert omkring forskjellige koherensverdi-maksima.

Fig. 4 illustrerer av statistisk fordeling av det reflekterte signalets koherensverdi for deteksjon og fremheving av signalet av interesse, og diskriminering blant forskjellige refleksjonstyper for akustiske borehullsdata i dette eksempelet representerer signalene med lav koherensverdi (vanligvis under 0,3, f.eks. refleksjons-populasjon nr. 1) hovedsakelig ref leksjoner f ra en akustisk grense i formasjonen. Signaler med høyere koherensverdier (større enn 0,3-0,4, eller f.eks. refleksjons-populasjon nr. 2) representerer forskjellige refleksjoner i borehullet.

Ved å sortere signalene basert på disse forskjellige kriteriene, kan de svake refleksjonene av interesse identifiseres. Refleksjoner fra litologiske grenser inne i formasjonene i nærheten av borehullet "oppfører seg" forskjellig, dvs. har forskjellige statistiske fordelingskarakteristikker sammenlignet med hendelser som stam-mer fra akustiske grenser i et borehull. Disse forskjellige karakteristikkene kan ut-nyttes. Ved å tilføye en tredje dimensjon til histogrammet (f.eks. ankomsttid) og presentere fordelingsplottingen som en tredimensjonal kurve, forbedrer signalde-teksjonsdiskrimineringen. Alternativt kan dataene vindusstyres i tid for å bestemme og forbedre typene og posisjonene til akustiske hendelser, og dette kan være basert på tidligere kjennskap til formasjonsgrenser og geometrier. Fremgangsmåten og systemet i foreliggende oppfinnelse sørger for en prosessor til å bestemme likhet og ytterligere diskriminering av formasjonsgrenser og litologier. Ytterligere materiale om akustisk energidiskriminering er beskrevet i US-patentene 6,427,125 og 6,023,443 til Dubinsky mfl. (Søker: Baker Hughes), hvilke patenter herved i sin helhet inkorporeres ved referanse.

Claims (9)

1. Fremgangsmåte for bruk av et akustisk loggeverktøy transportert i et borehull i en grunnformasjon for å bestemme en karakteristikk ved formasjonen,karakterisert ved: (a) å generere et retningsbestemt akustisk signal som indikerer en karakteristikk ved formasjonen ved å anvende: (i) en første akustisk kilderekke for å generere et første akustisk signal i grunnformasjonen ved en første frekvens; (ii) en andre akustisk kilderekke for å generere et andre akustisk signal i grunnformasjonen ved en andre frekvens som er forskjellig fra den første frekvensen; (b) å anvende en akustisk mottakerrekke for å motta det retningsbestemte akustiske signalet, der det retningsbestemte akustiske signal har en frekvens som er lik forskjellen mellom den første frekvensen og den andre frekvensen; og (c) å bestemme en karakteristikk ved formasjonen ved hjelp av et likhetsutseende (semblance) av det retningsbestemte signalet.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende å anvende likhetsutseen-demaksima for å bestemme formasjonens karakteristikk.

3. Fremgangmåte ifølge krav 1, hvor formasjonskarakteristikken omfatter en formasjonsgrense.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor det retningsbestemte akustiske signal er valgt fra det sett som består av (i) en kompresjonsbølge, og (ii) en skjærbølge.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor minst ett av det første akustiske signalet og det andre akustiske signalet videre omfatter akustiske signaler med variabel frekvens.

6. Akustisk system transportert i et borehull i en grunnformasjon for å bestemme en karakteristikk ved formasjonen, karakterisert vedat systemet omfatter (a) en signalgenerator innrettet for å generere retningsbestemte akustiske signaler ved hjelp av: (i) en første akustisk signalgeneratorsrekke innrettet for å generere et retningsbestemt akustisk signal i grunnformasjonen ved en første frekvens; (ii) en andre akustisk signalgeneratorrekke innrettet for å generere et retningsbestemt akustisk signal i grunnformasjonen ved en andre frekvens om er forskjellig fra den første frekvensen; og (b) en akustisk mottakerrekke innrettet for å motta det retningsbestemte akustiske signal som har en frekvens som er lik forskjellen mellom den første frekvensen og den andre frekvensen; og (c) en prosessor innrettet for å bestemme en karakteristikk ved formasjonen ved hjelp av et likhetsutseende (semblance) av det retningsbestemte signalet.

7. System ifølge krav 6, videre omfattende en prosessor innrettet for å bestemme formasjonskarakteristikken fra likhetsutseendemålinger av det retningsbestemte akustiske signalet.

8. System ifølge krav 6, hvor minst én av den første akustiske signalgeneratorrekken og den andre akustiske signalgeneratorrekken videre omfatter en akustisk drivkrets med variabel frekvens innrettet for å generere de akustiske signalene.

9. System ifølge krav 6, videre omfattende en prosessor innrettet for å bestemme formasjonskarakteristikken, hvor formasjonskarakteristikken omfatter minst én av: (i) en formasjonsgrense, (ii) unormalt poretrykk og (iii) en forkastning.