NO334982B1 - Akustisk loggeverktøy med kvadrapolkilde, og fremgangsmåte for å bestemme skjærbølge- forplantningslangsomheten i en formasjon - Google Patents

Abstract

Det er beskrevet et akustisk verktøy (40) som fremskaffer en redusert verktøymodus og forbedret nøyaktighet for å anslå skjærbølge-forplantningslangsomhet i langsomme formasjoner. I en utførelsesform omfatter det akustiske verktøy (40): en akustisk kilde (42), en gruppe med akustiske mottakere (46) og en intern styringsenhet. Den akustiske kilde (42) eksiterer bølger som forplanter seg i en kvadrapolmodus. Den interne styringsenhet behandler signaler fra gruppen med akustiske mottakere (46) for å bestemme en toppfaselikhet med en langsomhets verdi som varierer med frekvens. Den minste langsomhetsverdi tilordnet toppfaselikheten gir et nøyaktig estimat av skjærbølge-forplantningslangsomheten. Den akustiske kilde (42) innbefatter fortrinnsvis fire kildeelementer (fig. 3). De elementer som er 90° fra hverandre, blir fortrinnsvis drevet i invers fase for å fremskaffe kvadrapol-eksiteringsmønsteret.

Description

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN

Oppfinnelsens område

Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt systemer og fremgangsmåter for å bestemme karakteristikker ved en formasjon som omgir et borehull. Mer spesielt angår foreliggende oppfinnelse et akustisk loggeverktøy som gir forbedret ytelse ved bruk av en kvadrapolkilde-konfigurasjon.

Beskrivelse av beslektet teknikk

Akustisk brønnlogging er godt utviklet, og detaljer ved akustiske loggeverk-tøy og teknikker er fremsatt i A. Kurkjian, mfl., "Slowness Estimation from Sonic Logging Waveforms", Geoexploration, vol. 277, s. 215-256 (1991); C. F. Morris mfl., "A New Sonic Array Tool for Full Waveform Logging", SPE-13285, Society of Petroleum Engineers (1984); A. R. Harrison mfl., "Acquisition and Analysis of Sonic Waveforms From a Borehole Monopole and Dipole Source ..." SPE 20557,

s. 267-282 (September 1990); og C. V. Kimball og T. L. Marzetta, "Semblance Processing of Borehole Acoustic Array Data", Geophysics, vol 49, s. 274-281 (mars 1984), som alle herved inntas som referanse.

Et akustisk loggeverktøy innbefatter vanligvis en akustisk kilde (sender), og et sett med mottakere som er atskilt med flere tommer eller fot. Et akustisk signal blir sendt av den akustiske kilde og mottatt ved mottakerne til borehullsverktøyet som er atskilt fra den akustiske kilden. Målinger blir gjentatt med noen få tommers avstand mens verktøyet passerer langs borehullet.

Det akustiske signalet fra kilden forplanter seg gjennom formasjonen i nær-heten av borehullet til mottakergruppen, og ankomsttidene og eventuelle andre karakteristikker ved mottakerresponsene blir registrert. Vanligvis blir kompresjons-bølge- (P-bølge), skjærbølge- (S-bølge) og Stoneley-bølgeankomster og bølgefor-mer detektert av mottakerne, og blir behandlet. Behandlingen av dataene blir ofte utført på overflaten eller kan behandles i sanntid i selve verktøyet. Uansett så blir den informasjon som er registrert, vanligvis benyttet til å finne formasjonskarak-teristikker slik som formasjonslangsomhet (det inverse av akustisk hastighet), hvorfra poretrykk, porøsitet og bestemmelser av andre formasjonsegenskaper kan utføres. I noen verktøy kan de akustiske signaler endog benyttes til å avbilde formasjonen.

Loggeverktøy for logging under boring (LWD) befinner seg vanligvis så nær borkronen som mulig, for å minimalisere forsinkelsen mellom det å nå en formasjon og å måle dens egenskaper. Implementert som LWD-verktøy må akustiske loggeverktøy overvinne et antall hindringer for å virke tilfredsstillende. Disse hind-ringene innbefatter borestøy og akustiske egenskaper i det tykke verktøylegeme. Boreoperasjonen skaper en kontinuerlig lavfrekvent støy som kan interferere med akustiske målinger. For det meste finnes støyen fra boreoperasjonen bare i et frekvensområde under omkring 2 kHz. Borestøyen kan følgelig effektivt siles ut i verktøy som er konstruert for å operere i høyere frekvensområder.

Den del av borestrengen som er nær borkronen, er typisk utformet for å motstå den store kompresjonskraft som skapes av vekten av borestrengen som hviler på borkronen. Veggene til røret i dette område er følgelig betydelig tykkere enn den gjennomsnittlige veggtykkelsen til borestrengen. Den ytre diameteren til røret er følgelig øket, spesielt for LWD-verktøy, som må romme volumet av logge-instrumenter i tillegg til en indre boring for fluidstrømning.

I akustiske verktøy vil økning av verktøyets stivhet øke amplituden i "verk-tøymodus", dvs. amplituden til den akustiske energi som forplanter seg gjennom verktøylegemet mellom den akustiske kilde og mottakergruppen. Det er ønskelig å minimalisere verktøymodusen fordi denne energien kan interferere med de ønskede målinger av den virkelige hastigheten til formasjonsskjærbølgen.

Økning av den ytre diameter av verktøyet (i forhold til borehullsdiameteren) øker også spredningen av grenseflatebølger. Grenseflatebølger er akustisk energi som forplanter seg langs borehullsgrensen. For myke formasjoner hvor skjærbøl-gehastigheten er langsommere enn lydhastigheten i borehullsfluidet, tilveiebringer grenseflatebølgehastigheten den best målbare indikasjon på den virkelige forma-sjonshastighet. Spredning av disse bølgene reduserer målenøyaktigheten. Følge-lig er det ønskelig å redusere spredningen av grenseflatebølger.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN

Den foreliggende oppfinnelse vedrører et akustisk loggeverktøy, kjennetegnet ved : en akustisk kilde utformet for å eksitere bølgeforplantning i en kvadrapolmodus;

en gruppe med akustiske mottakere; og

en intern styringsenhet innrettet for å registrere signaler fra hver av de akustiske mottakere og innrettet for å behandle signalene for å bestemme en skjærbølge-forplantningslangsomhet for en formasjon som omgir det akustiske loggeverktøy;

hvor den interne styringsenhet er innrettet for å bestemme en faselikhet som en funksjon av frekvens og langsomhet fra mottakersignalene.

Den foreliggende oppfinnelse vedrører også en fremgangsmåte for å bestemme skjærbølge-forplantningslangsomheten i en formasjon,

kjennetegnet ved :

å eksitere bølger som forplanter seg langs et borehull i kvadrapolmodus;

å motta akustiske signaler ved hver av et antall posisjoner langs borehullet; og

å beregne, fra de akustiske signaler, langsomhetsverdier tilknyttet en toppfaselikhet som en funksjon av frekvens.

Ytterligere utførelsesformer av det akustiske loggeverktøy og fremgangs-måten i henhold til oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkrav.

Følgelig er det her beskrevet et akustisk verktøy som tilveiebringer en redusert verktøymodus og forbedret nøyaktighet for å anslå forplantningslangsomheten til skjærbølger i langsomme formasjoner. I én utførelsesform omfatter det akustiske verktøy: en akustisk kilde, en gruppe med akustiske mottakere og en intern styringsenhet. Den akustiske kilde eksiterer bølger som forplanter seg i en kvadrapolmodus. Den interne styringsenhet behandler signaler fra gruppen med akustiske mottakere for å bestemme en toppfaselikhet med en langsomhetsverdi som varierer med frekvensen. Den minste langsomhetsverdi tilknyttet toppfaselikheten gir et nøyaktig estimat av forplantningslangsomheten til skjærbølgen. Den akustiske kilde innbefatter fortrinnsvis fire kildeelementer. Elementene er 90° fra hverandre og blir fortrinnsvis drevet i invers fase for å fremskaffe et kvadrapoleksi-teringsmønster.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

For en mer detaljert beskrivelse av den foretrukne utførelsesform av foreliggende oppfinnelse vises det nå til de vedføyde tegninger, hvor:

Fig. 1 viser et typisk miljø for logging under boring; Fig. 2 viser en foretrukket utførelsesform av et akustisk loggeverktøy; Fig. 3 viser et tverrsnitt gjennom den akustiske kildedel av loggeverktøyet; Fig. 4A-4C viser monopol-, dipol- og kvadrapol-eksiteringsmønstre; Fig. 5A-5D viser simuleringsresultater for monopoleksitasjon; Fig. 6A-6D viser simuleringsresultater for dipoleksitasjon;

Fig. 7A-7D viser simuleringsresultater for kvadrapoleksitasjon; og

Fig. 8 viser et flytskjema over en fremgangsmåte for å bestemme forplant-ningslangsomhet for skjærbølger i langsomme formasjoner.

Selv om oppfinnelsen kan underkastes forskjellige modifikasjoner og alter-native utførelsesformer, er spesielle utførelsesformer av denne vist ved hjelp av et eksempel på tegningene, og vil her bli beskrevet i detalj. Det skal imidlertid forstås at tegningene og den detaljerte beskrivelse av disse ikke er ment å begrense oppfinnelsen til den spesielt beskrevne utførelsesform, men at hensikten tvert imot er å dekke alle modifikasjoner, ekvivalenter og alternativer som faller innenfor ram-men for foreliggende oppfinnelse slik den er definert i de vedføyde patentkrav.

Det skal bemerkes at hastighet og langsomhet er inverst relatert, og be-stemmelsen av en av disse bestemmer automatisk den annen. Den følgende diskusjon er rettet mot å bestemme bølgeforplantningslangsomhet, men dette anses å være ekvivalenten til å bestemme bølgeforplantningshastigheten.

DETALJERT BESKRIVELSE AV DEN FORETRUKNE UTFØRELSESFORM

Det vise nå til figurene hvor fig. 1 illustrerer typiske omgivelser for logging under boring. En boreplattform 2 er ustyrt med et boretårn 4 som understøtter en vinsj 6. Boringen blir utført ved hjelp av en streng med borerør som er koplet sammen ved hjelp av "verktøyskjøter" 7 for å danne en borestreng 8. Vinsjen 6 bærer en kelly 10 som blir brukt til å senke borestrengen 8 gjennom et dreiebord 12. Til-koplet den nedre ende av borestrengen 8 er en borkrone 14. Borkronen 14 blir rot-ert og boring utført ved å rotere borestrengen 8, ved å benytte en nedhullsmotor nær borkronen eller ved hjelp av begge metoder. Borefluid kalt "slam" blir pumpet av slamresirkulasjonsutstyr 16 gjennom et forsyningsrør 18, gjennom borekellyen 10 og ned gjennom borestrengen 8 ved høye trykk og volumer for å komme ut gjennom dyser eller åpninger i borkronen 14. Slammet beveger seg så tilbake opp gjennom borehullet via det ringrom som er dannet mellom utsiden av borestrengen 8 og borehullsveggen 20, gjennom en sikkerhetsventil mot utblåsning (ikke vist spesielt), og inn i en slamgrop 24 på overflaten. På overflaten blir boreslammet renset og så resirkulert ved hjelp av resirkulasjonsutstyret 16. Boreslammet blir benyttet til å kjøle borkronen 14, til å føre kaks fra bunnen av borehullet til overflaten, og til å balansere det hydrostatiske trykk i bergformasjonene.

I en spesiell utførelsesform er nedhullssensorer 26 koplet til en nedhulls styringsenhet/telemetrisender 28 som sender telemetrisignaler ved å modulere slamstrømningen i borestrengen 8. En telemetrimottaker kan være koplet til kel-lyen 10 for å motta overførte telemetrisignaler. Andre telemetrioverføringsteknik-ker er velkjente og kan benyttes. Én av sensorene 26 er et akustisk LWD-verktøy anordnet nær borkronen 14.

Fig. 2 viser en foretrukket utførelsesform av et akustisk LWD-verktøy 40 i et borehull 20. Verktøyet omfatter en akustisk kilde 42, en akustisk isolator 44 og en akustisk mottakergruppe 46. Den akustiske isolator 44 tjener til å dempe og for-sinke akustiske bølger som forplanter seg gjennom verktøylegemet fra kilden 42 til mottakergruppen 46. Enhver vanlig akustisk isolator kan benyttes. Den akustiske kilden 42 og mottakergruppen 46 er fortrinnsvis sammensatt av piezoelektriske elementer utformet for å operere under nedhullstilstander. Mange andre kilder og detektorer er imidlertid egnet for bruk nede i borehull, og kan anvendes.

LWD-verktøyet 40 innbefatter fortrinnsvis en indre styringsenhet (ikke spesielt vist) som kommuniserer med styringsenheten 28 nede i hullet. Når styringsenheten 28 nede i hullet klargjør operasjonen av LWD-verktøyet 40, styrer den interne styringsenhet utløsningen og takten til den akustiske kilde 42, og registrerer og behandler signalene fra mottakergruppen 46. Den interne styringsenheten av-fyrer den akustiske kilde 42 periodisk for å frembringe akustiske trykkbølger som forplanter seg gjennom fluidet i borehullet 20 og inn i den omgivende formasjon. Ved borehullsgrensen blir noe av den akustiske energi omformet til skjærbølger som forplanter seg langs grenseflaten mellom borehullsfluidet og formasjonen. Etter hvert som disse "grenseflatebølgene" forplanter seg forbi mottakergruppen 46, forårsaker de trykkvariasjoner som kan detekteres av elementene i mottakergruppen. Signalene fra mottakergruppen blir behandlet av den interne styringsenhet for å bestemme den virkelig skjærhastighet for formasjonen. Den interne styr ingsenhet kan så kommunisere formasjonens skjærhastighet til styringsenheten/telemetrisenderen 28 nede i borehullet for kommunikasjon til overflaten. Alternativt kan styringsenheten nede i borehullet inneholde en logg over formasjons-skjærhastigheter nede i hullet.

Fig. 3 viser et tverrsnitt gjennom LWD-verktøyet 40. Den akustiske kilde 42 består fortrinnsvis av fire elementer som er likt atskilt på omkretsen av verktøyet. Mottakergruppen innbefatter fortrinnsvis en rad elementer atskilt aksialt langs overflaten av verktøyet. Mottakergruppen kan også innbefatte ytterligere rader av elementer atskilt omkretsmessig fra den første raden. I en foretrukket utførelses-form består mottakergruppen av fire rader med elementer som er omkretsmessig innrettet med de fire kildeelementer.

Kildeelementene kan typisk avfyres eller utløses individuelt og samtidig. Når de avfyres samtidig, kan elementene avfyres eller utløses i fase og i invers

fase. En utløsning i fase betyr at det samme utløsningssignal blir tilført samtidig til elementene. En invers faseutløsning betyr at når ett element mottar et utløsnings-signal, mottar et annet et invertert utløsningssignal, dvs. det additivt inverse (nega-tive) av utløsningssignalet. Denne utløsningsfleksibiliteten gjør det mulig å variere det akustiske kildeeksiteringsmønsteret. Fig. 4A viser de fire kildeelementene som utløses i fase. Dette produserer et monopoleksiteringsmønster. Dette monopolmønsteret er en bølgeforplantnings-modus. Andre bølgeforplantningsmodi er vist på fig. 4B (dipol) og fig. 4C (kvadra-pol). Kilden produserer et dipoleksiteringsmønster hvis elementer på motsatte si-der av verktøyet blir utløst i invers fase. Et kvadrapoleksiteringsmønster blir produ-sert når elementer som ligger 90° fra hverandre, blir utløst i invers fase. Fig. 5-7 viser simuleringsresultater for disse tre kildeeksiteringsmønstre. Simuleringene ble utført ved å bruke en konsentrisk, symmetrisk lagmodell. Under disse simuleringene blir formasjonen antatt å være en typisk langsom formasjon med en kompresjonsbølge-forplantningshastighet på 110 us/ft, og en skjærbølge-forplantningslangsomhet på 230 us/ft. Borehullsdiameteren antas å være 8,5 tommer. Den indre diameter av verktøyet er 1,9 tommer, og den ytre diameter er

7,25 tommer. Mottakerelementene er anbrakt med mellomrom på en halv fot mellom 4,0 fot til og med 7,5 fot. Simulering med hele bølgeformer er blitt utført ved å

benytte eksisterende teknikker (slik som tredimensjonal numerisk modellering med endelig differanse). Fig. 5B viser de simulerte signaler som er mottatt av mottakerelementene. Hver av bølgeformene er vist for en tilsvarende mottaker som en funksjon av tid siden senderutløsningen. (Legg merke til den økte tidsforsinkelse før den akustiske bølge når mottakerne som ligger lenger og lenger borte). Etter registrering av bølgeformene normaliserer loggeverktøyet vanligvis bølgeformen slik at har den samme signalenergi. På fig. 5B er hver bølgeform merket med en prosentandel for å indikere den opprinnelige, maksimale toppamplitude for signalet i forhold til den maksimale toppamplitude av det første signal. Fig. 5B viser også en gradert rekke med hellende linjer for å indikere de relative bølgeformforsinkelser som kan ventes for gitte langsomhetsverdier. Langsomme bølger (de som har større langsomhetsverdier) bruker lenger tid til å nå de mer fjerntliggende mottakerelementer, og følgelig er deres virkning på de registrerte bølgeformer i økende grad forsinket for større avstander.

For å identifisere bølger og deres langsomhetsverdier kan det akustiske loggeverktøy beregne tidslikheten E(t,s) som en funksjon av langsomhet og tid for dataene. Denne informasjonen kan igjen benyttes til å bestemme forskjellige formasjonsegenskaper, innbefattet bølgeforplantningshastighet og spredning av akustiske bølger. Ligningen for tidslikheten E(t,s) er:

I ovennevnte ligning er N antallet mottakerelementer, og dermed er også

antallet registrerte bølgeformer,Xj(t) den bølgeform som er registrert av den i. mottaker, di er avstanden til den i. mottaker fra senderen, og s er langsomheten. I ligning (1) er størrelsen (t-sdi) den relative tid ved den i. mottaker for en gitt langsomhet s.

Likhetsverdier E(t,s) ligger i området mellom null og én. Verdier nær én indikerer en høy korrelasjon mellom de forskjellige registrerte bølgeformer ved det gitte tidspunkt og langsomheten, og indikerer dermed forekomsten av en forplantende bølge som har denne langsomhetsverdien. Verdier nær null indikerer liten korrelasjon mellom de forskjellige bølgeformer ved den gitte tid og langsomhetsverdi, og gir dermed ingen indikasjon på en forplantende bølge som har denne langsomhetsverdien.

Fig. 5A viser tidslikheten E(t,s) opptegnet for dataene på fig. 5B. To sterke topper er synlige sammen med tre sekundære topper. Den sterke toppen i nedre venstre hjørne svarer til en kompresjonsbølge med den korrekte langsomhet (110 u.s/ft). Den sterke toppen i midten av plottingen og de sekundære toppene under og til høyre for den sterke toppen, svarer til skjærbølgen. De korrekte langsomhetsverdier (230 us/ft) er tilveiebrakt ved hjelp av én av de sekundære topper, men mangfoldigheten og den relative styrken til toppene gjør det vanskelig å bestemme skjærhastigheten korrekt.

En annen funksjon som kan være nyttig for å analysere ytelsen til akustiske loggerverktøy, er faselikheten. Faselikheten E(f,s) blir bestemt som en funksjon av langsomhet og frekvens i henhold til følgende ligning:

I den ovennevnte ligning er N antallet mottakere, og dermed er også antallet registrerte bølgeformer, Xj(f) Fourier-transformasjonen av bølgeformXj(t), di er avstanden til den i. mottaker fra senderen, og den eksponensielle faktor e_J(2,rf)sdi er den Fourier-transformasjon som er ekvivalent med den relative tidsforskyvning (t-sdi). 3> representerer faseoperatoren til det komplekse tall. For et komplekst tall Ae<je>, er den fase som er gitt av faseoperatoren lik G>[Ae<je>]=0. (Det er ikke gjort noe forsøk på å begrense fasen til et område med hovedverdier. Fig. 5C viser faselikhetsopptegningen for dataene på fig. 5B. Faselikheten er vist som en funksjon av frekvens (i kHz) og langsomhet (i us/ft). Et generelt faselikhetsforhold er synlig mellom frekvens og langsomhet (hellende nedover fra venstre til høyre), men ingen klar indikasjon på skjærbølgen er synlig. Fig. 5D viser en opptegning av et uttrykk i den analytiske beregning av spredningsfunksjonen som en funksjon av frekvens og langsomhet. Modellen som brukes til denne beregningen, er aksesymmetrisk. Standard kontinuerlige spen-ning/forskyvning-grensebetingelser er brukt sammen med en forsvinnende skjær-spenning i fluidet. Spredningsfunksjonen blir funnet ved å forutsi oppførselen til de forskjellige bølgeforplantningsmodi som en funksjon av frekvens. Teknikkene for å utføre disse beregningene kan finnes i følgende referanser, som herved inntas som referanse:

K. M. White, Underground Sound, Elsevier, Amsterdam, 1983.

D. P. Schmitt og M. Bouchon, Full wave acoustic logging: synthetic micro-seismograms and frequency wavenumber analysis, Geophysics, 50,1756-1778, 1985.

Ved enhver gitt frekvens er fire topper synlige. Langsomhetsverdien (og bredden) for toppene varierer som en funksjon av frekvens. Toppene indikerer avgreningskutt og poler i spredningsfunksjonen. Generelt er virkningen av avgren-ingskuttene på bølgeformen neglisjerbar sammenlignet med polenes effekt. To av toppene representerer avgreningskutt. Disse er forholdsvis konstante ved 100 us/ft og 200 us/ft, respektive. Den nederste toppen representerer bølgefor-plantning langs grenseflaten mellom verktøyet og borehullsfluidet, og den øverste toppen representerer bølgeforplantning langs grenseflaten mellom borehullsfluidet og formasjonen (dvs. borehullsgrensen). Mest signifikant er det at forplantningslangsomheten til borehullsgrensebølgen gradvis avtar som en funksjon av frekvens fra 350 us/ft til omkring 280 us/ft. Fordi den virkelige skjærbølge-forplant-ningslangsomhet er 230 us/ft, er det lite håp om en nøyaktig måling av formasjonens skjærbølge-langsomhet ved å bruke monopolkilde-konfigurasjonen.

Fig. 6B viser de signaler som er mottatt av mottakerelementene for dipol-eksiteringsmønsteret. Disse signalene er grunnlaget for likhetsplottingen på fig. 6A og faselikhetsplottingen på fig. 6C. Likhetsplottingen på fig. 6A viser en sterk topp på omkring 800 us og 150 us/ft, og tre sekundære topper ved omkring (1320 us, 150 us/ft), (1900 us, 250 us/ft og (2400 us, 150 us/ft), respektive. Ingen av disse toppene gir den korrekte langsomhet for formasjonsskjærbølgen.

Faselikhetsplottingen på fig. 6C viser to klare faseforhold som heller nedover fra venstre mot høyre. Den nedre indikerer verktøygrenseflatebølgen og den øvre indikerer borehullsgrensebølgen. Forekomsten av begge bølger i det område som er av interesse, kan medføre at én av grenseflatebølgene blir gjemt av den andre, noe som kan komplisere måleprosedyrene. Fig. 6D viser det analytiske uttrykk for dipoleksiteringsmønsteret. Under 10 kHz, er fire topper synlige. (Ytterligere topper kommer frem ved høyere frekvenser, men disse blir ignorert i forbindelse med foreliggende diskusjon.) Som før har to av toppene forholdsvis konstante langsomhetsverdier ved henholdsvis 100 us/ft og 200 us/ft. Verktøygrenseflatebølgen begynner ved omkring 230 us/ft og faller asymptotisk til omkring 100 us/ft. Borehullsgrenseflatebølgen varier mellom 300 us/ft og 280 us/ft. Som før er det lite håp om å fremskaffe en nøyaktig måling av formasjonsskjærbølgens langsomhet fra borehullsgrenseflatebølgen. Fig. 7B viser de signaler som er mottatt av mottakerelementene for kvadra-poleksiteringsmønsteret. Disse signalene er grunnlaget for likhetsplottingen på

fig. 7A og faselikhetsplottingen på fig. 7C. Likhetsplottingen viser én enkelt sterk topp ved 2000 us og 275 us/ft, ingen hjelp er synlig her. Faselikhetsplottingen viser imidlertid et klart faseforhold mellom langsomheten og frekvensen. Faselikhetstoppen har et signifikant skarpt minimum ved 240 us/ft. Ved å bruke kvadra-poleksiteringsmønsteret og faselikhetsplottingen fremskaffes en forbedret fremgangsmåte til å bestemme skjærlangsomheten i formasjonen.

Fig. 7D gir ytterligere støtte til bruken av kvadrapoleksiteringsmønsteret. Det analytiske uttrykk for å beregne spredning har de kjente fire toppene. Den toppen som er tilordnet borehullsgrenseflatebølgen konvergerer til den ønskede verdi 230 us/ft ved omkring 2 kHz. For frekvenser over 5 kHz opprettholder toppen en langsomhetsverdi på omkring 280 us/ft.

Fra den ovennevnte diskusjon er det klart at kvadrapolkilden gir mer direkte resultater for å bestemme skjærbølgelangsomheten i den langsomme funksjon enn monopol- og dipol-kildene. En annen betydelig fordel ved kvadrapolkilden er at verktøygrenseflatebølgen er fraværende fra det frekvensområde som er av interesse. Dette eliminerer en potensiell interferenskilde med målingene, og forenk-ler formasjonsmåleprosedyren.

Fig. 8 viser et flytskjema over den forbedrede fremgangsmåte for å bestemme formasjonslangsomhet. I blokk 52 utløser den interne styringsenhet den akust iske kilde i et kvadrapol-eksiteringsmønster. I blokk 54 registrerer den interne styringsenhet signalene fra mottakergruppe-elementene. I blokk 56 beregner den interne styringsenhet faselikheten som en funksjon av frekvens og langsomhet, og i blokk 58 identifiserer den interne styringsenhet den minste langsomhetsverdi for faselikhetstoppen. Den interne styringsenhet kommuniserer denne verdien til styringsenheten nede i borehullet som formasjonens skjærbølgelangsomhet.

Mange variasjoner og modifikasjoner vil fremstå for fagkyndige på området når beskrivelsen ovenfor er fullstendig forstått. Det er ment at de etterfølgende patentkrav skal tolkes slik at de omfatter alle slike variasjoner og modifikasjoner.

For eksempel kan den foreliggende fremgangsmåte benyttes i forbindelse med enhver akustisk kilde som eksiterer bølgeforplantning i kvadrapolmodus, selv om en kvadrapolkilde (dvs. en kilde som hovedsakelig eksiterer kvadrapolmodus) blir foretrukket. Mottakerkonfigurasjonen kan i tillegg eller alternativt endres (eller mottakersignalene behandles) for å fremheve kvadrapolmodus-responsen og redusere responsen på monopol- og dipol-modi. I én utførelsesform kan mottaker-gruppens kvadrapolrespons fremheves ved å bestemme et kombinert signal for hvert sett av fire mottakere i gruppen. Det kombinerte signal kan være summen av inverterte signaler fra to motstående mottakere med signalene fra de gjenværende to mottakerne i settet.

Claims (16)

1. Akustisk loggeverktøy, karakterisert ved: en akustisk kilde utformet for å eksitere bølgeforplantning i en kvadrapolmodus; en gruppe med akustiske mottakere; og en intern styringsenhet innrettet for å registrere signaler fra hver av de akustiske mottakere og innrettet for å behandle signalene for å bestemme en skjærbølge-forplantningslangsomhet for en formasjon som omgir det akustiske loggeverktøy; hvor den interne styringsenhet er innrettet for å bestemme en faselikhet som en funksjon av frekvens og langsomhet fra mottakersignalene.

2. Akustisk loggeverktøy ifølge krav 1, hvor den akustiske kilde er en kvadrapolkilde.

3. Akustisk loggeverktøy ifølge krav 2, hvor den akustiske kilde innbefatter fire kildeelementer som er jevnt fordelt omkring omkretsen til loggeverktøyet, og hvor motstående elementer blir eksitert i fase og elementer 90° fra hverandre blir eksitert i invers fase.

4. Akustisk loggeverktøy ifølge krav 3, hvor hvert kildeelement innbefatter en piezoelektrisk transduser.

5. Akustisk loggeverktøy ifølge krav 1, hvor gruppen med akustiske mottakere mottar et sett med fire mottakerelementer ved hver av en rekke posisjoner langs loggeverktøyets langsgående akse, hvor mottakerelementene i hvert sett er jevnt fordelt omkring loggeverktøyets omkrets.

6. Akustisk loggeverktøy ifølge krav 5, hvor den akustiske kilde innbefatter fire kildeelementer som er likt fordelt omkring loggeverktøyets omkrets, og hvor hvert av kildeelementene er innrettet med et respektivt av mottakerelementene i hvert sett med mottakerelementer.

7. Akustisk loggeverktøy ifølge krav 5, hvor den interne styringsenhet inverte-rer signaler fra to motstående mottakerelementer i hvert sett med mottakerelementer og kombinerer de inverterte signaler med signaler fra de gjenværende to mottakerelementer i settet med mottakerelementer for å fremskaffe et kombinert signal for hvert sett med mottakerelementer.

8. Akustisk loggeverktøy ifølge krav 7, hvor hvert av mottakerelementene innbefatter en piezoelektrisk transduser.

9. Akustisk loggeverktøy ifølge krav 1, hvor den interne styringsenhet er innrettet for å identifisere en faselikhetstopp tilknyttet hver av et antall frekvenser, og hvor den interne styringsenhet er innrettet for å identifisere en minste langsomhetsverdi tilknyttet faselikhetstoppen som skjærbølge-forplantningslangsomheten for formasjonen.

10. Akustisk loggeverktøy ifølge krav 1, hvor verktøyet er innrettet for logging under boring.

11. Akustisk loggeverktøy ifølge krav 1, hvor kilden eksiterer bølger som har frekvenser høyere enn 2 kHz.

12. Fremgangsmåte for å bestemme skjærbølge-forplantningslangsomheten i en formasjon, karakterisert ved: å eksitere bølger som forplanter seg langs et borehull i kvadrapolmodus; å motta akustiske signaler ved hver av et antall posisjoner langs borehullet; og å beregne, fra de akustiske signaler, langsomhetsverdier tilknyttet en toppfaselikhet som en funksjon av frekvens.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor toppfaselikheten blir tilordnet en bore-hullsgrenseflate-bølge.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 12, videre omfattende: å bestemme en minste langsomhetsverdi tilordnet toppfaselikheten.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, videre omfattende: å tilveiebringe den minste langsomhetsverdi som et estimat for skjærbølge-forplantningslangsomheten.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 12, videre omfattende: å behandle de akustiske signaler for å fremheve kvadrapolresponsen til en mottakergruppe før nevnte beregning av langsomhetsverdier.