NO335629B1 - Apparat og fremgangsmåte for å måle akustisk langsomhet i boreslammet i en brønn - Google Patents

Abstract

En fremgangsmåte for bestemmelse av langsomheten for et slam i et borehull inkluderer bestemmelse av langsomhet som en funksjon av frekvens for minst én fluidmodus fra et sett av målinger som er innsamlet med et sonisk verktøy (10, 20) i borehullet; og bestemmelse av langsomheten som en funksjon av frekvens for den minst ene fluidmodus. Et system for bestemmelse av langsomhet for et slam i et borehull, omfattende en prosessor (91) og et minne (93), hvor minnet lagrer et program som har instruksjoner for bestemmelse av langsomhet som en funksjon av frekvens for minst én fluidmodus fra et sett av målinger som er innsamlet med et sonisk verktøy i borehullet; og bestemmelse av langsomhet som en funksjon av frekvens for den minst ene fluidmodus.

Description

Oppfinnelsen gjelder generelt formasjonslogging ved bruk av et sonisk verk-tøy. Mer bestemt vedrører denne oppfinnelsen fremgangsmåter og system for sonisk logging som kan tilveiebringe nøyaktig bestemmelse av slamlangsomheter.

Soniske brønnlogger utledes typisk fra målinger som gjøres med verktøy som er opphengt i et slamfylt borehull med en kabel. Verktøyene inkluderer typisk en sonisk kilde (sender) og en flerhet av mottakere i en mottakergruppe. Mottakerne i mottakergruppen har typisk en avstand fra hverandre på flere tommer eller fot. Under drift sendes et sonisk signal fra en ende i verktøyets lengderetning, og mottas ved den andre, og målinger foretas for hver noen få tommer ettersom verk-tøyet langsomt trekkes opp borehullet. Den soniske signal fra senderen eller kilden kommer inn i formasjonen ved borehullet, og ankomsttidene og andre karakteris-tika for mottakerresponsene brukes deretter til å finne formasjonsparametere.

Soniske logger som vanligvis brukes innen teknikken inkluderer langsomhet/tids-koherens (slowness/time coherence, STC) -loggen. Detaljer ved teknikke-ne som brukes til å frembringe en STC-logg er beskrevet i US-patent nr. 4,594,691 bevilget til Kimball et al. (patent '691), så vel som i Kimball, et al, " Semblance Pro-cessing of Borehole Acoustic Array Data," Geophysics, vol. 49, nr. 3, (mars 1984), sidene 274-281. Patent '691 inkorporeres herved i sin helhet ved referanse. I samsvar med en fremgangsmåte som er beskrevet i patent '691, anvendes et sett av tidsvinduer på kompresjonsbølgeformene, skjærbølgeformene og Stoneley-bølgeformene som innsamles av en gruppe av mottakere. Tidsvinduene bestemmes av to parametere: de antatte ankomsttider for den første mottaker, og en antatt langsomhet. For et område av ankomsttider og langsomhet, beregnes en ska-lar likhetsfunksjon (semblance) for de bølgeformsegmenter som er plassert i vin-duer ved hjelp av bakoverforplantning og stakking av bølgeformene og sammen-ligning av de stakkede energier med de ustakkede energier. Likhetsfunksjonen kan plottes som et konturplott med langsomhet og ankomsttider som aksene, hvor maksimum likhetsfunksjonsverdier angir den bestemte verdi for formasjonens langsomhet.

Den STC-logg som er beskrevet i patent '691 virker godt for ikke-dispersive bølger, men er ikke optimal for dispersive bølger. US-patent nr. 5,278,805 bevilget til Kimball (patent '805) beskrev en forbedret fremgangsmåte som er særlig egnet for dispersiv bølgeanalyse. Denne fremgangsmåte vises til som fremgangsmåten med dispersiv langsomhet/tids-koherens (dispersive slowness/time-coherence, DSTC), hvilken kan brukes til å prosessere kvadrupol signaler for formasjonens skjærlangsomhet fra LWD-soniske verktøy. Se Kimball, Geophysics, vol. 63, nr. 2, mars-april, 1998. Fremgangsmåten med DSTC er en modellbasert løsningsmåte hvor et sett av modelldispersjonskurver brukes til å bestemme den modelldisper-sjonskurve som maksimerer likhetsfunksjonen for de bakoverforplantede signaler. DSTC-analysen bruker typisk en konsentrisk sylindrisk lagmodell for å represente-re et sonisk LWD-verktøy eller sonisk kabelverktøy som er sentrert i et fluidfylt borehull inne i en uniform formasjon. Fremgangsmåten behøver imidlertid ikke å bruke en enkel konsentrisk sylindrisk lagmodell. Hvis det er nødvendig kan en mer kompleks modell også brukes.

Formasjonens skjærlangsomhet er én av de modellparametere som brukes til å generere settet av dispersjonskurver. I samsvar med fremgangsmåten med DSTC, så snart den dispersjonskurve som har beste overensstemmelse er funnet, bestemmes formasjonens skjærlangsomhet fra den kurve som har best overensstemmelse. Modelldispersjonskurvene avhenger imidlertid ikke bare av formasjonens skjærlangsomhet (DTs), men også av ni andre modellparametere: formasjonens kompresjonslangsomhet (DTc), formasjonens tetthet (pb), slamlangsomhet (DTm), slamtetthet (pm), hulldiameter (HD), den ekvivalente utvendige diameter av verktøyet (OD) - under antagelse av at verktøyets ID er fast, kragens tetthet (pst), kragens kompresjonslangsomhet (DTc_st), og kragens skjærlangsomhet (DTS_st). Fremgangsmåten med DSTC som beskrevet i patent '805 antar at alle disse ni parametere er kjent og bruker dem til å generere et sett av dispersjonskurver som en funksjon av formasjonens skjærlangsomhet, DTs. De første fem av disse ni parametere er relatert til formasjonens og borehullets egenskaper, mens de siste fire parametere er relatert til kragens egenskaper. For en gitt kragestørrel-se er kragens parametere konstante, hvilke kan måles eller forhåndskalibreres. På den annen side er formasjonens/ borehullets parametere variabler, og forandres fra dybde til dybde og fra brønn til brønn. De variable parametere for formasjonen/borehullet kan påvirke nøyaktigheten av formasjonens skjærlangsomhet (DTs) som bestemmes med fremgangsmåten med DSTC.

Blant formasjonens/borehullets parametere, har man funnet at slamlangsomheten (DTm) har den største innvirkning på nøyaktigheten til skjærlangsomheten (DTs) som beregnes fra DSTC-prosesseringen. Uten nøyaktig bestemmelse av slamlangsomheten (DTm) er det vanskelig å fremskaffe nøyaktig skjærlangsomhet (DTs) med DSTC-prosessering, selv om måledata (bølgeformer) av høy kvalitet med gode signal-til-støy-forhold er tilgjengelige. Nøyaktig bestemmelse av slamlangsomhet (DTm) er derfor av største viktighet, og bør inkluderes i enhver design av et sonisk verktøy. Det kan ellers være at et sonisk verktøy ikke er i stand til å tilveiebringe nøyaktige målinger av formasjonens skjærlangsomhet.

Slamlangsomhet (Dem) kan ha mange andre bruksområder, i tillegg til at det brukes ved beregning av langsom skjær ved kvadrupol logging. For langsom skjærlogging, hvor det brukes dipol kilder, er slamlangsomhet også nødvendig på en måte som ligner det som er for kvadrupol logging beskrevet ovenfor. For monopol kilde (for logging av kompresjon (P) og logging av hurtig skjær (S)), brukes slamlangsomhet (DTm) til å sette langsomhetsområdene for P- og S-bølgene. Disse langsomhetsområder brukes til å styre merkingsalgoritmen ved sonisk logg-analyse. Slamlangsomhet er også nødvendig for å beregne kompressibiliteten til borehullsfluider i borehullsmekanikk og produserbarhets applikasjoner.

Flere løsningsmåter er mulige for målingen av slamlangsomhet. En åpenbar måte er å designe en dedikert sensor for å måle slamlangsomheten nede i hullet direkte. En slik sensor (del-system) inkluderer typisk et ultrasonisk puls/ekko-målesystem som utsettes for slammet, eksempelvis på utsiden av et vektrør. Slike sensorer kan imidlertid ofte ikke motstå de strenge betingelser i nedihullsomgivel-sene. Videre kan slam med høy viskositet inkludere borkaks av stein med store dimensjoner, hvilke kan resultere i dispersjon av soniske energier og gjøre det vanskelig å forvisse seg om hvorvidt den langsomhet som måles ved ultrasoniske frekvenser er den samme som den som måles ved soniske frekvenser.

Det eksisterer derfor et behov for bedre fremgangsmåter og apparat for bestemmelse av slamlangsomhet.

Ett aspekt ved oppfinnelsen vedrører fremgangsmåter for bestemmelse av slamlangsomhet i et slam i et borehull. En fremgangsmåte i samsvar med en utfø-relse av oppfinnelsen inkluderer bestemmelse av akustisk langsomhet som en funksjon av frekvens for minst én fluidmodus fra et sett av målinger som innsamles med et sonisk verktøy i borehullet; og bestemmelse av slamlangsomheten fra langsomheten som en funksjon av frekvens for den minst ene fluidmodus.

Et aspekt ved oppfinnelsen vedrører systemer for bestemmelse av slamlangsomhet for et slam i et borehull. Et system i samsvar med en utførelse av opp- finnelse inkluderer en prosessor og et minne, hvor minnet lager et program som har instruksjoner for bestemmelse av akustisk langsomhet som en funksjon av energi for minst én fluidmodus fra et sett av målinger som er innsamlet med et sonisk verktøy i borehullet; og bestemmelse av slamlangsomhet fra langsomheten som en funksjon av frekvens for den minst ene fluidmodus.

Andre aspekter og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå av den følgende beskrivelse og de vedføyde krav.

Kort beskrivelse av tegningene

Fig. 1 viser et sonisk loggesystem ifølge kjent teknikk.

Fig. 1a viser et sonisk loggesystem som bruker et konvensjonelt sonisk verktøy i et borehull. Fig. 2 viser et nedihulls sonisk verktøy i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen. Fig. 3 viser en fremgangsmåte for bestemmelse av slamlangsomhet i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen. Fig. 4 viser en fremgangsmåte for bestemmelse av slamlangsomhet i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen. Fig. 5 viser et eksempel på bestemmelse av slamlangsomhet ved bruk av en fremgangsmåte i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen. Fig. 6 viser et annet eksempel på bestemmelse av slamlangsomhet ved bruk av en fremgangsmåte i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen. Fig. 7 viser resultater fra simulering, hvilket illustrerer nøyaktigheter ved slamlangsomhet som er bestemt med en fremgangsmåte i samsvar med en utfø-relse av oppfinnelsen under forskjellige betingelser i formasjonen/borehullet. Fig. 8 viser resultater fra simulering, hvilket illustrerer nøyaktigheter ved slamlangsomhet som er bestemt med en fremgangsmåte i samsvar med en utfø-relse av oppfinnelsen under forskjellige betingelser i formasjonen/borehullet. Fig. 9 viser et beregningssystem ifølge kjent teknikk som kan brukes sammen med utførelser av oppfinnelsen.

Utførelser av oppfinnelsen vedrører apparat og fremgangsmåter for måling av slamlangsomhet i et borehull. En fremgangsmåte i samsvar med utførelser av oppfinnelsen omfatter utleding av slamlangsomhet fra langsomheten til fluidmodiene (særlig fluidmodusen av lavest orden) ved relativt høye frekvenser. Selv om fluidmodiene rutinemessig observeres i soniske bølgeformer, anses de ofte som uønskede komponenter, og blir typisk fjernet under dataprosessering. I kontrast til dette gjør utførelser av oppfinnelsen bruk av fluidmodiene, særlig ved høye frekvenser. Fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen kan praktiseres med soniske verk-tøy som er forsynt med bredbånds høyfrekvenskilder.

Fig. 1 viser et konvensjonelt sonisk loggesystem. Som vist, er et sonisk verktøy 10 anordnet i et borehull. En brønnloggelastebil 12 er forbundet til det soniske verktøy 10 via en kabel 14. Lastebilden 12 kan inkludere en datamaskin 12a for analysering av data som sendes til datamaskinen fra det soniske verktøy 10. Verktøyet 10 kan f.eks. inkludere en sender 10a, en isolatorseksjon 10b, en flerhet av mottakere 10c og en elektronikkpatron 10d. Senderen 10a, i det soniske verk-tøy 10, kan inkludere en monopolkilde, en dipolkilde, en kvadrupolkilde eller polkil-der av høyere orden. Fig. 1a viser funksjonen av en dipolsender. På fig. 1a danner den dipole sender en overtrykksbølge A på én side av et stempel 10a1 og en un-dertrykksbølge B på den andre side av stempelet. Overtrykksbølgen A og under-trykksbølgen B forplanter seg opp formasjonen til en mottaker 10c. Mottakeren 10c sender dipol bølgeformer til en datamaskin 12a i brønnloggelastebilen via ka-belen 14. Hver av overtrykksbølgene og undertrykksbølgene A og B som er dan-net av dipolsenderen kan inkludere en skjærbølge (S-bølge), en kompresjonsbøl-ge (P-bølge) og en bøyebølge. Det soniske verktøy 10 på fig. 1 er beskrevet i nærmere detalj i US-patent nr. 5,036,945 med tittel " A Sonic Well Tool Transmitter and Receiver Array including an Attenuation and Delay Apparatus," bevilget til Hoyle et al, og overdratt til den inneværende rettsetterfølger.

I samsvar med utførelser av oppfinnelsen inkluderer et sonisk verktøy en sender som er i stand til å generere bredbånds høyfrekvenssignaler og en gruppe av transdusere (mottakere) som er optimalisert for måling av bølgeformer med relativt høy frekvens. Fig. 2 viser et sonisk verktøy (kabelverktøy eller LWD-verktøy) i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen. Som vist er et sonisk verktøy 20 anordnet i et borehull 24, som penetrerer en formasjon 23. Det soniske verktøy 20 inkluderer en sender 21 og en mottakergruppe 22 som omfatter 8 mottakere 22a-22h. Senderen og mottakerne kan være piezoelektriske eller være andre ty-per av transdusere. Én med ordinær fagkunnskap innen teknikken vil forstå at antallet mottakere i gruppen kun er for illustrasjon, og at dette ikke er tiltenkt å be-grense omfanget av oppfinnelsen.

Senderen 21 er fortrinnsvis en bredbåndssender som kan operere i et relativt bredt frekvensområde som dekker relativt høye frekvenser. For effektivt å eksitere fluidmodi for bestemmelse av slamlangsomhet, er de øvre ender av frekvens-områdene (eksempelvis 30 kHz eller høyere), som tilveiebringes av en sender ifølge oppfinnelsen, typisk høyere enn de (typisk opp til 20 kHz) som brukes i et konvensjonelt sonisk verktøy. For eksempel kan enkelte utførelser av oppfinnelsen sende signaler fra 0 kHz til 30 kHz, mens andre utførelser av oppfinnelsen kan være i stand til å ha enda bredere og høyere frekvensområder, så som fra 5 kHz til 500 kHz. Foretrukne utførelser av oppfinnelsen kan sende signaler fra 10 kHz til 100 kHz.

I enkelte utførelser av oppfinnelsen er de frekvenser som brukes optimalisert for den spesifikke type av formasjon og borehull som undersøkes, slik at mer energi sendes ved det frekvensområde som effektivt kan eksitere fluidmodiene i den bestemte kombinasjon av formasjon/borehull. Senderen 21 kan være en monopolkilde, dipolkilde, kvadrupolkilde, eller en polkilde av høyere orden. Tilsvarende er mottakerne (transdusere) 22 i gruppen fortrinnsvis responderende overfor de relativt høye frekvenser og det brede frekvensområde, som senderen 21. Mottakeren kan være en monopolmottaker, dipolmottaker, kvadrupolmottaker, eller mottaker av høyere polorden. Det kan være foretrukket at mottakertypen passer sammen med senderen.

Avstanden mellom senderen 21 og den første mottaker 22a, TR, kan variere innen et bredt område, men er fortrinnsvis fra 3 til 20 fot (0,9 til 6,1 m). Det kan være at en TR som er kortere enn 3 fot (0,9 m) ikke tilveiebringer tilstrekkelig plass til at fluidmodusen kan settes opp. En TR som er lengre enn 20 fot (6,1 m) vil kre-ve en større sendereffekt, hvilken er begrenset under nedihullstilstander.

Avstandene RR mellom mottakerne bør være så liten som praktisk mulig for å redusere aliaseffektene. Fordi senderen 21 i det soniske verktøy 20 er designet til å sende signaler med relativt høyfrekvens, kan avstandene RR mellom mottakerne være mindre enn de korresponderende avstander i et konvensjonelt sonisk verktøy. I enkelte utførelser av oppfinnelsen kan RR-avstandene variere fra 0,05 fot til 1 fot (0,015 til 0,3 m), fortrinnsvis 0,1 til 0,4 fot (0,03 til 0,12 m).

Gruppelengden (AL), dvs. lengden av mottakergruppen, kan også variere innen et bredt område. SL varierer fortrinnsvis fra 2-5 fot (0,61-1,5 m). Et foretrukket verktøy i samsvar med utførelser av oppfinnelsen har ideelt sett en stor AL og en liten RR. Antallet mottakere på et slikt ideelt verktøy vil imidlertid være stort, hvilket vil være kostbart og kan utgjøre designvanskeligheter. Antallet mottakere og RR-avstandene bør derfor velges slik at verktøyet har en god ytelse, men uten for store kostnader. I enkelte utførelser av oppfinnelsen er RR-avstandene i området fra 0,05 fot (0,015 m) til 1 fot (0,3 m), fortrinnsvis fra 0,1 fot (0,03 m) til 0,4 fot (0,012 m), og antallet mottakere i gruppen varierer fra 3 til 100, fortrinnsvis fra 4 til 30. For eksempel har man funnet at en gruppe med 8 mottakere med 0,4 fot (0,012 m) RR-avstand tilveiebringer svært gode resultater.

Det ovenfor beskrevne sender- og mottakersystem behøver ikke å være et system utelukkende for måling av slamlangsomhet. En god økonomisk design er faktisk å inkorporere en bredbåndstransduser og et datainnsamlingssystem for måling av slamlangsomhet i et konvensjonelt verktøy, slik at det samme maskinva-resystem kan brukes for både regulære soniske langsomhetsmålinger (P & S-langsomhet) i 0-20 kHz området, så vel som målinger av slamlangsomhet (gjennom fluidmodi) i det høyere frekvensområde (eksempelvis området 10-100 kHz). Enkelte utførelser av oppfinnelsen er forsynt med en kilde og en mottakergruppe som er i stand til både regulære langsomhetsmålinger og målinger av slamlangsomhet. Målingene av slamlangsomhet (med bredbånds pulser av høyere frekvens) kan opereres i en samme eller forskjellig avfyringssyklus i forhold til for de regulære P & S bølgemålinger.

Enkelte utførelser av oppfinnelsen vedrører fremgangsmåter for måling av slamlangsomhet i et borehull. En fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen kan inkludere bruk av et sonisk verktøy som er forsynt med bredbånds høyfrekvenstransduse-re for å utføre sonisk logging i et borehull. Bredbånds høyfrekvenslogging er designet til å eksitere forskjellige fluidmodi i et frekvensområde hvor langsomheten til fluidmodiene nærmer seg langsomheten til slammet. Etter at måledataene er tilgjengelige, identifiseres fluidmodiene i måledataene. Deretter bestemmes slamlangsomheten fra langsomheten til forskjellige fluidmodi i det høye frekvensområde.

Fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen er basert på den oppdagelse av opp-finneren at langsomheten til forskjellige fluidmodi er begrenset av slamlangsomheten i det høye frekvensområde. Langsomhetsdispersjonskurvene for forskjellige fluidmodi vil således asymptotisk nærme seg en begrensende verdi (slamlangsomhet) i det høye frekvensområde. Den langsomhetsgrense som representerer den øvre grense for de forskjellige fluidmoduslangsomhets-dispersjonskurver kan således anses som slamlangsomheten. Én med ordinær fagkunnskap innen teknikken vil forstå at forskjellige fremgangsmåter kan tenkes ut for å finne denne grense. For eksempel kan en slamlangsomhetsekstraksjonsalgoritme være basert på å finne langsomheten til en bølgekomponent (fluidmodus) som har den flateste dispersjonskurve i et gitt frekvensområde som er definert av [fminfmax]og innenfor et gitt slamlangsomhetsområde som er definert av [SminSmax]-Fig. 3 viser skjematisk en fremgangsmåte for en bestemmelse av slamlangsomhet i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen. Som vist inkluderer en fremgangsmåte 30 et trinn med innsamling av målinger ved bruk av et verktøy som er i stand til bredbånds høyfrekvensmålinger, så som det som er beskrevet ovenfor (trinn 32). Målingene inkluderer de som er ved frekvenser som er høye nok til å tillate utledning av slamlangsomheten fra fluidmodus-asymptoter. Fre-kvensområdet inkluderer typisk fra ca. 5 kHz til 500 kHz, fortrinnsvis fra ca. 10 kHz til ca. 100 kHz. Deretter bestemmes forskjellige fluidmodi og deres langsomhet som funksjoner av frekvenser fra måledataene (trinn 34). De trinn som er involvert i denne bestemmelse vil bli beskrevet i nærmere detalj med henvisning til fig. 4. Disse fluidmodi kan inkludere Stoneley-bølger. Disse resultater kan plottes som langsomhet mot frekvens for å vise forandringene i langsomhet til forskjellige fluidmodi som en funksjon av eksitasjonsfrekvenser. Så snart disse parametere er bestemt, så kan slamlangsomheten finnes fra de asymptotiske tilnærminger for forskjellige fluidmodi til begrensende verdier, hvilket representerer slamlangsomheten (trinn 36). I enkelte utførelser kan fremgangsmåten videre inkludere et trinn med å merke (eller identifisere) fluidmodi som skal brukes til å bestemme slamlangsomheten (trinn 35). Merkingstrinnene hindrer at man tar feil Stoneley-bølge for en fluidmodus, særlig i en hurtig formasjon med et lite borehull. Dette er drøftet i detalj med henvisning til fig. 7 nedenfor. Fig. 4 viser en fremgangsmåte 40 for bestemmelse av de forskjellige fluidmodi fra måledataene (eksempelvis trinn 34 på fig. 3). Som vist, begynner proses-sen med estimering av normaliserte bølgetall for alle fluidmodi ved alle frekvenskomponenter (trinn 41). Estimeringen kan bruke en hvilken som helst fremgangsmåte som er kjent innen teknikken, inkludert Pronys fremgangsmåte. Se Parks et al., " Digital Filter Design," sidene 226-228, Wiley & Sons, New York, 1987. De normaliserte bølgetall estimeres for alle fluidmodi ved alle frekvenskomponenter og for alle frekvenser innenfor det frekvensområde som brukes i målingene. Fordi mottakerne i gruppen er designet til å tilveiebringe minst to bølgeformmålinger for den komponent med høyest frekvens, er det maksimale antall av bølgetall typisk ikke mer enn halvparten av antallet av mottakere (eller bølgeformer som måles). For eksempel estimeres bølgetallene Kj(fj) for alle fluidmodi j = 1 n ved alle frekvenskomponenter som er sentrert ved frekvens fi, hvor n < (antall gruppebøl-geformer)/2 og fmin<<>fi<<>fmax(fmin og fmaxkan være minimum og maksimum frekvenser som brukes i målingene).

De normaliserte bølgetall, Kj(fj), som således estimeres, inspiseres og even-tuelle punkter med null verdi kan fjernes for å forenkle analysen (trinn 42). Selv om fjerning av punkter med null verdi vil forenkle senere prosesser, er dette trinnet valgfritt.

For å motvirke aliasing effektene kan det være nødvendig å pakke ut de normaliserte bølgetall flere ganger for å oppnå den korrekte langsomhet som er forbundet med bølgetallet. I trinn 43, basert på den maksimum forventede slamlangsomhet Smaxog maksimumsfrekvensen fmaxsom brukes i målingene, beregnes antallet innpakkinger som er nødvendig for å pakke ut de normaliserte bølgetall, Kj(fi). Det maksimale antall av innpakkinger (m_max) som er nødvendig er gitt av:

hvor ceil står for avrunding av verdien opp til det neste høyere heltall og RR er avstanden mellom mottakerne (se fig. 2). De normaliserte bølgetall blir deretter pakket ut for å beregne den korresponderende langsomhet, Sjm(fi).

Så snart de normaliserte bølgetall er "pakket ut", kan langsomheten for forskjellige bølgekomponenter beregnes (trinn 44). Dette utføres ved å beregne langsomheten for hver bølgekomponent, Sjm(fi), ved hver frekvens fi for hver innpak-king m fra det normaliserte bølgetall Kj(fi) ved frekvenskomponent fi i henhold til:

hvorj = 1 n ; og m = 0,1 m_max.

Deretter kan fremgangsmåten inkludere beregning av et histogram av Sjm(fi), for alle fi, j, og m (trinn 45). Som angitt ovenfor nærmer de forskjellige fluid- moduslangsomheter seg asymptotisk en verdi som er begrenset av slamlangsomhet. Langsomheten ved maksimum av fordelingsfunksjonen (fra histogrammet) kan derfor mates ut som slamlangsomheten. Selve fordelingsfunksjonen kan også beregnes for kvalitetskontrollformål, tilsvarende S/T-projeksjonen fra STC-prosessering.

På grunn av støy, aliasing, eller Stoneleybølge-interferens, er det mulig at langsomheten ved maksimum av fordelingen ikke er slamlangsomheten. Dette er særlig gyldig for betingelser ved en hurtig formasjon og lite borehull. Med fordelingsfunksjonen som en kvalitetskontroll er det mulig å få øye på, når denne situasjonen trolig påtreffes. Hvis det er mistanke om at denne situasjonen har blitt på-truffet, er det mulig å bruke ytterligere informasjon (enten fra de tilstøtende dybder eller fra kjente eksterne restriksjoner) for å "merke på ny" (velge) langsomheten til en annen fluidmodus (ved en lavere topp av fordelingsfunksjonen) for å utlede slamlangsomheten.

Anvendelsen av utførelser av oppfinnelsen er vist på fig. 5 og 6, som viser resultater fra to svært forskjellige situasjoner. Fig. 5 viser resultatene for tilfellet med et sonisk verktøy på et 6,75 tommer (17 cm) vektrør i et lite borehull (HD=8,62 tommer (21,9 cm), DTm=200 us/f) som penetrerer en hurtig formasjon (DTc=70 us/f, DTs=150 us/f). Fig. 6 viser resultatene for tilfellet med et sonisk verktøy på et 6,75 tommer (17 cm) vektrør i et stort borehull (HD=12,5 tommer (31,7 cm), DTm=200 us/f) som penetrerer en langsommere formasjon (DTc=

100 us/f, DTs=300 us/f). I begge figurer viser de øvre plott (A) modellbølgeforme-ne slik de er registrert av mottakergruppene, de midtre plott (B) er langsomhets-tidsplanene som viser langsomheten og tidene for forskjellige bølgekomponenter som er detektert ved likhetsfunksjons-prosessering (se Kimball et al., Geophysics, vol. 49, sidene 264-281, 1984), og de nedre plott (C) er dispersjonskurvene som er ekstrahert fra modellbølgeformene ved bruk av Pronys fremgangsmåte i samsvar med en fremgangsmåte i følge oppfinnelsen (eksempelvis fremgangsmåte 40 på fig. 4).

Fig. 5C viser at Stoneley-bølgen (kurve 51) og to fluidmodi (kurvene 52 og 53) er betydelig eksitert. I tillegg kan flere andre fluidmodi også skjelnes fra plottet. Det er fra dette plottet åpenbart at størstedelen av fluidmodiene ikke eksiteres inn-til kildefrekvensene er relativt høye. For eksempel eksiteres den fluidmodus som har lavest orden (kurve 52) av frekvenser på 10 kHz og høyere, mens den andre fluidmodus (kurve 53) ikke eksiteres av frekvenser som er lavere enn 50 kHz. Enkelte av disse fluidmodi blir således ikke detektert ved bruk av et konvensjonelt sonisk verktøy.

Fig. 5C viser også at langsomheten for den fluidmodus som har lavest orden (kurve 52) starter rundt 150 us/f (hvilket er skjærlangsomheten for dette tilfel-le) ved rundt 10 kHz, og gradvis øker med økende frekvenser. Fluidmoduslang-somheten øker gradvis og nærmer seg asymptotisk en begrensende verdi, slamlangsomheten, i 80-100 kHz området. Denne maksimumsverdi kan identifiseres med forskjellige fremgangsmåter, eksempelvis kurvetilpasning av dispersjonskurven 52 eller ved bruk av et histogram (eksempelvis trinn 44 på fig. 4).

Tilsvarende kan andre fluidmodi (eksempelvis kurve 53) også brukes til å bestemme slamlangsomheten. I de fleste tilfeller er imidlertid den fluidmodus med lavest orden (kurve 52) foretrukket, fordi den er mest betydelig eksitert, eksiteres ved relativt lave frekvenser, og nærmer seg slamlangsomheten ved relativt lave frekvenser.

Merk at fig. 5C viser at slamlangsomheten både for fluidmodi i henhold til kurvene 52 og kurve 53 er avgrenset ovenfra av Stoneleybølgens langsomhet (kurve 51). Stoneleybølgen er betydelig eksitert i de fleste soniske loggeoperasjo-ner. Stoneleybølgens dispersjonskurve kan derfor alltid brukes til å tilveiebringe en øvre grense for slamlangsomheten, selv om noen andre fluidmodi kan skjelnes.

De resultater som er vist på fig. 5C er for en hurtig formasjon og et lite borehull, en situasjon som krever høyere eksitasjonsfrekvenser for å vise den asymptotiske tilnærming forfluidmodusen til slamlangsomheten. I kontrast viser fig 6C resultater for en langsom formasjon og et større borehull, en situasjon hvor mer sonisk energi overføres av slamsøylen. Som vist på fig. 6C når dispersjonskurven for

fluidmodus med lavest orden (kurve 61) slamlangsomheten i 10 kHz området, mye lavere enn det som er påkrevet i den situasjon som er vist på fig. 5C. Dette er fordi forskjellige fluidmodi blir mer effektivt eksitert av den soniske kilde når formasjonen er langsom og borehullet er relativt stort. Resultater vist på fig. 5C og 6C er representative for to ytterligheter som sannsynligvis kan påtreffes i soniske logge-operasjoner. De fleste brønner vil sannsynligvis falle mellom disse to tilfeller.

For å vise generell anvendbarhet av utførelser av oppfinnelsen, ble simuleringer utført ved bruk av bølgeformer fra et LWD-sonisk verktøy i senteret i et slamfylt borehull gjennom forskjellige formasjoner. Tre formasjoner, fem slamlangsomheter og to borehullsdiametre brukes i modelleringen. Verdiene for egenskaper ved den formasjon, det slam og det borehull som brukes i disse simuleringene er vist i tabell 1. Det er totalt 30 forskjellige tilfeller for forskjellige kombina-sjoner av formasjonens langsomhet, slamlangsomhet og borehullets størrelse.

ID og OD for LWD-kragen er 4,75 tommer (12 cm) henholdsvis 6,70 tommer (17 cm). Disse verdier er typiske for den kragen på 6,75 tommer (17,1 cm) som man vanligvis finner i LWD-verktøyene. TR er 10 fot (3 m) og AL er 3 fot (0,9 m) for den modellerte bølgeformgruppe. Samplingstidsintervallet (At) er 4 u.s og RR er 0,1 fot (0,03 m) for de tett samplede bølgeformer. De støyløse tett samplede bølgeformer representerer en ideal betingelse for slamlangsomhetsmålingene. De tre formasjoner representerer typisk hurtige, middels henholdsvis langsomme formasjoner. De fem slamlangsomheter dekker det fulle område av mulig slamlangsomhet fra det svært hurtige vannbaserte slam til det svært langsomme olje-baserte slam. Disse er slamlangsomheten på utsiden av kragen. På grunn av ink-luderingen av stein-borkaks og muligens gass på utsiden av kragen, kan slammet inne i vektrøret ha en langsomhet som er forskjellig fra den som er på utsiden av kragen. For simuleringene ble det antatt at innvendig slamlangsomhet er 15% hur-tigere enn den som er på utsiden av kragen. De fluidmodi som forplanter seg i ringrommet på utsiden av kragen er generelt dominert av egenskapene til slammet på utsiden. De to borehullsdiametre representerer de hullstørrelser som dannes av en borkrone med normal størrelse og den største størrelse for kragen på 6,75 tommer (17,1 cm). For de hurtige og middels formasjoner er kilden en bredbånds monopol kilde som har en senterfrekvens ved 50 kHz. For en langsom formasjon er kilden en bredbånds monopol kilde som er sentrert ved 30 kHz.

Fig. 7 viser nøyaktighetene ved den ekstraherte slamlangsomhet fra de støyløse og tett samplede bølgeformer for alle testtilfellene. Plottene på fig. 7 ut-trykker nøyaktighetene uttrykt ved forholdet mellom ekstrahert DTm (som ekstrahert med en fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen) og den understrekende modell DTm. Felt A og B representerer hurtige formasjoner med et lite borehull (HD = 8,62 tommer (21,9 cm)), henholdsvis et stort borehull (HD = 12,5 tommer (31,7 cm)). Felt C og D representerer middels formasjoner med et lite borehull (HD = 8,62 tommer (21,9 cm)), henholdsvis et stort borehull (HD = 12,5 tommer (31,7 cm)). Felt E og F representerer langsomme formasjoner med et lite borehull (HD = 8,62 tommer (21,9 cm)), henholdsvis et stort borehull (HD = 12,5 tommer (31,7 cm)).

De resultater som er vist på fig. 7 indikerer at under ideelle betingelser (in-gen støy), er algoritmen for ekstraksjon av slamlangsomhet nøyaktig til innenfor 1% for alle tilfeller (felt B-F), unntatt for tilfellet med den hurtige formasjon og det lille borehull (felt A). For tilfellet med den hurtige formasjon og det lille borehull (felt A), er enkelte av de ekstraherte slamlangsomheter høyere (langsommere), med opp til 4%, sammenlignet med den korrekte verdi. Disse høyere estimerte verdier reflekterer trolig langsomheten til Stoneley-bølgen, som eksiteres mer positivt under betingelsene med den hurtige formasjon og det lille borehull. Denne feilen kan unngås hvis korrekte fluidmodi identifiseres for bestemmelse av slamlangsomhet. Derfor, i enkelte utførelser av oppfinnelsen, kan en fremgangsmåte videre inkludere et trinn med merking av topper (trinn 35 på fig. 3) for å velge den korrekte topp (en korrekt fluidmodustopp istedenfor Stoneleytoppen) i langsomhetsfordelingen for å estimere slamtettheten. Dette trinnet med merking kan bruke ekstern informasjon og/eller logghistorie i den samme brønn over mange rammer (tidsrammer eller områder) for å tilveiebringe et mer robust svar.

Fig. 7 viser de ideelle situasjoner, hvor det ikke er noe støy i målesignalene. I virkelige målinger er signalene kontaminert med støy fra forskjellige kilder. For å teste fremgangsmåtenes egnethet i samsvar med utførelser av oppfinnelsen i virkelige applikasjoner, utføres testene også med simulerte målinger som inneholder støy. Fig. 8 viser nøyaktighetene for den ekstraherte slamlangsomhet for de testtil- feller som representerer dårlige målebetingelser, så som ned-samplede bølgefor-mer med addert tilfeldig støy.

Resultatene som er vist på fig. 8 er for målinger som er fremskaffet med et samplingstidsintervall (At) på 8 us og 0,4 fot (0,012 m) RR-avstand for de ned-samplede bølgeformer. Tidssamplingsintervallet på 8 us og 0,4 fot (0,012 m) RR-avstand reflekterer det som enkelt kan oppnås med en praktisk nedihullsverktøy-design. I tillegg er tilfeldig støy, som har amplituder på -30 dB i forhold til toppamp-litudene for bølgeformene addert i disse simuleringer. Støynivået på -30 dB som brukes i disse simuleringene representerer sannsynligvis den øvre ende av støy-nivåer som trolig vil påtreffes med et nedihullsverktøy under normale drifts-tilstander.

På fig. 8 representerer felt A og B hurtige formasjoner med et lite borehull (HD = 8,62 tommer (21,9 cm)), henholdsvis et stort borehull (HD = 12,5 tommer (31,7 cm)). Felt C og D representerer middels formasjoner med et lite borehull (HD = 8,62 tommer (21,9 cm)), henholdsvis et stort borehull (HD = 12,5 tommer (31,7 cm)). Felt E og F representerer langsomme formasjoner med et lite borehull (HD = 8,62 tommer (21,9 cm)), henholdsvis et stort borehull (HD = 12,5 tommer (31,7 cm)).

Under disse "realistiske" betingelser, er algoritmen for ekstraksjon av slamlangsomhet i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen nøyaktig til innenfor 5% feil for alle tilfeller (felt B-F), unntatt for tilfellet med den hurtige formasjon og det lille borehull (felt A). For tilfellet med den hurtige formasjon og det lille borehull (felt A), er noe av den ekstraherte slamlangsomhet høyere (langsommere) enn den korrekte verdi med opptil 13%. Igjen, er dette mest trolig på grunn av dominansen av Stoneley-bølgen. Dette problemet kan avhjelpes hvis fremgangsmåten kan inkluderer et trinn med å merke (identifisere) fluidmodi (trinn 35 på fig. 3), slik at den korrekte fluidmodus brukes til å bestemme slamlangsomheten, som omtalt ovenfor.

En slamlangsomhet med 5-13% feil er fullt ut tilstrekkelig for å tilveiebringe veiledning om langsomhetsområdet for P- og S-bølgene i algoritmen for merking ved monopol logging. En slamlangsomhet med en feil på 5% er også tilstrekkelig som en inngangsparameter for utleding av dispersjonskurvene for dipol (overveiende kabel) og kvadrupol (overveiende LWD) -logging av langsom skjær. Effekte ne av større feil på 13% under betingelsene med den hurtige formasjon og det lille borehull kan minskes ved bruk av direkte målinger av monopol skjærlangsomhet, hvilket vanligvis kan fremskaffes under denne betingelse uten å bruke en dipol eller en kvadrupol

kilde.

Enkelte utførelser av oppfinnelsen vedrører systemer for å bestemme slamlangsomhet fra en sonisk logg. Et system i samsvar med utførelser av oppfinnelsen kan bruke en datamaskin av generell type, som vist på fig. 9, eller en prosessor som er inkludert i et nedihullsverktøy. Som vist på fig. 9 kan en datamaskin 90 av generell type inkludere en prosessor 91, et lagringsmedium 92 (eksempelvis en hard-disk), og et direkteminne 93, i tillegg til inngangsinnretninger (eksempelvis tastatur 94 og mus 95) og utgangsinnretninger (eksempelvis CRT-skjerm 96). Minnet 92 lagrer et program som har instruksjoner for utførelse av en fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen, som beskrevet ovenfor. I tillegg vedrører enkelte utførel-ser av oppfinnelsen fornyet koding av media som lagrer et program som inkluderer instruksjoner for utførelse av en fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen. Registre-ringsmediene kan være hvilke som helst egnede medier som er kjent innen teknikken, inkludert en hard-disk, diskett, CR-ROM, flash-minne, osv.

Fordeler ved oppfinnelsen kan inkludere én eller flere av de følgende. Enkelte utførelser av oppfinnelsen tilveiebringer forbedrede soniske verktøy som kan tilveiebringe bedre bølgeformmålinger for utleding av slamlangsomhet. Enkelte utførelser av oppfinnelsen tilveiebringer fremgangsmåter som kan brukes til å utlede slamlangsomhet fra bølgeformmålinger som er fremskaffet med et konvensjonelt sonisk verktøy eller et verktøy i samsvar med utførelser av oppfinnelsen. En fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen gjør bruk av fluidmodusinformasjon i en sonisk logg som tradisjonelt forkastes som forstyrrelse. En fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen kan tilveiebringe nøyaktige målinger av slamlangsomhet, hvilke kan brukes til å forbedre nøyaktigheten ved sonisk logginversjon.

Selv om oppfinnelsen har blitt beskrevet med hensyn på et begrenset antall utførelser, vil fagpersoner innen teknikken, som har fordel av å ha denne redegjø-relse, forstå at andre utførelser kan tenkes ut, hvilke ikke avviker fra oppfinnelsens omfang slik dette her er offentliggjort. For eksempel, selv om det er ønskelig å fremskaffe de soniske målinger ved bruk av et verktøy som er i stand til bredbånds høyfrekvens eksitasjonen er bruken av et slikt verktøy ikke nødvendig i de fleste situasjoner (unntatt for en betingelse med hurtig formasjon og lite borehull).

Claims (12)

1. Fremgangsmåte for bestemmelse av slamlangsomhet for et slam i et borehull (24), karakterisert ved å bestemme akustisk langsomhet til minst en fluidmodus som en funksjon av frekvens for den minst ene fluidmodusen fra et sett av målinger som er innsamlet med et sonisk verktøy (10, 20) i borehullet; og å bestemme slamlangsomheten fra den akustiske langsomheten til den minst ene fluidmodusen som en funksjon av frekvens for den minst ene fluidmodusen.

2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisertvedat bestemmelsen av den akustiske langsomheten som en funksjon av frekvens omfatter: å estime normaliserte bølgetall for den minst ene fluidmodusen; å utpakke de normaliserte bølgetall for å beregne akustisk langsomhet for den minst ene fluidmodusen ved alle frekvenser; og å generere et histogram over akustisk langsomhet mot frekvens for den minst ene fluidmodusen.

3. Fremgangsmåte som angitt i krav 2, karakterisert vedat bestemmelsen av slamlangsomheten skjer ved identifisering av en maksimum akustisk langsomhet fra histogrammet.

4. Fremgangsmåte som angitt i krav 2, karakterisert vedat den videre omfatter fjerning av bølgetall med null verdi fra de normaliserte bølgetall.

5. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert vedat bestemmelsen av slamlangsomheten omfatter bestemmelse av en maksimum akustisk langsomhet fra en asymptotisk tilnærming for den akustiske langsomheten som en funksjon av frekvens i et høyfrekvensom-råde.

6. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert vedat den videre omfatter innsamling av settet av målinger ved bruk av det soniske verktøy i borehullet.

7. System for bestemmelse av slamlangsomhet for slam i et borehull (24), omfattende en prosessor (91) og et minne (93), karakterisert vedat minnet lagrer et program som har instruksjoner for: bestemmelse av akustisk langsomhet til minst en fluidmodus som en funksjon av frekvens for den minst ene fluidmodusen fra et sett av målinger som er innsamlet med et sonisk verktøy (10, 20) i borehullet; og bestemmelse av slamlangsomheten fra den akustiske langsomheten som en funksjon av frekvens for den minst ene fluidmodusen.

8. System som angitt i krav 7, karakterisert vedat programmet videre omfatter instruksjoner for: estimering av normaliserte bølgetall for den minst ene fluidmodus; utpakking av de normaliserte bølgetall for å beregne akustisk langsomhet for den minst ene fluidmodus ved alle frekvenser; og generering av et histogram over akustisk langsomhet mot frekvens for den minst ene fluidmodusen.

9. System som angitt i krav 8, karakterisert vedat bestemmelsen av slamlangsomheten skjer ved identifisering av en maksimum akustisk langsomhet fra histogrammet.

10. System som angitt i krav 8, karakterisert vedat den videre omfatter fjerning av bølgetall ved null-verdi fra de normaliserte bølgetall.

11. System som angitt i krav 7, karakterisert vedat bestemmelsen av slamlangsomheten omfatter bestemmelse av en maksimum akustisk langsomhet fra en asymptotisk tilnærming for den akustiske langsomheten som en funksjon av frekvens i et høyfrekvensom-råde.

12. System som angitt i krav 7, karakterisert vedat det soniske verktøy omfatter en sender (21) som er valgt fra gruppen bestående av en monopol sender, en dipol sender og en kvadrupol sender.