NO339137B1

NO339137B1 - Fremgangsmåte for å estimere orienteringer og/eller endring i orientering av en bunnhullssammenstilling

Info

Publication number: NO339137B1
Application number: NO20140817A
Authority: NO
Inventors: Jacob B Haldorsen
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2002-12-19
Filing date: 2014-06-26
Publication date: 2016-11-14
Also published as: NO20035677L; US20040122593A1; US6823265B2; NO20035677D0; NO335418B1; NO20140817L

Description

Område for oppfinnelsen

Den foreliggende oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for å prosessere seismiske data for måling under boring (MWD), og mer spesifikt en fremgangsmåte for å prosessere multikomponents seismiske måling-under-boring-data.

Bakgrunn for oppfinnelsen

Måling under boring involverer avføling av én eller flere nedihullsparametere under boreprosessen. Sensorer, typisk montert inne i vektrør (eng.: drill collars) anbrakt ovenfor borehodet, benyttes for å innhente informasjon vedrørende boreprosessen eller tilstander under overflaten, og en delmengde av disse målinger kan overføres til overflaten, ofte ved bruk av et akustisk telemetrisystem eller "slampuls-"telemetrisystem. Andre målinger kan lagres i registreringsinnretninger anbrakt inne i vektrøret, og disse data kan gjenvinnes når borehodet heves (også kalt "trippes") til overflaten.

Seismiske data for måling under boring innsamlesved bruk av seismiske sensorer, slik som geofoner eller hydrofoner, som typisk er anbrakt inne i et vektrør posisjonert ovenfor borehodet. Denne typen utstyr er beskrevet feks. i US patent 5 585 556 og søkerens US patent 6 308 137. I en multikomponents utførelsesform av denne type utstyr er tre gjensidig ortogonale fastaksegeofoner og en hydrofon anbrakt i et vektrør. I denne utførelsesformen kan en geofon være orientert parallelt med den longitudinale akse av vektrøret (her omtalt som den aksialt orienterte geofon), og de andre to geofoner kan være orientert perpendikulært til hverandre i et plan som er perpendikulært til denne longitudinale akse (her omtalt som den første og andre ikke-aksielt orienterte geofon).

Idet vektrøret ikke holdes fast ved fastspenning under innsamlingen, har det blitt avdekket at vektrøret kan rotere om brønnaksen mens multiple skudd registreres ved bestemte skudd- og mottakerbeliggenheter. En årsak til å gjøre multiple registreringer ved en gitt kombinasjon av mottaker- og kildebeliggenhet, er å forbedre signal-til-støyforholdet for dataene ved stakking (dvs. ved midling eller på annen måte å kombinere dataene for å dempe tilfeldig støy). Når vektrøret har rotert under innsamlingen av disse multiple skuddene, er det klart at stakking av trasene, idet de innsamles, ikke nødvendigvis forbedrer (men faktisk kan degradere) kvaliteten på dataene.

Bruken av programvarerotasjonsteknikker i prosesseringen av multikomponent seismiske data er kjent. Se for eksempel "An Onshore Time-Lapse (4-D), Multicomponent, Data Processing Case History, Vacuum Field, New Mexico", 1998 SEG Expanded Abstracts; "Fractured Reservoir Delineation Using Multicomponent Seismic Data", Geophysical Prospective, 1997, 45, 39-64; og Colorado Scool of Mines, Reservoir Characterization Project, Phase VII April 15-16, 1999 Sponsor Meeting Report (Chapter 11) og Spring 2000 Report (Chapter 2)). Selv om bruken av disse typer teknikker er kjent, har disse teknikkene hittil ikke blitt benyttet for å innrette energi i multikomponent seismiske data langs en felles akse før en kombinasjonsprosess slik som stakking eller til å estimere orienteringer og/eller endring i orientering av seismiske sensorer assosiert med to eller flere serier av multikomponent seismiske MWD-data innsamlet ved ulike tider ved de samme kilde- og mottakerbeliggenheter.

Det er derfor en hensikt ved den foreliggende oppfinnelsen å tilveiebringe en forbedret fremgangsmåte for å prosessere multikomponents seismiske måling-under-boring-data.

US 5835452 vedrører måling og bruk av anisotropi i et kulleie-avsnitt. En fremgangsmåte for å evaluere overflatereflekterte data over dybdevariable asimutale anisotropiske lag av jorda, herunder et grunneste lag lokalisert tilstøtende jordas overflate, og minst to underliggende lag, omfatter trinnene: (i) å innhente en skjærbølge-datastakk fra enten et sett av multiple kilder og multiple mottakere, en enkelt kilde og multiple mottakere, eller et sett av multiple kilder og en enkelt mottaker; (ii) å rotere hver trase i skjærbølgestakken ved en enkelt vinkel korresponderende med differansen i orientering av datastakken og retningen for asimutal anisotropi for et grunneste lag; (iii) å lokalisere den vertikale variasjon i retningen av anisotropi i laget; (iv) å måle graden av asimutal anisotropi for laget; (v) å utføre lag-stripping av datastakken for å oppnå den prinsipale tidsserie for laget, der lag-strippingen innbefatter trinn for å korrigere langsomme polariseringstraser for datastakken og de blandede polariseringstraser for datastakken for asimutal anisotropi; (vi) å rotere datasettet fremkommet i trinn (v) med en enkelt vinkel som korresponderer med differansen i retningen for asimutal anisotropi for det overliggende laget for å identifisere de prinsipielle retninger for den asimutale anisotropien i det underliggende laget; og (vii) å gjenta trinnene (iii) t.o.m. (vi) for minst ett lag under det grunneste laget.

Sammenfatning av oppfinnelsen

Oppfinnelsen er angitt i patentkravene.

Ett aspekt ved det som er beskrevet innbefatter en fremgangsmåte for å prosessere multikomponents seismiske måling-under-borings-data som omfatter rotering av dataene for å innrette energien i dataene langs en felles akse, og deretter å kombinere dataene. En annen utførelsesform av fremgangsmåten innbefatter en teknikk for å estimere orienteringene og/eller endring i orienteringen av en bunnhullssammenstilling assosiert med to eller flere serier av multikomponents seismiske MWD-data innsamlet ved ulike tider ved de samme kilde- og mottakerbeliggenheter. Utførelser av fremgangsmåten kan benyttes til å forbedre signal-til-støyforholdet for dataene, for å redusere nedihulls lagrings- og transmisjonsbehov, og til å forbedre direkte mottakstidsvalg gjort ved bruk av dataene. Ytterligere trekk og anvendelser vil fremstå fra figurene og den detaljerte beskrivelsen som følger.

Kort beskrivelse av tegningene

Fig. 1 er et flytskjema som illustrerer prosesser assosiert med fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen; Fig. 2 er en skjematisk illustrasjon av innsamlingsutstyr for multikomponent seismiske måling-under-boringsdata; Fig. 3 fremviser eksempelvise multikomponents seismiske måling-under-boringsdata; Fig. 4 fremviser roterte og kombinerte multikomponents seismiske måling-under-boringsdata prosessert i samsvar med en utførelsesform av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen; Fig. 5 fremviser estimert verktøyrotasjonsvinkel versus trasetall for et eksempelvis multikomponent seismisk måling-under-boringsdatasett; og Fig. 6 fremviser ytterligere roterte multikomponent seismiske måling-under boringsdata prosessert i samsvar med en ytterligere utførelsesform av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.

Detaljert beskrivelse

Et flytskjema som illustrerer prosesser assosiert med utførelsesformer av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er vist i fig. 1. Den første prosessen illustrert i fig. 1 er Innhent multikomponent seismiske måling-under-boringsdata (MWD), 12. De multikomponents seismiske MWD-data kan være innsamlet ved bruk av den type datainnsamlingsutstyr som er vist i fig. 2. I fig. 2 er det vist et boreskip 50 som borer en brønn ved bruk av en borestreng 52. Borestrengen 52 innbefatter et par av vektrør 54 og et borehode 56. Vektrørene 54, borehodet 56 og annet utstyr posisjonert på bunnen av borestrengen 52 er kjent som

"bunnhullssammenstillingen" (eng.: "the bottom hole assembly"). Fig. 2 viser også et kildefartøy 58 som sleper en seismisk kilde 60 slik som en luftkanon.

Seismiske MWD-data innsamles typisk under tilføyelse av rør til borestrengen 52, under hvilket borehodet 56 løftes noen få meter fra bunnen av borehullet og sirkulasjonen av slam gjennom borestrengen 52 stanses. Seismiske MWD-data innsamles ofte ved å avfyre en serie av skudd samtidig med at man tilstreber å holde både vektrøret 54 som inneholder de seismiske mottakerne og den seismiske kilden 60, stasjonære. Slik det er vist i fig. 2, vil de seismiske sensorer i vektrøret 54 motta både initielle, direkte mottak, så vel som senere, reflekterte mottak, konverterte bølgemottak osv. Et subsett av de mottatte data (slik som en estimert direkte ankomsttid, ofte omtalt som en "sjekkskuddtid" (eng.: "check shot time") blir typisk overført opp fra hullet, ofte ved bruk av et slampulsdatatelemetrisystem. De multikomponents seismiske MWD-data kan også lages ved bruk av registreringsmaskinvare i et vektrør 54, og hele datasettet kan nedlastes når borehodet heves/trippes til overflaten.

Vektrøret 54 kan også inneholde andre typer avfølings- eller måleutstyr, slik som elektromagnetiske, nukleære, nukleærmagnetisk resonans-baserte eller akustiske måleinnretninger. Mens noen typer av slike innretninger har omnidireksjonale undersøkelsesfelter (dvs. at målingene som oppnås ikke avhenger av orienteringen for verktøyene inne i borehullet), avhenger målinger oppnådd ved bruk av mange verktøytyper av orienteringen av verktøyene inne i borehullet og kunnskap om verktøyorienteringen er nødvendig for korrekt å prosessere målinger oppnådd av disse verktøy.

Fig. 3 fremviser et valgt subsett av den type av multikomponent seismiske MWD-data som kan innsamles ved bruk av denne type utstyr. Data fra en første, ikke-aksielt orientert geofon er vist i det første panel 70. Det første panel 70 fremviser en del (eng.: a portion) på om lag 100 ms med 10 traser innsamlet av den første ikke-aksielt orienterte geofon. Nedenfor det første panel 70 er den første mediantrase 72 som har blitt dannet ved å velge, punkt for punkt, medianamplitudene for gruppen av traser i det første panel 70, ved hvert samplingsintervall. For et like antall traser har gjennomsnittet av de to middelverdiene blitt beregnet. En metode for å redusere den påvirkningen dårlig målte traser har på dette estimatet, innebærer først å finne en preliminær mediantrase, og deretter å ekskludere traser som avviker mer enn en satt verdi fra denne preliminære mediantrasen før den endelige mediantrasen finnes.

Umiddelbart til høyre for det første panel 70 er det første diagnosedisplay 74 som viser i hvilken grad delen av hver trase vist i det første panel 70 ligner den første mediantrasen 72. Umiddelbart nedenfor den første mediantrasen 72 er det andre panel 76. Det andre panel 76 fremviser ti traser som ble innsamlet ved den andre ikke-aksielt orientert geofon samtidig som trasene i det første panel 70 ble innsamlet av den første ikke-aksielt orienterte geofonen. Nedenfor det andre panel 76 er den andre mediantrase 78 som har blitt dannet ved å velge medianamplituder for gruppen av traser vist i det andre panel 76 ved hvert samplingsintervall. Umiddelbart til høyre for det andre panel 76 er det andre diagnosedisplay 80 som viser i hvilken grad delen av hver trase i det andre panel 76 ligner den andre mediantrasen 78.

Umiddelbart til høyre for det første diagnosedisplay 74 er det tredje panel 82. Det tredje panel 82 fremviser ti traser som ble innsamlet med en aksielt orientert geofon samtidig som trasene i det første panel 70 ble innsamlet. Nedenfor det tredje panel 82 er den tredje mediantrasen 84 som har blitt dannet ved å velge medianamplituder for gruppen av traser vist i det tredje panel 82 ved hvert samplingsintervall. Umiddelbart nedenfor den tredje mediantrase 84 er det fjerde panel 86. Det fjerde panel 86 fremviser ti traser som ble innsamlet av en hydrofon samtidig som trasene i det første panel 70 ble innsamlet. Nedenfor det fjerde panel 86 er en fjerde mediantrase 88 som har blitt dannet ved å velge medianamplituden for gruppen av traser vist i det fjerde panel 86 ved hvert samplingsintervall.

En analyse av trasene i det første panel 70 og det andre panel 76 viser at det er en klart identifiserbar endring i verktøy orientering rundt den sjette trasen fra toppen, som endrer energifordelingen mellom de to komponentene på tvers av verktøyet. De aksiale geofonmålingene vist i det tredje panel 82 og hydrofonmålingene vist i det fjerde panel 86 påvirkes ikke av denne rotasjonen. En årsak til å gjøre multiple registreringer ved en gitt dybde, er å øke signal-til-støyforholdet for dataene ved stakking. I eksemplet vist i fig. 3 er det klart at stakking av trasene i det første panel 70 og det andre panel 76 ikke vil øke signal-til-støyforholdet for dataene.

Denne oppfinnelsen er basert på den innsikt at vektrøret som inneholder geofonene kan rotere under innsamlingen av multiple traser ved bestemte kilde- og mottakerbeliggenheter, og den observasjon at det ikke er nødvendig å kjenne den absolutte orientering av verktøyet for å bestemme og/eller korrigere for rotasjon av verktøyet. Det viktige moment er at orienteringen av "førstebrudds-"datavektoren (eng: the "first-break" data vector) er konsistent på alle traser innen hver samling av multiple traser registrert ved en gitt dybde før dataene kombineres. Denne orienteringen kan være slik at det meste av energien faller på én av de transversale komponenter, feks. første panel 70. Rotasjonsoperatoren som skal anvendes på hver trase kan bestemmes ved bruk av en energi-innrettingsteknikk (eng.: an energy alignment technique), slik som minste kvadraters metode beskrevet nedenfor, ved å bruke orienteringsinformasjon fra et gyroskop eller en annen type orienteringssensor, eller ved hensiktsmessig å kombinere disse metoder. Etter denne rotasjonen kan de multiple dataregistreringer i samlingen stakkes uten tap av signal. En utførelsesform av denne prosessen har blitt brutt ned til komponentprosesser og er avbildet i fig. 1.

Denne prosessen begynner typisk med å bestemme et først approksimert estimat av den direkte ankomsttiden. Dette er vist i fig. 1 som prosessen Velg estimert direkte ankomsttid, 14. Den direkte ankomsttiden er gangtiden som kildepulsen bruker for å bevege seg direkte (i minste gangtids forstand) fra den seismiske kilde 60 til de seismiske mottakere. Denne første mottatte puls bør være relativt fri for reflekterte ankomster, konverterte bølgeankomster osv. Den approksimerte direkte ankomsttid valgt ved dette punkt i prosessen er ikke nødvendigvis det beste mulige estimat for den sanne direkte ankomsttiden. Dens hensikt er å bidra til å identifisere et vindu (beskrevet nedenfor) som inneholder den sanne direkte ankomsttiden så vel som tilstrekkelig akustisk energi til å tillate prosesseringsprosedyren til hensiktsmessig å innrette energien i den vindusbehandlede del av dataene langs en felles akse. Denne estimerte direkte ankomsttid er typisk valgt ved å velge en midlere første nullkryssingstid fra de hydrofoninnsamlede data eller ved å velge en midlere første ankomst maksimalamplitudetid fra dataene innsamlet av den aksielt orienterte geofonen. Fortrinnsvis er det approksimerte tidsvalg medianen av maksimum av summer av omhyllinger av de tre geofoner (envelopex+ envelopey + envelopez), som valgt på de individuelle registreringer i samlingen, for å unngå sensitivitet overfor brønnavvik og verktøyrotasjonsvekter. Slik det er angitt nedenfor, kan et mer nøyaktig estimat av den direkte ankomsttiden bestemmes ved å benytte en prosess som hensiktsmessig utnytter alle geofondata, men de tidligere nevnte metoder tilveiebringer en estimert direkte ankomsttid som er tilstrekkelig nøyaktig for å benyttes i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Den estimerte direkte ankomsttid er vist i fig. 3 som ankomsttid 90.

En vindusbehandlet del (eng.: a windowed portion) av hver av trasene i det første

panel 70 og det andre panel 76 blir så valgt i prosessen Ekstraher vindusbehandlede deler av ikke-aksielt orienterte, geofoninnhentede data, 16. Tidsvinduet benyttet for en minste kvadraters bestemmelse av rotasjonsoperatoren vil typisk avhenge av den forventede varighet for signalet, som for et minimumfasesignal er det inverse av

signalbåndbredden. I eksempeldataene vist i fig. 3 ble det benyttet et vindu med 20 ms bredde. Vinduet var ikke presist sentrert omkring ankomsttid 90, men ble noe forskjøvet mot tidligere tider, fordi senere ankomsttid ville øke sannsynligheten for at signalet ville ble kontaminert av reflekterte ankomster, konverterte bølgeankomster osv. Starttiden for vinduet er vist som vindusstarttid 92, og sluttiden for vinduet er vist som vindussluttid 94.

Forutsatt lineær polarisering av den første (eng: the first-break) energien, vil rotasjonsoperatoren R(0): som når den anvendes på dataene vil innrette energien langs aksen for det første panel 70, er gitt ved uttrykket:

Størrelsene aj (j = 1,2) er gitt ved:

der t er ankomsttiden, A er halvparten av vindusbredden, og x er en verdi mellom 0 og 1 som angir i hvilken grad vinduet har blitt forskjøvet mot tidligere ankomsttider. Fordi energien mottatt etter den første ankomst kan inneholde reflekterte ankomster eller andre typer av signaler som vil være støy med henblikk

på denne beregningen, er det foretrukket å forskyve vinduet slik at en majoritetsdel av vinduet (kanskje 60 eller 75 %) er posisjonert før den estimerte første ankomsttid (som vist i fig. 3 og forutsatt at den estimerte første ankomsttid er bestemt på måten omtalt ovenfor). Bestemmelsen av rotasjonsoperatorer R for hvert korresponderende par av traser i det første panel 70 og andre panel 76 er vist i fig. 1 som prosessen

Bestem rotasjonsoperatorer, 18.

Ett forhold det bør rettes oppmerksomhet mot under bestemmelse av rotasjonsoperatorene er fasen for maksimalenergiutgangspulsene. Ved bruk av den ovenstående fremgangsmåte er det mulig å bestemme rotasjonsoperatorer som kan produsere maksimale energiutgangspulser som enten er i fase med de tidligere maksimale energiutgangspulsene eller som er 180° ute av fase med hensyn til de foregående maksimalenergiutgangspulsene. Ulike alternative typer av korrelasjonsprosedyrer kan benyttes til å bestemme om maksimalutgangspulsene er i fase eller ute av fase. Den kanskje enkleste fremgangsmåte er ganske enkelt å addere pulsene sammen og å bestemme om den summerte puls har mer energi enn hver av inngangspulsene (dvs. at inngangspulsene er i fase) eller om summen har mindre energi enn noen av inngangspulsene (dvs. at inngangspulsene er ute av fase). Dersom det bestemmes at pulsene er ute av fase, skal rotasjonsoperatoren som benyttes til å produsere én av trasene roteres med 180°.

Dersom orienteringsinformasjonen fra et gyroskop eller annen type orienteringssensor er tilgjengelig, kan koeffisientene for rotasjonsoperatoren R beregnes direkte fra denne informasjonen. Foretrukket benyttes disse orienteringsdata til å beregne preliminære rotasjonsoperatorkoeffisienter og en energiinnrettingsteknikk, slik som minste kvadraters metode beskrevet ovenfor, benyttes til å verifisere at den forutsatte orientering er konsistent med de mottatte seismiske måling-under-boringsdata.

Rotasjons vinklene assosiert med hver rotasjonsoperator R kan også bestemmes fra koeffisientene for rotasjonsoperatorene og overføres til overflaten, lagres for senere gjenvinning, og/eller benyttes under prosessering av data fra assosierte avfølings- eller måleutstyr, slik som elektromagnetiske, nukleære, nukleærmagnetiske resonansbaserte eller akustiske måleinnretninger, som omtalt nedenfor.

Disse rotasjonsoperatorer blir så typisk anvendt på hele trasen (dvs. både den initielle ankomstdel vist i fig. 3 og dataene som ankom senere i tid). Dette er vist i fig. 1 som prosessen Anvend rotasjonsoperatorer på ikke-aksielt orienterte geofoninnhentede data, 20. De transformerte tverrkomponenter Ti' og T2' blir:

Fig. 4 viser resultatet som oppnås ved å rotere dataene vist i det første panel 70 og det andre panel 76 slik at maksimalenergien i vinduet omkring det første brudd (eng.: the first break) faller på første panel 70-komponenten, og minimalenergien omkring det første brudd faller på andre panel 76-komponenten. Det femte panel 96 viser den samme om lag 100 ms del av de roterte traser som ble vist i det første panel 70, men en maksimalmengde av energien holdes nå i disse traser.

Etter rotasjonen kan hvert sett av traser nå stakkes uten signaltap. De tiende registreringer i det femte panel 96 og det sjette panel 104 har klart problemer, og bør ekskluderes fra den etterfølgende stakking. Med bruk av medianen som et estimat av den stakkede trase, innebærer én metode for å redusere påvirkningen av dårlig målte traser på dette estimatet på, først å finne en preliminær mediantrase, og deretter å ekskludere traser som avviker mer enn en viss mengde fra medianen, før den endelige mediantrasen finnes. Dette er vist i fig. 1 som prosessen Kombiner roterte data, 22.

Nedenfor det femte panel 96 er den femte mediantrase 98 som har blitt dannet ved å velge medianamplituder for gruppen av traser vist i det femte panel 96 ved hvert samplingsintervall. Umiddelbart til høyre for det femte panel 96 er det femte diagnosedisplay 100 som viser at hver trase i det femte panel 96 nært ligner den femte mediantrasen 98. Umiddelbart til høyre for det femte diagnosedisplay 100 er det femte rotasjonskoeffisientdisplay 102 som fremviser rotasjonskoeffisienter anvendt på den korresponderende trase i det første panel 70

Umiddelbart nedenfor det sjette panel 104 er den sjette mediantrase 106 som har blitt dannet ved valg av medianamplituder for gruppen av traser vist i det sjette panel 104 ved hvert samplingsintervall. Umiddelbart til høyre for det sjette panel 104 er det sjette diagnosedisplay 108 som viser at hver trase i det sjette panel 104 nært ligner den sjette mediantrasen 106. Umiddelbart til høyre av det sjette diagnosedisplay 108 er det sjette rotasjonskoeffisientdisplay 110 som fremviser rotasjonskoeffisienten anvendt på den korresponderende trase i det andre panel 76

Hele datasettet oppnådd ved disse bestemte kilde- og mottakerbeliggenheter har nå blitt inkorporert til det følgende: for hydrofoninnhentede data - fjerde mediantrase 88; for de aksielt orientert geofoninnhentede data - tredje mediantrase 84; for de ikke-aksielt orienterte geofoninnhentede data - femte mediantrase 98 og sjette mediantrase 106. Disse data (innbefattende delene av trasene som følger 100 ms vinduet fremvist i fig. 3 og 4), så vel som hvilken som helst ønsket diagnoseinformasjon, innfanger alle verdier av data fra hver av de ti trasene innsamlet ved hver seismiske sensor for dette kildebeliggenhets- og mottakerbeliggenhetspar. En signifikant fordel ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er at den tillater multiple registreringer innsamlet ved bestemte kilde-og mottakerbeliggenheter å bli komprimert til én enkelt nedihullsregistrering, for derved å redusere mengden av data som må lagres nedihulls og/eller overføres til overflaten.

De kombinerte roterte ikke-aksielt orienterte geofoninnsamlede data kan lagres, typisk ved å bruke en registreringsinnretning lokalisert innen vektrøret 54, og senere gjenopprettet, enten ved bruk av et telemetrisystem for måling under boring eller når vektrøret 54 heves til overflaten. Dette er vist i fig. 1 som prosessen Lagre roterte data, 24, og prosessen Gjenfinn roterte data, 26.

Datasettet benyttet i fig. 3 bestod av totalt om lag 200 registreringer av god kvalitet, i gjennomsnitt ti registreringer pr. verktøysetting. Orienteringsinformasjon fra rotasjonsoperatoren R fra hver av de gode trasene har blitt lagret og overført til overflaten. Dette er vist i fig. 1 som prosessen Lagre orienteringsinformasjon, 40.1 fig. 4 viser rotasjonsvinkeldisplayet 112 vektorrotasjonsvinkler bestemt ved bruk av teknikken beskrevet ovenfor for hver gruppe av de individuelle registreringer. Dette er et eksempelresultat av prosessen fremvis orienteringsinformasjon 42. De heltrukne vertikale linjer adskiller de ulike verktøysettinger. For noen settinger finnes en vesentlig slipping (eng.: slippage), spesielt er det for verktøysettingene sentrert omkring trase 157 og trase 192 en gradvis slipping på om lag 120°. Dataregistreringene vist i fig. 3 er sentrert omkring trase 179 i fig. 5, og kan ses å ha en gradvis slipping (eller eventuelt to eller tre separate grupper) av verktøyorienteringer, spredt over et intervall på om lag 140°. I tillegg til absolutte orienteringer kan fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen i tillegg eller alternativt bestemme endringer i orientering av bunnhullssammenstillingen. Disse orienteringer og/eller endringer i orientering av bunnhullssammenstillingen kan benyttes i prosesseringen av målinger oppnådd av andre verktøy innbefattet i bunnhullssammenstillingen. Dette er vist i fig. 1 som prosessen Benytt orienteringsinformasjon til å prosessere ikke-seismiske data, 44. Data fra innretninger slik som elektromagnetiske, nukleære, nukleærmagnetisk resonansbaserte eller akustiske måleverktøy kan benyttes i denne prosessen.

Brønnavviket er 45° for brønnen som dataene vist i fig. 3 ble hentet fra. Inklinasjonen av brønnen påvirker amplituden for komprimeringsenergi registrert på den aksielt orienterte geofonen. På en perfekt horisontal brønn og en seismisk kilde anbrakt direkte ovenfor sensorene, vil den aksielt orienterte geofonen ikke se noen direkte komprimeringsenergi. Dette gjør en andre datarotasjon ønskelig for sterkt avbøyde eller horisontale brønner. Denne rotasjonen er svært lik den som er beskrevet ovenfor, men involverer nå rotering av datavektoren rundt den minst energiske akse for å sette det meste av førstebruddsenergien (eng.: the first break energy) inn til bare én av de tre aksene. Denne prosessen brytes ned til subkomponentprosesser vist i fig. 1.

Denne prosessen begynner typisk ved hensiktsmessig å kombinere alle data innsamlet av den aksielt orienterte geofon ved de gitte kilde- og mottakerbeliggenheter. Denne prosessen er vist i fig. 1 som prosessen Kombiner aksielt orienterte geofoninnhentede data, 28, og vil typisk omfatte bruken av et medianestimat til å avvise dårlige traser, og deretter å skape en mediantrase ved punkt for punkt å velge medianamplituder for de gjenværende traser ved hvert samplingsintervall, som beskrevet ovenfor. Denne trasen og den kombinerte roterte maksimumenergitrase (vist i fig. 6 som femte mediantrase 98 og tredje mediantrase 84) gjøres så til gjenstand for en prosess Ekstraher vindusbehandlede deler av kombinerte aksielt orienterte geofoninnhentede data og maksimalenergikombinerte, roterte ikke-aksielt orienterte geofoninnhentede data, 30, slik som prosessen Ekstraher vindusbehandlede deler, 16, ovenfor. Disse ekstraherte deler benyttes til å avlede en rotasjonsoperator i prosessen bestem rotasjonsoperator for å innrette energi i aksielt orienterte og maksimalenergi-ikke-aksielt orienterte geofoninnhentede data 32, slik som prosessen Bestem rotasjonsoperatorer, 18, ovenfor. Rotasjonsoperatoren anvendes på hele delen av begge inngangstrasene i prosessen Anvend rotasjonsoperator på aksielt orienterte og maksimalenergi-ikke-aksielt orienterte data, 34, slik som prosessen Anvend rotasjonsoperatorer, 20, beskrevet ovenfor. Denne prosessen kan alternativt utføres på ustakkede traser, men dette er unødvendig fordi orienteringen av trasene innsamlet av den aksielt orienterte geofon i forhold til maksimalenergitrasene fra de ikke-aksielt orienterte geofoner ikke endrer trase til trase.

Fig. 6 viser typen av data som kan utleses fra denne rotasjonsprosessen. Maksimalgeofonenergitrase 114 avbilder en om lag 100 ms del av en maksimalutgangstrase som kan være produsert ved bruk av denne typen prosess.

Denne trasen viser forventede resultater av rotering av de ikke-aksielt orienterte geofoninnsamlede datasamlinger i fig. 3 omkring den nå lavenergi-annenkomponenten, og deretter sette så mye som mulig av førsteankomstenergien inn i den tredje komponenten. Den endelige ankomsttid kan nå velges fra denne trasen i prosessen velg ankomsttid fra roterte maksimalenergidata 36, og denne ankomsttiden kan overføres til overflaten (slik som ved bruk av et akustisk eller slampulsdatatelemetrisystem) i prosessen overfør ankomsttid til overflaten 38. Maksimalenergitrasen vil ha et klart høyere singal-til-støyforhold enn noen av de andre geofoninnsamlede seismiske data, for derved å forbedre påliteligheten av bruddtidsvalgene (eng.: the break-time picks). For større brønnavbøyinger vil fordelen ved utførelse av denne andre rotasjon være enda mer viktig, og den vil være kritisk for horisontale brønner. Hydrofoninnsamlede data vist i det fjerde panel 86 eller fjerde mediantrase 88 kan også benyttes i prosessen med å bestemme den mest hensiktsmessige direkte ankomsttid.

Ytterligere mulige trekk ved det som her er beskrevet, fremgår av de følgende aspekter, som ikke skal forveksles med patentkrav: Aspekt 1. Fremgangsmåte for å prosessere multikomponents seismiske måling-under-boringsdata, omfattende: å rotere nevnte multikomponents seismiske måling-under-boringsdata for å innrette energien i nevnte data langs en felles akse; og deretter

å kombinere nevnte multikomponents seismiske måle-under-boringsdata.

Aspekt 2. Fremgangsmåte for å prosessere multikomponents seismiske måling-under-boringsdata i samsvar med aspekt 1, hvor nevnte rotering og komponering utføres nede i brønnhullet.

Aspekt 3. Fremgangsmåte for å prosessere multikomponents seismiske måling-under-boringsdata i samsvar med aspekt 2, hvor nevnte kombinerte multikomponents seismiske måling-under-boringsdata overføres opp fra hullet ved bruk av et akustisk telemetrisystem eller et slampulstelemetrisystem.

Aspekt 4. Fremgangsmåte for å prosessere multikomponents seismiske måling-under-boringsdata i samsvar med aspekt 1, hvor en rotasjonsoperator bestemmes ved bruk av en vindusbehandlet del av nevnte multikomponents seismiske måling-under-boringsdata.

Aspekt 5. Fremgangsmåte for å prosessere multikomponents seismiske måling-under-boringsdata i samsvar med aspekt 4, hvor bredden av nevnte vindu er om lag den inverse av signalbåndbredden.

Aspekt 6. Fremgangsmåte for å prosessere multikomponents seismiske måling-under-boringsdata i samsvar med aspekt 1, hvor nevnte roterte multikomponents seismiske måling-under-boringsdata har blitt innsamlet ved bruk av par av ikke-aksielt orienterte geofoner.

Aspekt 7. Fremgangsmåte for å prosessere multikomponents seismiske måling-under-boringsdata i samsvar med aspekt 6, videre omfattende ytterligere rotering av nevnte roterte og kombinerte multikomponents seismiske måling-under-boringsdata med kombinerte multikomponents seismiske måling-under-boringsdata innsamlet ved bruk av en aksielt orientert geofon.

Aspekt 8. Fremgangsmåte for å prosessere multikomponents seismiske måling-under-boringsdata i samsvar med aspekt 7, videre omfattende å velge en ankomsttid fra nevnte ytterligere roterte multikomponents seismiske måling-under-boringsdata.

Aspekt 9. Fremgangsmåte for å prosessere multikomponents seismiske måling-under-boringsdata i samsvar med aspekt 8, videre omfattende å overføre nevnte ankomsttid opp fra hullet.

Aspekt 10. Fremgangsmåte for å prosessere multikomponents seismiske måling-under-boringsdata i samsvar med aspekt 1, hvor nevnte kombinering omfatter å danne en mediantrase.

Aspekt 11. Fremgangsmåte for å prosessere multikomponents seismiske måling-under-boringsdata i samsvar med aspekt 10, hvor en preliminær mediantrase finnes, og enhver trase som avviker mer enn et gitt beløp fra nevnte preliminære mediantrase ekskluderes før mediantrasen dannes.

Selv om oppfinnelsen her er blitt beskrevet med henvisning til bestemte eksempler og utførelsesformer, vil det være åpenbart at ulike modifikasjoner og endringer kan gjøres med utførelsesformene beskrevet ovenfor, uten å fjerne seg fra rekkevidden av oppfinnelsen slik den er fremsatt i de følgende krav.

Claims

1. Fremgangsmåte for å estimere orienteringer og/eller endring i orientering av en bunnhullssammenstilling, omfattende: å bestemme rotasjonsoperatorer som innretter energi i to eller flere serier av multikomponents seismiske måling-under-boringsdata innsamlet ved bruk av nevnte bunnhullssammenstilling; og å estimere orienteringene og/eller endringene i orientering av nevnte bunnhullssammenstilling fra nevnte rotasjonsoperatorer.

2. Fremgangsmåte for å estimere orienteringer og/eller endring i orientering av en bunnhullssammenstilling i samsvar med krav 1, videre omfattende å fremvise nevnte orienteringer og/eller endring i orientering.

3. Fremgangsmåte for å prosessere måling-under-boringsdata innsamlet ved et verktøy som danner en del av en bunnhullssammenstilling, omfattende: å bestemme rotasjonsoperatorer som innretter energi i to eller flere serier av multikomponents seismiske måling-under-boringsdata innsamlet ved bruk av nevnte bunnhullssammenstilling; å estimere orienteringene og/eller endringen i orientering av nevnte bunnhullssammenstilling fra nevnte rotasjonsoperatorer; og å benytte nevnte orienteringer og/eller endring i orientering til å prosessere målinger innhentet av nevnte verktøy.

4. Fremgangsmåte for å prosessere måling-under-boringsdata innsamlet ved et verktøy som danner en del av en bunnhullssammenstilling, i samsvar med krav 3, hvor nevnte verktøy omfatter en elektromagnetisk, nukleær, nukleærmagnetisk resonansbasert eller akustisk måleinnretning.