NO339700B1 - Fremgangsmåte og anordning for nedihulls formasjonsavbildning ved hjelp av retningsbestemt akustisk bølge-måling - Google Patents

Description

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN

Teknisk område

Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt systemer for boring og logging av brønnhull for produksjon av hydrokarboner, og mer spesielt, et boresystem som innbefatter et akustisk system for boring under måling ("MWD", measurement-while-drilling) som en del av bunnhullsanordningen, eller et kabelloggingssystem for bruk etter boring som har en akustisk anordning for å måle akustiske hastigheter i undergrunnsformasjoner under eller etter boring av brønnhullene og bestemme posisjonen til formasjonslaggrenser omkring bunnhullsanordningen, som i MWD-systemet, eller omkring kabelloggesystemet. Spesielt angår oppfinnelsen avbildning av laggrenser ved bruk av retningsbestemte akustiske kilder. For formålet med denne oppfinnelsen blir uttrykket "laggrense" brukt for å betegne en geologisk lagdelingsgrense, en grenseflate mellom lag som har en akustisk impedanskontrast, eller et undergrunns refleksjonspunkt. For formålet med denne oppfinnelsen er uttrykket "akustisk" ment å innbefatte, der det passer, både kompresjons- og skjær-egenskaper.

2. Beskrivelse av beslektet teknikk

For å fremskaffe hydrokarboner slik som olje og gass, blir borehull eller brønn-hull boret gjennom hydrokarbonførende undergrunnsformasjoner. En stor del av den nåværende boringsaktiviteten innebærer å bore "horisontale" borehull. Fremskritt i forbindelse med MWD-målingene og systemer for styring av borkronen som er plassert i borestrengen, muliggjør boring av horisontale borehull med forbedret effektivitet og større hell. I den senere tid er det blitt boret horisontale borehull som strekker seg flere tusen meter (borehull med utvidet rekkevidde), for å få tilgang til hydrokarbonreserver ved reservoarflanker og for å utvikle satellittfelter fra eksiste-rende offshore-plattformer. Enda nyere er det at det er blitt gjort forsøk på å bore borehull svarende til tredimensjonale borehullsprofiler. Slike borehullsprofiler innbefatter ofte flere vinklinger og dreininger langs brønnbanen. Slike tredimensjonale borehullsprofiler muliggjør utvinning av hydrokarboner fra flere formasjoner og mulig-gjør optimal plassering av brønnhull i geologisk innviklede formasjoner.

Hydrokarbonutvinning kan maksimaliseres ved å bore de horisontale og komplekse brønnhullene langs optimale steder inne i den hydrokarbonførende formasjonen (utvinningssoner). Det er av avgjørende viktighet at disse brønnhullene (1) oppretter pålitelig stratigrafisk posisjonsstyring under føring av brønnhullet inn i mål- formasjonen, og (2) å navigere borkronen riktig gjennom formasjonen under boring. For å oppnå slike brønnhullsprofiler er det viktig å bestemme den virkelige posisjonen til borkronen i forhold til formasjonslaggrensene og grensene mellom de forskjellige fluidene, slik som oljen, gassen og vannet. Mangel på slik informasjon kan føre til alvorlige "knebaner" langs borehullet som et resultat av hull- eller borebane-korreksjoner for å finne eller på nytt komme inn i utvinningssonene. Slike brønnhulls-profiler begrenser vanligvis den horisontale rekkevidden og den endelige brønnhulls-lengden som eksponeres for reservoaret. Optimalisering av borehullsposisjonen inne i formasjonen kan også ha betydelig virkning på maksimaliseringshastigheter og minimalisering av gass- og vann-koningsproblemer. Styringseffektiviteter og posisjo-nering er tatt i betraktning på området blant de største begrensningene for nåværende boresystemer for boring av horisontale og komplekse brønnhull. Tilgjenge-lighet på forholdsvis nøyaktige, tredimensjonale, seismiske undergrunnskart, lokali-sering av boringsenheten i forhold til laggrensene i formasjonen omkring boringsenheten, kan i sterk grad forbedre sjansene til boring av borehull for maksimal utvinning. Tidligere kjent brønnhullsteknikk mangler tilveiebringelse av slik informasjon under boring av borehullene.

Moderne retningsboringssystemer anvender vanligvis en borestreng med en borkrone ved bunnen som roteres ved hjelp av en boremotor (vanligvis kalt "slammotoren"). Et antall sensorer og MWD-anordninger er plassert nær borkronen for å måle visse borings-, borehulls- og formasjons-evalueringsparametere. Slike parametere blir så benyttet til å navigere borkronen langs en ønsket borebane. Vanligvis blir det anvendt sensorer for måling av brønnhullstemperaturer og trykk, asimut- og inklinasjons-måleanordninger og en anordning for måling av formasjonsresistivitet for å bestemme borestreng- og borehulls-relaterte parametere. Resistivitetsmålingene blir brukt til å bestemme trykket til hydrokarboner mot vannet omkring og/eller i en kort avstand foran borkronen. Resistivitetsmålinger blir vanligvis benyttet til å navigere eller "geostyre" borkronen. Undersøkelsesdybden til resistivitetsanordningene strekker seg imidlertid vanligvis til 2-3 meter. Resistivitetsmålinger tilveiebringer ikke laggrenseinformasjon i forhold til delenheten i brønnhullet. Feilmarginen til de dybde-målende anordningene som vanligvis er utplassert på overflaten, er videre ofte større enn undersøkelsesdybden til resistivitetsanordningene. Derfor er det ønskelig å ha et brønnhullssystem som forholdsvis nøyaktig kan kartlegge laggrensene omkring brønnhullsenheten, slik at borestrengen kan styres for å oppnå optimale borehulls-baner.

Den relative posisjonsusikkerheten til brønnhullet som bores, og den viktige laggrensen nær brønnhullet eller kontakten, blir derfor definert av nøyaktigheten til det retningsbestemte MWD-undersøkelsesverktøyet og usikkerheten med hensyn til formasjonsfall. MWD-verktøyene er utplassert for å måle jordens gravitasjon og magnetfelt for å bestemme inklinasjon og asimut. Kjennskap til kursen og posisjonen til brønnhullet er fullstendig avhengig av disse to vinklene. Under vanlige driftsforhold er nøyaktigheten til inklinasjonsmålingen omkring pluss eller minus 0,2°. En slik feil overføres til en usikkerhet i mållokaliseringen på omkring 3,0 meter pr. 1000 meter langs borehullet. I tillegg er fallhastighetsvariasjoner på flere grader vanlige. Den optimale plasseringen av borehullet er derfor meget vanskelig å oppnå, basert på de fortiden tilgjengelige MWD-målingene, spesielt i tynne utvinningssoner, fallende formasjoner og komplekse brønnhull.

En av de tidligste beskrivelsene for bruk av soniske borehullsdata for avbildning av strukturer nær et borehull, er gitt av Hornby, som viste at de fullstendige bølgeformene som registreres av en gruppe med mottakere i et moderne, sonisk brønnhullsverktøy inneholder sekundære ankomster som er reflektert fra strukturelle trekk nær borehullet. Disse ankomstene ble brukt til å danne et bilde av de strukturelle egenskapene nær borehullet på en måte i likhet med seismisk migrering. Bilder ble vist med avstander på opptil 18 meter fra borehullet. I den aller seneste tid har Robbins (US-patent 5,678,643) beskrevet bruk av et verktøy for logging under boring (LWD) for å detektere forekomsten av og avstanden til tilstøtende laggrenser. En senderenhet blir brukt til å generere enten en kort akustisk puls eller et sveipet frekvenssignal som blir detektert av en tilhørende mottakerenhet. De mottatte signalene blir behandlet for å bestemme lydhastigheten i grunnformasjonen og posisjonen til reflekterende grenser.

US-patent 6,084,826 til Leggett, som har samme søker som foreliggende patentsøknad, og hvis innhold i sin helhet herved inkorporeres ved referanse, beskriver en brønnhullsanordning som omfatter et antall segmenterte sendere og mottakere som gjør det mulig for den utsendte akustiske energien å bli retningsmessig fokusert ved en vinkel i området fra hovedsakelig 0° til hovedsakelig 180° i forhold til borehullsaksen. Beregningsanordninger i brønnhullet og fremgangsmåter blir brukt til å behandle de fullstendige akustiske bølgeformene som er registrert ved hjelp av et antall mottakere. Evnen til å styre både asimut og kurs for de utsendte akustiske signalene, gjør det mulig for anordningen å produsere bilder i en hvilken som helst valgt retning.

US 6,023,443 omhandler likhetsprosessering for et akustisk system for måling-under-boring for avbildning av formasjonsgrenser. Det bruker den akustiske hastigheten gjennom formasjonene som omgir borehullet, og en akustisk sender og et sett av mottakere for å bestemme laggrensene som omgir borehullsformasjonen. Likhet av dataene bestemmes i et langsomhets/avbrudds-tidsdomene. Sammen-hengs- og likhetsfiltreringsmetoder blir brukt for å differensiere mellom refleksjons-signaler og støy. Posisjonen og orienteringen av laggrensen i forhold til verktøyet bestemmes. Et ytterligere prosesseringstrinn bruker den relative posisjonen og orienteringen som er bestemt for et antall verktøyposisjoner, for ytterligere å diskrimi-nere mot støy og for å fremskaffe en absoluttposisjon og dybde for laggrensene.

US 6,065,219 vedrører en fremgangsmåte og et apparat for bestemmelse av formen av et borehull i undergrunnen og bevegelsen av et verktøy i borehullet. Fremgangsmåten og apparatet omfatter måling av avstanden fra verktøyet til borehullsveggen ved et antall steder rundt omkretsen av verktøyet og tilpassing av de målte avstander til en forutbestemt formfunksjon ved bruk av en ikke-lineær parameter-estimeringsteknikk for å minimalisere feilen mellom den estimerte form av borehullet og de målte avstander.

Et problem med de tidligere kjente fremgangsmåtene er at, med unntak av Hornby, er eksempler på bilder ikke presentert, og det er vanskelig å anslå oppløs-ningen til bildene og de avstander som kan avbildes på riktig måte. Hornby tar videre ikke opp problemet med å bestemme asimutverdien til formasjonsgrensene. Som vist ved hjelp av eksemplene som følger, kan bruk av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen føre til at det oppnås en større inntrengningsdybde enn hva som var mulig ved bruk av tidligere kjente metoder. I tillegg kan de asimutale bildene oppnås ved enhver ønsket asimut; dette er i motsetning til Leggett hvor kildene og/eller mottakerne må strålebuntstyres til en forhåndsvalgt asimut, og hvis et bilde ved en annen asimut er ønsket, må innsamlingen gjentas.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN

Hovedtrekkene ved oppfinnelsen fremgår av de selvstendige patentkrav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige krav. Foreliggende oppfinnelse er en fremgangsmåte for å bestemme en parameter av interesse for en laggrense i en grunnformasjon i avstand fra et borehull i en formasjon ved å bruke et akustisk loggeverktøy med flere komponenter i borehullet. Et antall akustiske flerkomponentmålinger som indikerer parameteren av interesse, blir fremskaffet ved et antall dybder og for et antall kilde/mottaker-avstander på loggeverktøyet. En orienteringssensor på loggeverktøyet, fortrinnsvis et magnetometer, blir brukt til å fremskaffe en orienteringsmåling som indikerer en orientering av loggeverktøyet. Flerkomponentmålingene blir relatert til et fast koordinatsystem (slik som et jordbasert system definert med hensyn på magnetisk eller geografisk nord) ved å bruke orienteringsmålingene, for å gi dreiede flerkomponentmålinger. De dreiede flerkomponentmålingene blir behandlet for å oppnå parameteren av interesse.

I en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen innbefatter parameteren av interesse en asimut og et relativt fall for laggrensen. I en første utførelsesform av oppfinnelsen blir flerkomponentmålingene tatt med et kryssdipol-verktøy. I en annen utførelsesform av oppfinnelsen består flerkomponentmålingene av hybriddata, dvs. at de er fremskaffet fra enten en monopolkilde i et kryssdipol-mottakerpar eller en kryssdipol-kilde i en monopol mottaker.

Når målingene er tatt ved et antall dybder, kan behandlingen gi et migrert bilde av laggrenser i grunnformasjonen. I en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen blir det brukt kompresjonsbølger frembrakt av en dipolkilde. Forut for migrering kan visse forbehandlingstrinn benyttes, slik som høypassfiltrering, bestemmelse av første utbrudd, f - k-filtrering, fallmedianfiltrering og selektiv styring av dataene i tidsvinduer.

På de migrerte seksjonene kan det relative fallet lett fremskaffes ved å filtrere en linje til en lineær trend på en av antallet migrerte bildedataseksjoner. Asimut blir bestemt ved hjelp av en invertering av de migrerte bildedataseksjonene, idet inverteringen er basert i det minste delvis på minimalisering av en kostnadsfunksjon over et bildeareal av interesse.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

For å få en detaljert forståelse av foreliggende oppfinnelse, vises det til den følgende beskrivelse av foretrukne utførelsesformer, tatt i forbindelse med de ved-føyde tegningene, hvor like elementer er gitt like henvisningstall, og hvor: fig. 1A viser et skjematisk diagram av et boresystem som anvender anordningen ifølge foreliggende oppfinnelse i en utførelsesform for logging under boring (LWD);

fig. 1B illustrerer et LWD-verktøy på et borevektrør;

fig. 2 viser geometrien til et loggeverktøy i et borehull med en fallende laggrense som krysser borehullet;

fig. 3 er en illustrasjon av enkeltbrønnavbildning ved bruk av akustiske retningsmålinger;

fig. 4 er en illustrasjon av noen av hovedtrinnene som benyttes ifølge foreliggende oppfinnelse til å oppnå et migrert bilde av grunnformasjonen;

fig. 5 viser et eksempel på kryssdipol-data med fire komponenter logget i en retningsbrønn med en langsom formasjon;

fig. 6 viser dataene på fig. 5 i et fast koordinatsystem;

fig. 7 viser en sammenligning av avbildningsresultater ved bruk av dipol-genererte kompresjonsbølgedata (venstre side) og de konvensjonelle kompresjons-messige monopolbølgedataene;

fig. 8 viser et bilde av firekomponentdataene på fig. 5;

fig. 9 illustrerer trinn brukt til å bestemme relativt fall og asimut for laggrenser i grunnformasjonen ved å bruke firekomponentdata; og

fig. 10 illustrerer trinn som brukes til å bestemme relativt fall og asimut for laggrenser i grunnformasjonen under bruk av sammensatte monopol/dipol-data.

BESKRIVELSE AV DEN FORETRUKNE UTFØRELSESFORMEN

Foreliggende oppfinnelse er en fremgangsmåte, et system og en anordning for avbildning av laggrenser i en grunnformasjon. I den grad den følgende beskrivelse er spesifikk for en spesiell utførelsesform eller en spesiell bruk av oppfinnelsen, er dette ment å være illustrerende og skal ikke oppfattes som en begrensning av oppfinnelsens omfang. Utførelsesformen av oppfinnelsen blir beskrevet under henvisning til en konfigurasjon for måling under boring. Dette er ikke å oppfatte som en begrensning, og fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse kan også utføres i forbindelse med kabellogging.

Fig. 1A viser et skjematisk diagram av et boresystem 10 med en bunnhullsanordning (BHA) eller boringsenhet 90 som innbefatter sensorer for brønnhulls-tilstands- og posisjons-målinger. Bunnhullsanordningen 90 er innført i et borehull 26.

Boresystemet 10 innbefatter et konvensjonelt tårn 11 oppsatt på et dekk 12 som understøtter et rotasjonsbord 14 som igjen blir rotert av en hoveddrivanordning, slik som en elektrisk motor (ikke vist) med en ønsket rotasjonshastighet. Borestrengen 20 innbefatter en rørledning (borerør eller oppkveilingsrør) 22 som strekker seg nedover fra overflaten inn i borehullet 26. En borkrone 50 festet til borestrengens 20 ende, ødelegger de geologiske formasjonene når den roteres for å bore borehullet 26. Borestrengen 20 er koplet til et heiseverk 30 via en drivhylseskjøt 21, en svivel 28 og en ledning 29 gjennom en trinse (ikke vist). Heiseverket 30 blir drevet for å regulere vekten på borkronen ("WOB", weight on bit), som er en viktig parameter som påvirker inntrengningshastigheten ("ROP", rate of penetration). En rørstrenginjektor 14a og en spole (ikke vist) blir brukt istedenfor rotasjonsbordet 14 for å føre bunnhullsanordningen inn i brønnhullet når det benyttes et oppkveilingsrør som transportorgan 22. Operasjonene til heiseverket 30 og rørinjektoren 14a er kjent på området og blir derfor ikke beskrevet detaljert her.

Under boring blir et egnet borefluid 31 fra en slamgrop (kilde) 32 sirkulert under trykk gjennom borestrengen 20 ved hjelp av enn slampumpe 34. Borefluidet passerer fra slampumpen 34 inn i borestrengen 20 via en trykkutjevner 36 og fluidledningen 38. Borefluidet 31 kommer ut ved borehullsbunnen 51 gjennom åpninger i borkronen 50. Borefluidet 31 sirkulerer opp gjennom ringrommet 27 mellom borestrengen 20 og borehullet 26, og returnerer til slamgropen 32 via en returledning 35 og en borkakssil 85 som fjerner borkaksen 86 fra det tilbakevendende borefluidet 31b. En sensor Si i ledningen 38 gir informasjon om fluidstrømningshastigheten. En dreiemomentsensor S2og en sensor S3på overflaten tilknyttet borestrengen 20, fremskaffer henholdsvis informasjon om dreiemomentet og rotasjonshastigheten til borestrengen 20. Rørinjeksjonshastigheten blir bestemt av sensoren Ss, mens sensoren S6fremskaffer kroklasten for borestrengen 20.

I visse anvendelser er det bare rotasjon av borerøret 22 som roterer borkronen 50. I mange andre tilfeller er imidlertid en brønnhullsmotor 55 (slammotor) anordnet i boringsenheten 90 for å rotere borkronen 50, og borerøret 22 blir rotert vanligvis for å supplementere rotasjonskraften om nødvendig, og for å bevirke endringer i bore-retningen. I alle fall er inntrengningshastigheten (ROP) for en gitt bunnhullsanordning (BHA) stort sett avhengig av vekten på borkronen (WOB) og skyvkraften på borkronen 50 og dens rotasjonshastighet.

Slammotoren 55 er koplet til borkronen 50 via et driv i en lagerenhet 57. Slammotoren 55 roterer borkronen 50 når borefluidet 31 passerer gjennom slammotoren 55 undertrykk. Lagerenheten 57 understøtter de radiale og aksiale kreftene på borkronen 50, den nedadrettede skyvkraften på slammotoren 55 og den reaktive, oppadrettede belastningen fra den påførte vekten på borkronen. En nedre stabilisator 58a koplet til lagerenheten 57 virker som et sentreringsorgan for den nedre del av borestrengen 20.

En styringsenhet eller prosessor 40 på overflaten mottar signaler fra brønn-hullssensorene og anordningene via en sensor 43 plassert i fluidledningen 38 og signaler fra sensorene S1-S6og andre sensorer som brukes i systemet 10, og behandler slike signaler i henhold til programmerte instruksjoner levert til styrings-enheten 40 på overflaten. Overflatestyringsenheten 40 viser ønskede borings-parametere og annen informasjon på en skjerm/monitor 42, som blir benyttet av operatøren til å styre boringsoperasjonene. Overflatestyringsenheten 40 inneholder en datamaskin, et lagerfør lagring av data, en registreringsanordning for registrering av data og andre periferien heter. Overflatestyringsenheten 40 innbefatter også en simuleringsmodell og behandler data i henhold til programmerte instruksjoner. Styr-ingsenheten 40 er fortrinnsvis innrettet for å aktivere alarmer 44 når visse utrygge eller uønskede driftsforhold inntreffer.

Bunnhullsanordningen kan også inneholde formasjonsevalueringssensorer eller anordninger for å bestemme resistivitet, densitet og porøsitet for de formasjonene som omgir bunnhullsanordningen. En gammastrålingsanordning for måling av gammastrålingsintensiteten og andre nukleære og ikke-nukleære anordninger brukt som anordninger for måling under boring, er på passende måte innbefattet i bunnhullsanordningen 90. Fig. 1A viser f.eks. en resistivitetsmålingsanordning 64 i bunnhullsanordningen 90. Den tilveiebringer signaler hvorfra resistiviteten til formasjonen nær eller foran borkronen 50 blir bestemt. Resistivitetsanordningen 64 har senderantenner 66a og 66b atskilt fra mottakerantennene 68a og 68b. Under drift blir de utsendte elektromagnetiske bølgene forstyrret når de forplanter seg gjennom formasjonen som omgir resistivitetsanordningen 64. Mottakerantennene 68a og 68b detekterer de forstyrrede bølgene. Formasjonsresistivitet blir utledet fra fasen og amplituden til de detekterte signalene. De detekterte signalene blir behandlet ved hjelp av en brønnhullsdatamaskin 70 for å bestemme resistiviteten og dielektrisitets-verdiene.

Et inklinometer 74 og en gammastrålingsanordning 76 er på passende måte plassert langs resistivitetsmålingsanordningen 64 for henholdsvis å bestemme inkli-nasjonen til den del av borestrengen som er nær borkronen 50, og formasjonens gammastrålingsintensitet. Et hvilket som helst egnet inklinometer og gammastrålingsanordning kan imidlertid benyttes for formålet med foreliggende oppfinnelse. I tillegg kan posisjonssensorer, slik som akselerometere, magnetometere eller gyroskopiske anordninger være anordnet i bunnhullsanordningen for å bestemme borestrengens asimut, virkelige koordinater og retningen i brønnhullet 26. Slike anordninger er kjent på området og blir ikke beskrevet i detalj her.

I den ovenfor beskrevne utførelsesformen overfører slammotoren 55 kraft til borkronen 50 via en eller flere hule aksler som løper gjennom resistivitetsmålings-anordningene 64. Den hule akselen gjør det mulig for borefluidet å passere fra slammotoren 55 til borkronen 50. I en alternativ utførelsesform av borestrengen 20, kan slammotoren 55 være koplet under resistivitetsmålingsanordningen 64 eller på en hvilken som helst annen egnet plass. Den ovenfor beskrevne resistivitetsanordningen, gammastrålingsanordningen og inklinometeret er fortrinnsvis plassert i et felles hus som kan være koplet til motoren. Anordningene for måling av forma-sjonsporøsitet, permeabilitet og densitet (samlet betegnet med henvisningstall 78), er fortrinnsvis plassert over slammotoren 55. Slike anordninger er kjent på området og blir derfor ikke beskrevet noe mer detaljert her.

Som nevnt tidligere benytter en betydelig andel av de for tiden brukte borings-systemene, spesielt til boring av meget avvikende og horisontale brønnhull, oppkvei-lingsrør til å transportere boringsenheten ned i hullet. Ved slike anvendelser er en skyveinnretning 71 utplassert i borestrengen 90 for å tilveiebringe den nødvendige kraft på borkronen. For formålet med denne oppfinnelsen blir uttrykket "vekt på borkronen" brukt til å betegne kraften på borkronen som påføres under boringsopera-sjonen, uansett om den påføres ved å justere vekten til borestrengen eller ved hjelp av skyveanordninger. Når oppkveilingsrør blir brukt er det heller ikke noe rotasjonsbord som roterer røret, i stedet blir det innført i brønnhullet ved hjelp av en egnet injektor 14a, mens brønnhullsmotoren 55 roterer borkronen 50.

Fig. 1B er en skjematisk skisse av et akustisk system for logging under boring og en bunnhullsanordnings borevektrør 90 som inneholder en borkrone 50. Dette systemet er montert på vektrøret 90 for å utføre akustiske målinger mens formasjonen blir boret. Det akustiske systemet for logging under boring har en kilde 105 til å sende ut akustiske vibrasjoner 106 som kan gjennomtrenge formasjonen 95, og som også kan forplante seg langs borehullsveggen og bli mottatt av sensorer A og B, som kan være i grupper. Disse sensorene blir diskutert senere i beskrivelsen. Et punkt å legge merke til er at sensorene er anordnet mellom senderen og mottakeren. Dette har viktige fordeler ved at det ønskede signalet som produseres av senderen, forplanter seg i en retning motsatt retningen av støy generert av borkronen 50. Dette gjør det mulig å bruke passende filtreringsteknikker, innbefattende faseforskjøvne grupper, til i stor grad å redusere borkronestøyen. I en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen kan senderen 105 være lokalisert mellom sensorene og borkronen 50.

Fig. 2 illustrerer hvordan akustiske brønnhullsmålinger kan fremskaffe den geologiske strukturinformasjon i avstand fra borehullet. Det er skissert et logge-verktøy som haren eller flere kilder 101a, 101b som krysser et fallende lag 107 som skjærer borehullet 115. Når en akustisk kilde på verktøyet blir energisert, genererer den akustiske bølger som kan klassifiseres i to kategorier i henhold til deres for-plantningsretning. Den første er de bølgene som forplanter seg direkte langs borehullet. Disse direkte bølgene blir mottatt av en gruppe mottakere (ikke vist) på verkt-øyet, og blir deretter brukt til å fremskaffe akustiske parametere slik som hastighet, dempning og anisotropi, osv., for formasjonen ved borehullet. Bølgene i den andre kategorien er den akustiske energien som stråler bort fra borehullet og reflekteres tilbake til borehullet fra grenser eller geologiske strukturer. Disse bølgene blir kalt sekundære ankomster i akustiske loggedata, fordi deres amplituder generelt er små sammenlignet med de direkte bølgene. Som vist på denne figuren, avhengig av om verktøyet er under eller over laget, treffer akustisk energi den undre eller øvre siden av laget og reflekteres tilbake til mottakeren som sekundære ankomster. Et eksempel på en strålebane 103 for en slik reflektert bølge, er vist. Disse sekundære ankomstene kan migreres for å avbilde formasjonens strukturelle trekk i avstand fra borehullet på en måte som tilsvarer seismisk overflatebehandling.

Til nå har akustisk avbildning nær borehullet utelukkende blitt utført ved å bruke målinger tatt av akustiske monopolverktøy. Monopolkompresjonsbølger med en senterfrekvens omkring 10 kHz blir vanligvis brukt til avbildningen. Den akustiske kilden til et monopolverktøy har en allrettet stråling, og mottakerne i verktøyet registrerer bølgeenergi fra alle retninger. Akustisk avbildning ved bruk av monopol-verktøy er følgelig ute av stand til å bestemme strøkets asimut 111 og strukturen nær borehullet. Denne usikkerheten er skissert som 109 på fig. 2. Dette er lett å forstå fra fig. 2, hvor den akustiske refleksjonen stammer fra en linje på laget som skjærer borehullet langs lagets strøkretning. Uten mulighet til å finne asimutverdien til den akustiske refleksjonen, kan refleksjonens linje- og strøk-asimutverdier ikke bestemmes, fordi enhver tangent til lagplanet med en konus omkring borehullsaksen kan bidra til det akustiske bilde.

Foreliggende oppfinnelse løser asimut-tvetydigheten ved å bruke retningsbestemte akustiske målinger i et borehull. Disse retningsbestemte målingene kan være tatt med et akustisk verktøy som har en dipolkilde og/eller et mottakersystem. US-patent 4,649,525 til Angona mfl., beskriver bruken av en akustisk dipollogging for å bestemme formasjonens skjærhastigheter. En meget nyttig egenskap ved en dipol-kilde eller et dipolmottakersystem, er retningsbestemtheten. Det vil si at den genererte eller den mottatte bølgeamplituden A er avhengig av vinkelen 0 mellom bølgens tilknyttede partikkelbevegelsesretning (polarisering) og kildens eller mottakerens orientering, og kan betegnes ved

Med denne retningsegenskapen kan man bruke orientert kilde og/eller en eller flere mottakere til å generere og registrere akustisk bølgeenergi. En akustisk måling tatt på denne måten blir kalt retningsmålingen. I virkeligheten har retningsegenskapen til dipolkilden/mottakeren blitt benyttet til å bestemme formasjonens asimutale skjærbølge-anisotropi. I foreliggende oppfinnelse blir retningsegenskapene til bølgeamplitudene som måles ved hjelp av et akustisk retningssystem, brukt til å bestemme asimutverdien til en struktur nær borehullet.

Slike retningsmålinger som benytter dipolsendere og/eller dipolmottakere har vært diskutert i US-patent 6,176,344 til Lester, som har samme søker som foreliggende oppfinnelse, og hvis innhold i sin helhet herved inkorporeres ved referanse. Differanser mellom fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse og beskrivelsen til Lester blir påpekt nedenfor.

En oppgave som må tas hensyn til i retningsmålingen er rotasjonen til det akustiske måleverktøyet som vanligvis påtreffes under logging i et borehull. Rotasjonseffekten til verktøyet vil, hvis den ikke korrigeres, gjøre retningsinformasjonen og målingen uklar. Dette er spesielt viktig når (vektor) bølgefeltet målt ved forskjellige dybder (eller verktøyorienteringer) blir migrert for å avbilde en formasjons struktur. Dette problemet blir løst ved å utvikle et omformingsforhold som omformer bølgekomponentene som er målt i verktøyrammens koordinatsystem til et fast koordinatsystem. Akustisk avbildning av en formasjonsstruktur ved å bruke bølge-komponentdataene for det sistnevnte systemet, bevarer følgelig retningsinformasjonen og gjør det mulig å bestemme strukturens asimut.

Det ovenfor beskrevne konseptet er blitt anvendt på data innsamlet med konvensjonelle akustiske kryssdipol-kilder og -mottakere. Et nytt aspekt ved foreliggende oppfinnelse er bruken av kompresjonsbølgene (istedenfor skjærbølgene) generert av en dipolkilde for å gjennomføre avbildningen og asimutbestemmelsesanalysen. Det er velkjent at akustisk dipollogging i myke formasjoner (f.eks. ukonsoliderte sedimen-ter) ofte genererer ganske betydelig kompresjonsbølgeenergi. Kompresjonsbølgen som genereres av dipolkilden har den samme retning som skjærbølgen, og kan så-ledes brukes til å bestemme asimutverdien til en formasjonsstruktur. En annen viktig fordel er at den dipolgenererte kompresjonsbølgen vanligvis har et meget lavere frekvensinnhold (omkring 2-3 kHz) sammenlignet med en monopolkompresjonsbølge (omkring 8-10 kHz). Bruk av bølgen med lavere frekvens tillater en dypere inntreng-ning og bedre avbildning av strukturelle egenskaper i avstand fra borehullet.

I en første utførelsesform av oppfinnelsen blir en dipol brukt som både kilde og mottaker. I en annen utførelsesform av oppfinnelsen, blir en dipol/monopol-kombinasjon brukt der kilden er en av en dipol og en monopol, og mottakeren er den andre av en dipol og en monopol. Dette er i motsetning til oppfinnelsen til Lester, hvor enten (i) en monopolkilde blir brukt med en monopol- og dipol-mottaker, eller (ii) en monopol- og dipol-kilde blir brukt med en monopolmottaker.

Vi starter ved å utlede det teoretiske forholdet mellom refleksjonsamplituden og asimutverdien til et formasjonslag som reflekterer den akustiske bølgen tilbake til borehullet. Dette forholdet vil også tjene som grunnlag for koordinatomformingen av den akustiske målingen og inverteringen av lagets asimut fra de målte dataene.

Det vises nå til fig. 3 hvor et borehull 151 er skjematisk skissert. Et fast, rektangulært koordinatsystem X-Y er vist. Z-aksen er parallell med borehullsaksen. Det faste koordinatsystemet vil typisk være definert med hensyn til kardinalpunktene, f.eks. nord og vest. Nord for formålet med denne oppfinnelsen kan være magnetisk nord når orienteringsmålingene blir tatt med et magnetometer. Hvis, slik det ofte er tilfelle, en bestemmelse av magnetisk deklinasjon blir tatt, kan nord være geografisk nord. Det som er viktig er at behandlingen av dataene skjer i et fast koordinatsystem. X-aksen danner en vinkel V med strøkretningen til lagplanet. På fig. 3 er det også vist et verktøykoordinatsystem betegnet med x-y som danner en vinkel AZ med hensyn til de faste koordinatene X-Y. Denne vinkelen blir vanligvis registrert under logging. For en vertikal brønn er AZ vanligvis asimutkurven. I en retningsbrønn bør AZ-vinkelen være verktøyflatens vinkel målt i forhold til den høye siden av borehullet. Siden den høye siden til borehullet vanligvis peker i en konstant retning over en lang avstand langs brønnhullet, kan retningen til den høye siden tas som X- (eller Y-) akseret-ningen til de faste jordkoordinatene. Det er opplagt at

La oss betrakte den akustiske energien som utsendes fra en retningskilde i forbindelse med et fallende lag som krysser borehullet, som skissert på fig. 3. For hele lagplanet 155 er det bare linjen 159 som skjærer borehullet langs strøkretningen som reflekterer den akustiske energien tilbake til borehullet (betegnet med strå-lebanen 157). Denne linjen og borehullsaksen danner et plan. Kilden 153 er orientert langs x-aksen til det rektangulære koordinatsystemet på verktøyet og danner en vinkel 9 med planet. Hvis kildeintensiteten er S og refleksjonskoeffisienten til lagplanet er R, så er, i henhold til direktiviteten til (dipol) kilden ligning (1), den reflekterte bølgeamplituden S R cosø.

Betrakt nå registrering av den reflekterte bølgen med et dipolsystem som har to dipolmottakere 161 henholdsvis orientert i x- og y-retningen til det rektangulære koordinatsystemet. De mottatte bølgekomponentene i henhold til ligning (1), kan beregnes matematisk ved å projisere S R cosø på x- og y-aksen: hvor den første bokstaven refererer til kildeorienteringen og den andre refererer til mottakerorienteringen. For en dipolkilde langs y-aksen er likeledes de mottatte x- og y-komponentene gitt av

Ligningene (3) og (4) gir teoretisk de fire komponentbølgedataene for verkt-øyet bestående av to ortogonale dipolkilde- og mottaker-systemer. Dette verktøyet er vanlig kjent som et akustisk kryssdipol-verktøy som er i utbredt bruk ved akustisk kabellogging.

En annen type akustisk retningsmåling innebærer bruk av enten en dipol eller en monopol som kilde og mottakere. Dette blir kalt et kombinert dipol- og monopol-system. En kan f.eks. bruke dipol i x- eller y-retningen som kilde og en monopol som mottaker, og vise versa. Fordi monopolen ikke har noen retningsbestemthet og bare retningsbestemtheten til dipolen [ligning (1)] spiller en rolle i dette tilfelle, er det opplagt at de registrerte bølgekomponentene for direktiviteten til dipolen (kilden eller mottakeren), som

hvor bokstaven m representerer en monopolkilde eller -mottaker, mx (eller my) betyr utsendelse av en bølge med en monopolkilde og registrering av bølgen ved å bruke dipolmottakeren med x- (eller y-) retningen, og xm (eller ym) betyr å utsende en bølge med en dipolkilde i x- (eller y-) retningen og registrere bølgen ved å bruke en monopolmottaker.

Ligningene (3)-(5) indikerer at flerkomponentdataene til den akustiske retningsmålingen inneholder informasjon om asimut 9. I virkeligheten har en, når en tar amplitudeforholdet mellom bølgekomponentene til de respektive målingene:

hvor<*>xy<*>betegner å ta amplituden til xy-dataene. De akustiske dataene til en hvilken som helst komponentkombinasjon, dvs. (xx, xy) eller (yx, yy), eller (mx, my), eller

(xm, ym), kan brukes til å beregne strøkets asimutverdi for formasjonslagdelings-planet.

La oss nå se på problemet med verktøyrotasjon i de akustiske retnings-målingene. I den aktuelle akustiske avbildningen ved bruk av loggedata fra borehullet, blir det brukt data fra flere dybder (eller verktøy posisjoner). Akustiske data målt ved påfølgende posisjon blir med andre ord migrert og stablet ved hvert punkt i avbildningsområdet (Hornby). Hvis imidlertid verktøyet roterer betydelig over disse måleposisjonene, vil retningsinformasjonen til målingen bli forvrengt. Dette skjer fordi verktøyet roterer, verktøyets asimutverdi 0 i forhold til et lagdelingsplan varierer og amplituden til de registrerte komponentene endres også. Når dataene målt ved forskjellige ø-verdier blir migrert og stablet for å danne et bilde, blir følgelig asimutinformasjonen som inneholdes i amplituden til det resulterende bilde forvrengt eller også tapt. Heldigvis er ved akustisk logging verktøyrammens asimut, AZ, i forhold til en fast retning (f.eks. jordens nord som i et vertikalt borehull, eller borehullets høye side, som i en retningsbrønn) vanligvis registrert for hver verktøyposisjon langs borehullet ved å bruke en passende anordning, slik som et magnetometer på verktøyet. Med den målte verktøyasimut kan man utvikle et forhold for å omforme bølge-komponentene i ligningene (3)-(5) til komponentdataene i de faste koordinatene. Den etterfølgende avbildningsbehandlingen som benytter de nye datakomponentene vil bevare asimutinformasjonen i de resulterende bildene.

Ved å bruke ligning (2) i ligningene (3)-(5) kan man beregne bølge-komponentene i de faste koordinatene. Legg merke til at bølgekomponentene i de faste koordinatene er definert på samme måte som deres motstykke i verktøyramme-koordinatene. For eksempel representerer XY-komponenten en bølge utsendt fra en dipolkilde i X-retningen og registrert med en dipolmottaker i Y-retningen. Disse komponentene tilfredsstiller også ligningene (2)-(4), men legg merke til at asimut ø i disse ligningene nå skal erstattes med V. Relasjonen mellom signalkomponentene i verkt-øyet og det faste koordinatsystemet er så gitt ved

Migrasjonen av de akustiske dataene for hver komponent for avbildning av en formasjonsstruktur, benytter den konvensjonelle seismiske behandlingsmetoden. En hovedforskjell med akustiske borehullsdata sammenlignet med seismiske overflate-data, er direkte ankomster med stor amplitude i borehullsdataene. Disse direkte bølgene må fjernes før behandling av de sekundære ankomstene med meget mindre amplitude.

Den foretrukne behandlingssekvensen som benyttes til behandling av dataene, er illustrert på fig. 4. Dette er den samme behandlingssekvensen som er beskrevet i Li mfl. for behandling av monopoldata. En båndpassfiltreringsteknikk (høy grensefrekvens) kan brukes 201 til å fjerne de lavfrekvente hendelsene, slik som de lavfrekvente Stoneley-bølgene som genereres av en monopolkilde, eller de lavfrekvente bøynings/skjær-bølgene som genereres av en dipolkilde. Første utbrudd blir plukket ut 203, og etter inkorporering av kurvegeometrien 205, blir et medianfilter anvendt for å fjerne de direkte bølgene. Deretter blir bølgeseparasjonsteknikker anvendt for å separere de sekundære ankomstene fra de første ankomstene basert på deres utflyttingskarakteristikker. I enkeltmottaker-dataene som er innsamlet for forskjellige dybder (eller verktøyposisjoner), har f.eks. de direkte ankomstene en liten utflytting, fordi deres forplantningsavstand (avstand mellom kilde og mottaker) er fast. Til sammenligning har refleksjonshendelsene en stor utflytting, fordi deres forplantningsavstand endres mens verktøyet beveges nærmere eller bort fra reflektoren. Et antall teknikker kan brukes til bølgeseparasjonen, f.eks. f-k-metoder, slik som beskrevet av Hornby, eller en kombinasjon avf-k og medianfiltrering, som beskrevet av Li mfl., osv. De separerte bølgene blir i henhold til deres utflytting sortert i oppadgående fall (reflekterte oppadgående, se fig. 2) og nedadgående fall (reflekterte nedadgående) delsett 209. Et fallmedianfilter kan med fordel anvendes 211 til å forbedre de nedadgående og oppadkommende refleksjonene.

Dataene kan vindusstyres for å utelukke omformede bølger og multipler. Etter dette blir de sekundære ankomstene, eller de (nedadgående og oppadgående) refleksjonshendelsene fra bølgeseparasjonsprosedyren så henholdsvis migrert for å avbilde den øvre og den nedre siden avformasjonsreflektoren. Flere migrerings-teknikker kan brukes, f.eks. tilbakeprojeksjonsmåten som benytter en generalisert Radon-transformasjon, som diskutert av Hornby, eller den vanlig brukte Kirchoff-dybdemigrasjonsmetoden, som diskutert f.eks. av Li mfl. Migrasjonsprosedyren be-høver en hastighetsmodell for korrekt å kartlegge refleksjonshendelsene til posi sjonen for en formasjonsreflektor. For de akustiske loggedataene blir P-bølge-hastigheten oppnådd fra den akustiske loggemålingen hensiktsmessig brukt til å bygge 217 hastighetsmodellen (se f.eks. Hornby og Li mfl.).

Etter migrering blir de akustiske datakomponentene tilordnet et todimensjonalt (2D) domene. En dimensjon er den radiale avstanden r fra borehullsaksen; den

andre erz loggedybden, eller verktøyposisjonen langs borehullet. Det akustiske bilde fra migreringsprosedyren har to viktige egenskaper som er relevante for foreliggende oppfinnelse. Den første er anvendbarheten av enkeltbrønn-avbildning på flerkomponentdataene som inneholder refleksjoner fra flere reflektorer (lagplan med forskjellige asimutverdier). Det vil si at migrerings/avbildnings-prosedyren kan kartlegge disse reflektorene i det todimensjonale rommet på det todimensjonale bilde av hver komponent, idet det eneste kravet er at posisjonene til reflektorene i r-z-domenet tilfredsstiller avbildningsbetingelsen. Avbildningsamplituden, eller intensiteten til reflektorene kan imidlertid variere, avhengig av deres asimutverdi. Dette relateres så til den andre egenskapen: amplitudebevaringsegenskapen som fastslår at amplituden til hver komponent i forhold til andre komponenter forblir den samme før og etter migrering. Dette er lett å forstå fordi migrering er en lineær datatilordning fra t-z-domenet hvor t er tid, til r-z-domenet. Denne andre egenskapen gjør det mulig å bestemme lagdelingsplanets asimutverdi ved å bruke migreringsbildet av de akustiske flerkomponentdataene. Av denne grunn er forholdet mellom refleksjons-amplitude og asimut [lign. (1)-(4)] fremdeles riktige for bildedataene.

Fig. 5 viser et eksempel på data som er registrert i verktøykoordinat-systemet i en retningsbrønn. Det venstre sporet viser den registrerte verktøyflate-vinkelen i forhold til den høye siden av borehullet 251. Denne vinkelen blir også kalt peilevinkel (RB, relative bearing). I det venstre sporet er det også vist gammastrålingen (GR) 253 og kompresjonsbølge-langsomheten (DTP) 255. Dataene for dette eksempelet er kabeldata, siden den registrerte verktøyflatevinkelen er ganske overens-stemmende fra dybde til dybde, men oppviser ikke den samme verktøyrotasjon omkring midtveis i seksjonen. Spor 2-5 viser xx, xy, yx og yy-dataene. Refleksjons-avbildningen er ganske svak i fremvisningen, siden de mest dominerende signalene er direkte ankomster. Dipoldataene med fire komponenter ble innsamlet for å bestemme den asimutale skjæranisotropien fra de lavfrekvente bøynings/skjær-bølg-ene i dataene. Dataene viser også en betydelig kompresjonsbølgeankomst foran skjærbølgen, noe som er typisk for dipoldata i langsomme formasjoner. Fordi

(retnings) borehullet krysser formasjonslaggrensene ved en vinkel, reflekterer disse grensene akustiske bølger tilbake til borehullet. Som vist på denne figuren, kan refleksjonene for kompresjonsbølgene tydelig spores 271 over dybden (se reflek-sjonsutflyttingskurven som sporer en spesiell refleksjonshendelse), spesielt i xx-dataene. Det faktum at de samme refleksjonshendelsene viser meget høyere amplitude i xx-dataene enn de oppviser i yy-dataene, er en direkte manifestasjon av retningsvirkningen til dipolmålingen.

Fig. 6 viser dataene på fig. 5 rotert til et fast X-Y-koordinatsystem hvor Y-aksen i systemet, når den projiseres på horisontalplanet, peker mot nord. AZ-vinkelen som brukt i ligning (7) for rotasjonen, er verktøyflatevinkelen (RB) 251 pluss en ytterligere vinkel mellom borehullets høye side og Y-aksen. På fig. 7 er det vist to migrerte bilder. Bildet på venstre siden er for en komponent av dipoldataene. Bilde

på høyre siden er en migrert avbildning av konvensjonelle monopoldata. Den venstre avbildningen har en maksimal radial avstand på 50 fot, mens den høyre avbildningen har en maksimal avstand på 12,5 fot. Hele den høyre avbildningen svarer til den boksen som er vist ved 301 i den venstre avbildningen. Et eksempel på en refleksjon er indikert ved linjen 305 og er forholdsvis konsistent mellom de forskjellige komponentene.

Fig. 7 viser en sammenligning mellom den akustiske (nedadrettet fall) avbildningen fra dipoldataene (XX-komponenten) og fra de konvensjonelle kompresjons-bølge-monopoldataene. Senterfrekvensen til monopoldataene er omkring 8-10 kHz.

(De ubehandlede monopolbølgedataene er ikke vist, for å korte beskrivelsen). Det kan ses at trendene til laggrenser som krysser borehullet har omkring den samme

vinkel på både dipol- og monopol-avbildningene. Tilpasning av en linje, slik som 305 gjennom trenden (topp eller bunn) på begge avbildningene, gir i virkeligheten nesten den samme vinkel på 40° i forhold til borehullsaksen. Denne vinkelen sammenlignet med den komplementære vinkelen til brønnens avviksvinkel (omkring 47°) fra verti-kalen, gir en fallvinkel på omkring 7°. Dette resultatet viser at lagene er noe opphøyd fra horisontalen. Dette eksempelet viser at avbildning nær borehullet kan bestemme fallet til formasjonsstrukturer i avstand fra borehullet.

La oss nå undersøke lavfrekvente kompresjonsdipoldatas evne til å avbilde formasjonsstrukturer i avstand fra borehullet. Sammenlignet med monopolresultatet viser dipolresultatet et tydeligere og bedre bilde av laggrensene, og den radiale ut strekningen strekker seg opp til 50 fot (ca. 15 m) i formasjonen. Laggrensene på monopolbildet synes å ha høyere oppløsning på grunn av de mer høyfrekvente bølgedataene, men har en begrenset radial utstrekning på omkring 12 fot (ca. 4 m) i dette tilfelle. Denne betydelig forbedrede inntrengningsdybden for dipoldataene skyldes opplagt deres lavfrekvente eller langbølgede beskaffenhet. Bølgelengden til dipol-kompresjonsbølgen (ca. 2-3 kHz) er omkring 3-4 ganger den for monopol-kompresjonsbølgen (ca. 8-10 kHz). På tilsvarende måte er den radiale utstrekningen av dipolavbildningen omkring 3-4 ganger større enn monopolavbildningen.

De akustiske avbildningene av alle fire komponentene i det faste koordinatsystemet (XX, XY, YX og YY) er vist på fig. 8. For hver komponent er et oppadrettet fallbilde projisert på den venstre kolonnen, og det nedadrettede fallbilde er projisert på den høyre kolonnen, i borehullet. En del av den oppadrettede fallavbildningen fra X250-X220 fot, for alle komponenter, blir vindusstyrt, som vist med det stiplede rektangelet 315 på fig. 8, for å gi integrasjonsarealet 0(r, z) for ligningene (9) og (10), som diskutert nedenfor.

Vi diskuterer nå hvordan de migrasjonsbehandlede, akustiske flerkomponent-bildedataene kan brukes til å bestemme både asimut og fall for et lagdelingsplan. Fallbestemmelsen er forholdsvis enkel. Ved å tilpasse en linje til den lineære trenden på avbildningen (en hvilken som helst komponent) av et lagdelingsplan, blir den vinkelen som lagdelingsplanet danner med borehullsaksen, beregnet ved arkus-tangens-verdien til helningen av den tilpassede linjen. Denne vinkelen sammen med brønnavviket, gir fallvinkelen til lagdelingsplanet. Bestemmelsen av asimutverdien krever imidlertid kombinering avflerkomponent-bildedata.

Selv om asimut teoretisk kan beregnes som amplitudeforholdene mellom komponentdataene som gitt i ligning (5), er amplituden til en komponentavbildning ikke lett å definere. Hvilken del av bildet skal f.eks. brukes til måling av amplituden, og hvordan blir amplituden målt fra dataene? Foreliggende oppfinnelse bruker en inverteringsmetode til å estimere asimut fra de flerkomponente avbildningsdataene.

For hensiktsmessighets skyld refererer i den følgende beskrivelse asimut 0 til et lagdelingsplan som opptrer i ligningene (1)-(5), til den asimut som er målt i de faste koordinatene X-Y. Komponentdataene, slik som XX, XY, osv. refererer til deres migreringsavbildning i r-z-domenet, fordi disse dataene opprettholder den samme amplitudeinformasjonen som deres motstykker i t-z-domenet, slik det følger fra amplitudebevaringsegenskapen som er diskutert foran.

Forovermodellen for inverteringsmetoden følger fra ligningene (3) eller (4), som fastslår at XX-dataene multiplisert med cosø, er lik XY-dataene multiplisert med sinø. Likeledes er YX-dataene multiplisert med sinø lik YY-dataene multiplisert med cosø. Basert på likhetsegenskapen blir det formulert en inverteringsmetode for å finne asimut ø ved å minimalisere den følgende kostnadsfunksjon beregnet som den integrerte, kvadrerte mistilpasningsfeil over avbildningsarealet av interesse. For XY, XX, YX og YY-dataene har man

hvor integreringsdomenet 0(r, z) i integralene ovenfor er det areal som opptas av avbildningene av en formasjonsstruktur (for alle komponenter). Et eksempel på in-tegrasjonsdomenet 0(r, z) blir diskutert nedenfor under henvisning til fig. 8. Selv om det første leddet (kombinasjonen av XX- og XY-data) og det andre leddet (kombinasjonen av YX- og YY-dataene) uavhengig kan gi ø, øker bruken av alle fire komponentene XX, XY, YX og YY dataredundansen og reduserer derfor støyeffekten og forsterker robustheten til estimeringen. For X- og Y-dataene [se ligning (7)] for et kombinert dipol- og monopol-system er likeledes kostnadsfunksjonen for inventeringen

Uten å måtte utføre minimaliseringen av den ovennevnte kostnadsfunksjonen, kan løsningen for 0 finnes på analytisk måte. Minimumsverdien av ligningene (8) eller (9) blir oppnådd når

Anvendelse av betingelsen ovenfor på ligning (8) gir en ligning for direkte å beregne 0 fra firekomponent-dataene.

For tokomponent-dataene fra det kombinerte dipol- og monopol-systemet har en likeledes I de to ligningene ovenfor er skalarproduktet av avbildningsdataene for to komponenter a og b, hvor a og b kan være en hvilken som helst av komponentene, beregnet som

Det er fire løsninger på ligningene (13) eller (14) i asi m utom rådet fra 0-360°.

To tilhører de to maksimumsverdiene for ligningene (9) og (10) og skal ekskluderes. De andre to svarer til de to minimumsverdiene som er atskilt med n (i radianer) eller 180° (i grader). Denne tvetydigheten på 180° er iboende for dipolkilden og mottaker-systemet. Som det kan ses fra ligningene (3) og (4) resulterer bruk av både 0 og 0 + n i de samme komponentdataene, og dermed kan de to vinklene ikke skjelnes fra hverandre. I praksis kan denne tvetydigheten løses med annen informasjon, slik som fallogg eller boreavbildningslogg, eller kjennskap til geologi i forbindelse med borehullsbanen, osv. Hvis f.eks. brønnen er boret basert på den geologiske observa-sjonen langs den nedadrettede fallretningen til lagdelingsplanene, så kan 0 + n-løsningen utelukkes.

For å bruke akustiske data alene, er det en måte å løse tvetydigheten på 180° på ved å bruke det kombinerte dipol- og monopol-systemet i forbindelse med enkelt-brønn-avbildningsdataene for et monopolsystem. For de bølgedataene som er frem skaffet med det kombinerte dipol/monopol-systemet, endrer utskifting av 0 med 0 + n i ligning (5) fortegnet til dataene. Basert på denne egenskapen kan en sammen-ligningsmåte brukes til å løse tvetydigheten på 180° ved å sammenligne polariteten til den akustiske avbildningen som er oppnådd for de to systemene.

Anta at det kombinerte dipol/monopol-systemet og monopolsystemet utsender akustiske signaler med samme polaritet (samtidig positiv eller negativ). For den samme formasjonsstrukturen sammenligner man dens kompresjonsbølge-avbildning fra monopoldataene med det fra Xm og Ym (eller mX og mY) for det kombinerte systemet. Hvis begge sett med avbildninger har den samme polariteten for en avbildning av lagdelingsplanet, så er asimut lik 0. Hvis polaritetene har forskjellige for-tegn, så skal den riktige asimut være ø + n istedenfor ø. Dette er ekvivalent med den løsningen som er diskutert i Lester.

Basert på diskusjonene ovenfor, kan man oppsummere behandlingsprose-dyrene for å bestemme lagdelingsplan-orienteringen ved å bruke retningsbestemte, akustiske loggedata. To tilfeller er diskutert.

Det første tilfelle er for bare flerkomponentdata. Metodologien er illustrert på fig. 9. Først blir flerkomponentdata innsamlet 321 med et akustisk loggeverktøy i et borehull, og asimutverdien AZ til verktøyet i forhold til f.eks. jordens nord, eller en hvilken som helst fast retning, blir registrert. Flerkomponentdataene innbefatter (xx og xy), eller (yx og yy), eller fire komponenter. Dataene blir rotert 323 til faste koordinater ved å bruke ligning (7). Dataene blir behandlet som beskrevet under henvisning til fig. 4 ovenfor, for å oppnå et antall migrerte avbildninger 325 i r-z-domenet. Eksempler på disse migrerte avbildningene er vist på fig. 8.

Fra avbildningsdataene blir en rett linje tilpasset gjennom den lineære trenden for avbildningen av et lagdelingsplan for å bestemme 327 dets fallvinkel i forhold til borehullsaksen. Ved å bruke ligning (11) blir asimut for lagdelingsplanet bestemt. Til slutt blir den fremskaffede asimutverdien kombinert med annen informasjon, slik som kjennskap til geologien i forhold til borehullsbanen, fallogg eller borehullsavbildnings-logg, osv. for å løse tvetydigheten med 180°.

Det annet tilfelle er for en kombinasjon av monopol- og dipol-data. Metodologien er illustrert på fig. 10. Først blir kombinasjonsdata (dvs. mx og my, eller xm og ym) innsamlet 353 sammen med konvensjonelle monopoldata 351. Også retnings-informasjonsdata blir innsamlet omkring asimutverdien AZ til verktøyet i forhold til f.eks. jordens nord. Dataene blir rotert 355 til faste koordinater ved å bruke ligning (8). Behandlingsmåten som er beskrevet ovenfor under henvisning til fig. 4, blir brukt for å fremskaffe 357 migrerte avbildninger i r-z-domenet. Dette blir gjort for dataene fra 351 og 353. Fra avbildningsdataene blir det relative fallet og asimutverdien tilveie-brakt. Det relative fallet blir fremskaffet som en rett linje tilpasset gjennom den lineære trenden for avbildningen av et lagdelingsplan. Den relative asimutverdien blir oppnådd ved å bruke ligning (14). Tvetydigheten med 180° blir løst ved å bruke en sammenligning mellom polariteten til X- eller Y-komponentavbildningen med polariteten til avbildningen fra monopolsystemet.

Det vises nå til fig. 8, hvor komponentdataene i vindusområdet så blir brukt i ligning (13) til å beregne lagets asimut fra komponentavbildningene ved å benytte den fremgangsmåte som beskrives nedenfor. Dette gir en asimut på 50°. (Ved å bruke en nærliggende hendelse, f.eks. hendelsen umiddelbart over vinduet og hen-delsens motstykke i den nedadrettede fallavbildningen, kan det faktisk oppnås nesten den samme asimutverdien, noe som viser robustheten til estimeringen). Gyldigheten av lagets asimut kan verifiseres uavhengig ved hjelp av estimerings-resultatet for skjærbølgens asimutale anisotropi.

Anisotropien kan fremskaffes fra firekomponent (lavfrekvente) bøynings/ skjær-data på fig. 5 ved å bruke en tidligere kjent fremgangsmåte, slik som bølge-forminverteringsteknikken (Tang og Chunduru, 1999). Formasjonen er en skifer med sterk anisotropi mellom retningen langs og retningen normalt til lagdelingsplanet. Denne anisotropien som kalles transversal anisotropi, når den måles ved hjelp av et kryssdipolverktøy langs et borehull som heller i forhold til lagdelingen, oppviser en tilsynelatende asimutal anisotropi karakteristisk for splittingen av hurtige og langsomme skjærbølger. Den hurtige skjærbølgen (vanligvis kjent som kvasi-SH-bølgen) langs borehullet, har en polarisering parallell med lagdelingsplanet og perpendikulær til borehullsaksen. Den hurtige skjærpolariseringen er derfor perpendikulær til strøk-retningen (eller asimut) for lagdelingsplanet, fordi lagets strøk og borehullsaksen ligger i det samme plan (se fig. 2). Som vist ved hjelp av diagrammet ved bunnen av den venstre delen på fig. 8, er lagdelingens asimut fra avbildningsmålingen (-N50°E) og den hurtige skjærpolariseringsretningen fra kryssdipol-målingen av anisotropi (-E50°S/N40°W), ortogonale til hverandre. Dette bekrefter gyldigheten av bestemmelsen av asimut for lagdelingen. Det er også kjent at brønnbanen i dybdesonen er langs N54°E, meget nær det estimerte lagets fallasimut N50°E. Den bestemte asimutverdien er derfor N50°E istedenfor S50°W.

Den foregående beskrivelse er rettet mot spesielle utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse med det formål å illustrere og forklare. Det vil imidlertid være opplagt for en fagkyndig på området at mange modifikasjoner og endringer av den angitte utførelsesformen er mulig, uten å avvike fra oppfinnelsens ramme. Det er ment at de følgende patentkrav skal tolkes til å omfatte alle slike modifikasjoner og endringer.

Claims (27)

1. Fremgangsmåte for å bestemme en parameter av interesse ved en laggrense i en grunnformasjon, omfattende: (a) å generere akustiske bølger i grunnformasjonen ved å bruke et flertall av kilder (101a, 101b; 105; 153) på etflerkomponent loggeverktøy i et borehull (26; 115; 151; 251) i formasjonen (95) og å fremskaffe et flertall av akustiske flerkomponentmålinger av akustiske bølger som er reflektert fra laggrensen for hver av de flere kildene, idet flerkomponentmålingene indikerer parameteren av interesse; (b) å bruke en orienteringssensor på loggeverktøyet til å fremskaffe en orienteringsmåling som indikerer en orientering av loggeverktøyet; (c) å rotere flertallet av flerkomponentmålinger til et fast koordinatsystem ved å bruke orienteringsmålingen, for å gi roterte flerkomponentmålinger; (d) å behandle de roterte flerkomponentmålingene og å fremskaffe fra disse para meteren av interesse ved laggrensen, hvor flerkomponentmålingene omfatter signaler fremskaffet fra refleksjon fra laggrensen av en kompresjonsbølge frembrakt fra en dipolkilde på loggeverktøyet.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor parameteren av interesse omfatter: (i) en asimut for laggrensen, og (ii) et fall for laggrensen i forhold til borehullets akse.

3. Fremgangsmåten ifølge krav 1, hvor flerkomponentmålingene omfatter minst én av: (i) en måling tatt med et kryssdipolverktøy, (ii) en måling tatt med en monopolkilde i en dipolmottaker (161), og (iii) en måling tatt med en dipolkilde i en monopolmottaker.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor orienteringssensoren omfatter et magnetometer.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor det faste koordinatsystemet innbefatter en akse innrettet med én av: (i) magnetisk nord, (ii) geografisk nord, og (iii) den høye siden av et retningsborehull.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å ta flerkomponentmålingene ved et antall dybder i borehullet.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor behandlingen videre omfatter minst én av: (i) å utføre en høypassfiltrering, (ii) å bestemme et første brudd, (iii) å bruke under-søkelsesinformasjon som indikerer en posisjon for en kilde og en mottaker på logge-verktøyet, (iv) å utføre en f-k-filtreringsoperasjon, (v) å anvende et fallmedianfilter, og (vi) å velge et tidsvindu.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor flerkomponentmålingene omfatter målinger tatt med et antall avstander mellom en kilde og en mottaker på loggeverktøyet.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, hvor behandlingen videre omfatter: å utføre en migrering og å frembringe et antall migrerte avbildningsdataseksjoner.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvor behandlingen videre omfatter: å tilpasse en linje til en lineær trend på én av antallet migrerte avbildningsdataseksjoner og å bestemme en relativ fallvinkel.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 8, hvor behandlingen videre omfatter: å invertere antallet migrerte avbildningsdataseksjoner og å fremskaffe en asimutvinkel, der inverteringen i det minste delvis er basert på minimalisering av en kostnadsfunksjon over et avbildningsområde av interesse.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor parameteren av interesse omfatter en asimutvinkel for en laggrense, idet fremgangsmåten videre omfatter: å bestemme et forhold mellom to av flerkomponentmålingene.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor flerkomponentmålingene omfatter målinger tatt med et kryssdipolverktøy, idet fremgangsmåten videre omfatter: å bruke andre data til å løse en tvetydighet i den oppnådde asimutvinkelen.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor flerkomponentmålingene omfatter minst én av: (i) en måling tatt med en monopolkilde i en dipolmottaker, og (ii) en måling tatt med en dipolkilde i en monopolmottaker (161); idet fremgangsmåten videre omfatter: å bruke monopoldata til å løse en tvetydighet i den fremskaffede vinkelen.

15. Anordning for bruk i et borehull i en grunnformasjon, omfattende: (a) en brønnhullsenhet transportert inn i et borehull (26; 115; 151; 251) i grunnformasjonen; (b) et flerkomponent loggeverktøy på brønnhullsenheten idet det flerkomponente loggeverktøy omfatter: en flerkomponentkilde som genererer akustiske bølger i formasjonen (95), og et flerkomponentmottaker som fremskaffer et flertall av akustiske flerkomponentmålinger av de akustiske bølger som er reflektert fra en laggrense som indikerer en egenskap ved laggrensen i grunnformasjonen; (c) en orienteringssensor på brønnhullsenheten som fremskaffer en orienteringsmåling som indikerer en orientering av brønnhullsenheten; og (d) en prosessor som (A) roterer antallet flerkomponentmålinger til et fast koordinatsystem ved å bruke orienteringsmålingen for å gi roterte flerkomponentmålinger, og (B) behandler de roterte flerkomponentmålingene og estimerer fra disse egenskapen ved laggrensen, hvor flerkomponentmålingene omfatter signaler fremskaffet fra refleksjon fra laggrensen av en kompresjonsbølge frembrakt av en dipolkilde på loggeverktøyet.

16. Anordning ifølge krav 15, hvor egenskapen til laggrensen omfatter: (i) en asimut for laggrensen, og (ii) et fall for laggrensen i forhold til borehullets akse.

17. Anordning ifølge krav 15, hvor flerkomponentmålingene omfatter minst én av: (i) en måling tatt med en kryssdipolverktøy, (ii) en måling tatt med en monopolkilde i en dipolmottaker, og (iii) en måling tatt med en dipolkilde i en monopolmottaker (161).

18. Anordning ifølge krav 15, hvor orienteringssensoren omfatter et magnetometer.

19. Anordning ifølge krav 15, hvor det faste koordinatsystemet innbefatter en akse innrettet med én av: (i) magnetisk nord, (ii) geografisk nord, og (iii) den høye siden av et retningsborehull.

20. Anordning ifølge krav 15, hvor det flerkomponente loggeverktøyet er innrettet for å ta flerkomponentmålingene ved et antall dybder i borehullet.

21. Anordning ifølge krav 15, hvor prosessoren videre utfører minst én av: (i) å påføre en høypassfiltrering, (ii) å bestemme et første brudd, (iii) å bruke undersøkel-sesinformasjon som indikerer en posisjon av en kilde og en mottaker på loggeverk-tøyet, (iv) å anvende en f-k-filtreringsoperasjon, (v) å anvende et fallmedianfilter, og (vi) å velge et tidsvindu.

22. Anordning ifølge krav 15, hvor flerkomponentmålingene omfatter målinger tatt med et antall avstander mellom en kilde og en mottaker på loggeverktøyet.

23. Anordning ifølge krav 22, hvor prosessoren videre utfører en migrering og frembringer et antall migrerte avbildningsdataseksjoner.

24. Anordning ifølge krav 22, hvor prosessoren videre inverterer antallet migrerte avbildningsdataseksjoner og fremskaffer en asimutvinkel, der inventeringen i det minste delvis er basert på minimalisering av en kostnadsfunksjon over et avbildningsområde av interesse.

25. Anordning ifølge krav 15, hvor egenskapen til laggrensen omfatter en asimutvinkel for en laggrense, idet anordningen er egnet til å bestemme et forhold mellom to av flerkomponentmålingene.

26. Anordning ifølge krav 24, hvor flerkomponentmålingene omfatter målinger tatt med et kryssdipolverktøy, og hvor prosessoren videre benytter andre data til å løse en tvetydighet i den oppnådde asimutvinkel.

27. Anordning ifølge krav 24, hvor flerkomponentmålingene omfatter minst én av: (i) en måling tatt med en monopolkilde i en dipolmottaker, og (ii) en måling tatt med en dipolkilde i en monopolmottaker (161), og hvor prosessoren videre bruker monopoldata til å løse en tvetydighet i dem fremskaffede vinkelen.