NO810399L

NO810399L - ACOUSTIC LOG SYSTEM.

Info

Publication number: NO810399L
Application number: NO810399A
Authority: NO
Inventors: A J Mallett
Original assignee: Halliburton Co
Priority date: 1980-03-13
Filing date: 1981-02-05
Publication date: 1981-09-14
Also published as: DE3106345A1; BR8101360A; AU6824081A; GB2071847A; IT8120040A0; NL8100250A; CA1161151A; AU540781B2; IT1138970B

Description

Foreliggende oppfinnelse angår fremgangsmåte og system for måling av akustiske bølger gangtid i jordformasjoner i nærheten av.brønnborehull. Mer spesielt angår foreliggende oppfinnelse teknikker for måling av multippel-akustiske bølge-komponenters (eller bølgeutbredelses-modus) gangtider i jordformasjonene i nærheten av et brønnborehull. Målemetodene benytter sveipfrekvens-sendeteknikker og krysskorrelasjons-sammenligningsteknikker mellom sendt signal og mottatt signal. The present invention relates to a method and system for measuring the travel time of acoustic waves in soil formations in the vicinity of well boreholes. More particularly, the present invention relates to techniques for measuring multiple acoustic wave component (or wave propagation mode) travel times in the soil formations in the vicinity of a well borehole. The measurement methods use sweep frequency transmission techniques and cross-correlation comparison techniques between transmitted signal and received signal.

Lyd- eller akustisk brønnlogging har blitt en viktig metode forSound or acoustic well logging has become an important method for

å bestemme jordformasjonenes karakteristikker i nærheten av brønnborehull. Målinger av akustiske trykkbølgers hastighet eller gangtid mellom en sender og mottager i et brønnborehull kan definere fysikalske karakteristikker ved jordformasjoner som er indikasjon på disse formasjoners evne til å produsere olje eller gass. En måling av trykkbølgens gangtid eller hastighet gir f. eks. en direkte indikasjon på formasjonens porø-sitet i nærheten av borehullet. Slike akustiske hastighets-eller akustiske gangtidsmålinger har derfor blitt vanlige ved alle nye brønner som er blitt boret. to determine the characteristics of the soil formations in the vicinity of well boreholes. Measurements of the speed or travel time of acoustic pressure waves between a transmitter and receiver in a well borehole can define physical characteristics of soil formations which are an indication of the ability of these formations to produce oil or gas. A measurement of the pressure wave's travel time or speed gives e.g. a direct indication of the formation's porosity in the vicinity of the borehole. Such acoustic velocity or acoustic travel time measurements have therefore become common with all new wells that have been drilled.

Akustisk puls- eller pulset lydloggeteknikk har tidligere blitt benyttet for å måle gangtiden eller hastigheten til akustiske bølger i jordformasjoner i nærheten av et borehull. Slike tidligere kjente metoder har i alminnelighet benyttet impuls-drevne akustiske sendere. En akustisk sender blir avfyrt im-pulsvis eller pulset og den nødvendige tidslengden for den akustiske bølgepulsen frembragt av senderen for å vandre fra senderen gjennom jordformasjonen i nærheten av borehullet og tilbake til en akustisk mottager anbragt med en avstand fra senderen blir målt. Ved egnet kombinering av de akustiske bølgers gangtidsmålinger ved flere akustiske mottagere, anbragt med forskjellig avstand derfra, enten en enkelt eller flere akustiske sendere, så kan den akustiske bølgens gang- Acoustic pulse or pulsed sound logging techniques have previously been used to measure the travel time or speed of acoustic waves in earth formations near a borehole. Such previously known methods have generally used impulse-driven acoustic transmitters. An acoustic transmitter is fired pulsed or pulsed and the required length of time for the acoustic wave pulse produced by the transmitter to travel from the transmitter through the soil formation near the borehole and back to an acoustic receiver located at a distance from the transmitter is measured. By suitable combination of the acoustic wave travel time measurements at several acoustic receivers, placed at different distances from them, either a single or several acoustic transmitters, the acoustic wave travel time can

tid eller lydtrykkbølge-hastigheten til utbredelsen i jordformasjonen bli bestemt. Det har blitt utviklet heller om- time or the sound pressure wave speed of propagation in the soil formation to be determined. It has been developed rather re-

stendelige skjemaer og geometriske betraktninger for å elimi-nere virkningen på gangtidmålingen i borehull og borehullflui-dum. constant schemes and geometrical considerations to eliminate the effect on the travel time measurement in boreholes and borehole fluid.

I de senere årene har det blitt ønskelig å måle andre akustiske bølgemodusgangtider enn kun trykkbølgehastigheten. I US patent nr. 4.131.875 er det f. eks. beskrevet teknikker for måling av de såkalte "sent ankommende" bølger eller Stonely-bølgene. Andre lignende tidligere kjente teknikker slik som den vist i US patent nr. 3.354.983 beskriver teknikker for måling av akustiske skjærbølgehastigheter. Ved alle disse teknikkene blir en akustisk puls frembragt av senderen og det akustiske signalets bølgeform blir analysert ved en eller flere mottagere for å bestemme trykk-, skjær-, eller Stonely-bølgenes hastighet i nærheten av borehullet. In recent years it has become desirable to measure other acoustic wave mode travel times than just the pressure wave velocity. In US patent no. 4,131,875 it is, for example, described techniques for measuring the so-called "late arriving" waves or Stonely waves. Other similar prior art techniques such as that shown in US Patent No. 3,354,983 describe techniques for measuring acoustic shear wave velocities. In all of these techniques, an acoustic pulse is generated by the transmitter and the acoustic signal's waveform is analyzed at one or more receivers to determine the speed of pressure, shear, or Stonely waves in the vicinity of the borehole.

Pulset akustisk teknikk avhenger av amplityde-detekteringenThe pulsed acoustic technique depends on the amplitude detection

av de akustiske bølgers ankomst ved en mottager. Slike teknikker medfører feil frembragt av gaussisk støy som forekommer når et brønnloggeinstrument blir beveget gjennom borehullet. Akustisk støy kan bli frembragt av selve instrumentet eller sentraliseringsinnretninger på instrumentet som skraper langs siden av borehullet når verktøyet blir beveget gjennom dette. of the arrival of the acoustic waves at a receiver. Such techniques involve errors produced by Gaussian noise that occurs when a well logging instrument is moved through the borehole. Acoustic noise can be produced by the instrument itself or centralizing devices on the instrument scraping along the side of the borehole when the tool is moved through it.

Pulset akustiske teknikker benytter pulset akustiske sendere på samme måte for å måle skjærbølger eller Stonely-bølgene avhengig av en omstendelig tyding av bølgeformen til den ankommende bølgen ved mottageren. Slik tyding er generelt basert på teoretiske beregninger utført med forenklede matematiske modeller av jordformasjonene i nærheten av borehullet. Dersom den forenklede matematiske modellen viser seg å være feil, kan tydingen av den ankommende bølgeformen ved mottageren bli feil, og dens forhold til mer kompliserte virkelige geometrier og betingelser som så blir tatt med i beregningen av modellen kan føre til falsk tyding av bølgeformen til det ankommende akustiske signalet. Pulsed acoustic techniques similarly use pulsed acoustic transmitters to measure shear waves or Stonely waves depending on a circumstantial interpretation of the waveform of the arriving wave at the receiver. Such interpretation is generally based on theoretical calculations carried out with simplified mathematical models of the soil formations in the vicinity of the borehole. If the simplified mathematical model turns out to be wrong, the interpretation of the arriving waveform at the receiver may be incorrect, and its relationship to more complicated real-world geometries and conditions that are then taken into account in the calculation of the model may lead to false interpretation of the waveform of the incoming acoustic signal.

Det er ønskelig å tilveiebringe en metode for å måle gangtiden til forskjellige komponenter akustisk energi (trykk-eller primærbølge, skjærbølge, Rayleigh eller pseudo-Rayleigh, direkte (fluidum) bølge, utstreknings- og Stonely-bølge) i jordformasjoner i nærheten av et brønnborehull som ikke var avhengig av teoretisk tyding av en ankommende akustisk puls-bølgeform i form av en modell. Systemet i foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en direkte måling av gangtiden til flere komponenter ved akustisk energi fra en sender til en mottager i jordformasjonene i nærheten av brønnborehullet. It is desirable to provide a method for measuring the travel time of various components of acoustic energy (pressure or primary wave, shear wave, Rayleigh or pseudo-Rayleigh, direct (fluid) wave, extensional and Stonely wave) in soil formations near a wellbore which did not depend on theoretical interpretation of an arriving acoustic pulse waveform in the form of a model. The system in the present invention provides a direct measurement of the travel time of several components by acoustic energy from a transmitter to a receiver in the soil formations in the vicinity of the wellbore.

Ved foreliggende oppfinnelse er loggeinstrumentet for anbrin-gelse i et borehull utført med en akustisk sender og i det minste en akustisk mottager som er anbragt i en avstand fra senderen i lengderetningen. Om ønskelig, kan flere sendere og mottagere bli benyttet. Utgangssignalet fra den akustiske senderen ved foreliggende oppfinnelse blir gjentagende sveipet over et forutbestemt frekvensområde. Frekvens-sveip-utgangssignalet til senderen forplanter seg i alle de forskjellige modusene ved forplantningen av akustisk energi gjennom jordformasjonene og borehullet, og blir detektert ved den med avstand anbragte mottager. Et synkronisasjonssignal blir også frembragt ved begynnelsen av hver gjentagende sendersveip gjennom dens forutbestemte frekvensområde. Synkronisasjons-signalet og det mottatte signalet fra mottageren blir sendt til overflaten via brønnloggekabelens ledere. Ved overflaten blir det mottatte signalet omformet fra analog til digital form og lagret i en hukommelse. Det sendte sveipsignalet blir lagret i digital form i et i overflaten anordnet sveip-hukommelseslager. Ved fullføring av et sendesveip og etter mottagelse, digitalisering og lagring av det mottatte signalet i en forutbestemt tidslengde blir sveipsignalet fra senderen krysskorrelert med det mottatte signalet. På grunn av det karakteristiske sveipfrekvensmønsteret tilført sendesignalet blir markeringer utledet fra krysskorreleringen av ankomsten til de forskjellige akustiske energiforplantningenes forskjel lige moduser ved mottageren. Tidsforskjellene mellom synkroni-sas jorispulsen og ankomsten av de akustiske forplantningenes forskjellige moduser ved mottageren kan så bli tydet ved hjelp av gangtidstermer til den akustiske forplantningens forskjellige moduser ved mottageren. Disse signalene kan bli opptegnet som en funksjon av borehulldybden når brønnloggeinstrumen-tet blir beveget gjennom borehullet. Hele sveipet, sende, og mottagingsprosessen blir gjentagende utført i løpet av en slik bevegelse av borehullinstrumentet. In the present invention, the logging instrument for installation in a borehole is made with an acoustic transmitter and at least one acoustic receiver which is placed at a distance from the transmitter in the longitudinal direction. If desired, several transmitters and receivers can be used. The output signal from the acoustic transmitter of the present invention is repeatedly swept over a predetermined frequency range. The frequency-sweep output signal of the transmitter propagates in all the different modes by the propagation of acoustic energy through the soil formations and the borehole, and is detected by the spaced receiver. A synchronization signal is also generated at the beginning of each repetitive transmitter sweep through its predetermined frequency range. The synchronization signal and the received signal from the receiver are sent to the surface via the well log cable's conductors. At the surface, the received signal is transformed from analogue to digital form and stored in a memory. The transmitted sweep signal is stored in digital form in a sweep memory stored in the surface. Upon completion of a transmit sweep and after receiving, digitizing and storing the received signal for a predetermined length of time, the sweep signal from the transmitter is cross-correlated with the received signal. Due to the characteristic sweep frequency pattern applied to the transmit signal, markings are derived from the cross-correlation of the arrival of the different modes of acoustic energy propagation at the receiver. The time differences between the synchronized pulse and the arrival of the different modes of the acoustic propagation at the receiver can then be interpreted using travel time terms for the different modes of the acoustic propagation at the receiver. These signals can be recorded as a function of borehole depth when the well logging instrument is moved through the borehole. The entire sweep, transmit, and receive process is repeatedly performed during such movement of the downhole instrument.

Oppfinnelsen skal nå nærmere beskrives ved hjelp av de med-følgende tegningene, hvor: Fig. 1 viser et blokkdiagram, som skjematisk viser brønnlogge-systemet ifølge foreliggende oppfinnelse.. Fig. 2 viser et skjematisk diagram av en akustisk bølgeform mottatt ved en med avstand anbragt mottager fra en pulset akustisk sender som benyttet i samsvar med tidligere kjent teknikk. Fig. 3 viser en kurve over en typisk sveip-frekvens-bølgeform tilført den akustiske senderomsetteren ved foreliggende oppfinnelse. Fig. 4 viser kurver over et sveip-frekvenssignal tilført en akustisk sender ifølge foreliggende oppfinnelse, et sammensatt eller blandet modus ankomstsignal som ankommer ved den akustiske mottageren ifølge oppfinnelsen og utgangen til en krysskorrelasjon mellom det sveipede og sammensatte ankomstsignalet ifølge oppfinnelsen. Fig. 5 viser skjematisk en brønnlogg som en funksjon av dybden til den akustiske trykkbølgehastigheten og korre-latorutgangen, som viser trykk- og skjærbølgeankomsten ifølge foreliggende oppfinnelse. Fig. 1 viser et system for frembringelse og mottagelse av akustiske signaler og for logging av et brønnborehull ifølge foreliggende oppfinnelse. Et brønnborehull 10 trenger ned gjennom jordformasjonene 15 og er fylt med et borehullsfluidum 12. En loggesonde 11 er hengt opp nede i borehullet ved hjelp av en loddekabel 13, som går over en trinse 14 ned i borehullet 10. Trinsen 14 er elektrisk eller mekanisk koblet med en brønn-logge-opptegningsinnretning 28 av vanlig konstruksjon som vist med prikkede linjer 16 slik at målingene ved hjelp av sonden 11 kan bli opptegnet som en funksjon av borehulldybden. The invention will now be described in more detail with the help of the accompanying drawings, where: Fig. 1 shows a block diagram, which schematically shows the well logging system according to the present invention. Fig. 2 shows a schematic diagram of an acoustic waveform received at a distance placed receiver from a pulsed acoustic transmitter used in accordance with prior art. Fig. 3 shows a curve of a typical sweep-frequency waveform applied to the acoustic transmitter converter of the present invention. Fig. 4 shows curves over a swept frequency signal supplied to an acoustic transmitter according to the present invention, a composite or mixed mode arrival signal arriving at the acoustic receiver according to the invention and the output of a cross-correlation between the swept and composite arrival signal according to the invention. Fig. 5 schematically shows a well log as a function of depth to the acoustic pressure wave velocity and correlator output, showing the pressure and shear wave arrival according to the present invention. Fig. 1 shows a system for producing and receiving acoustic signals and for logging a wellbore according to the present invention. A well borehole 10 penetrates down through the soil formations 15 and is filled with a borehole fluid 12. A logging probe 11 is suspended down in the borehole by means of a solder cable 13, which passes over a pulley 14 down into the borehole 10. The pulley 14 is electrically or mechanically connected with a well-log recording device 28 of conventional construction as shown by dotted lines 16 so that the measurements by means of the probe 11 can be recorded as a function of the borehole depth.

Sonden 11 innbefatter et fluidumstett, hult legeme dimensjonert og tilpasset for føring gjennom et borehull. Inne i den fluidumstette sonden 11 er anordnet en akustisk sender 32 og The probe 11 includes a fluid-tight, hollow body dimensioned and adapted for guidance through a borehole. An acoustic transmitter 32 is arranged inside the fluid-tight probe 11 and

en akustisk mottager 33. Kretsen for driving av den akustiske senderen 32 innbefatter en sveip-signal-lagringshukommelse 29 som kan innbefatte en direkt-hukommelse (ROM) eller lignende, an acoustic receiver 33. The circuit for driving the acoustic transmitter 32 includes a sweep signal storage memory 29 which may include a read-only memory (ROM) or the like,

en digital/analogomformer 30 og et filter 31.a digital/analog converter 30 and a filter 31.

Den akustiske mottageromsetteren. 33 er vist anbragt i lengderetningen med avstand fra senderomsetteren 32. Vanlig mellomrom fra ca. 0,9 m til ca. 3 m kan bli benyttet om ønskelig. The acoustic receiver transducer. 33 is shown arranged in the longitudinal direction at a distance from the transmitter converter 32. Usual space from approx. 0.9 m to approx. 3 m can be used if desired.

Det skal forøvrig bemerkes at den akustiske senderomsetteren 32 og den akustiske mottageromsetteren 33 er akustisk koblet med borehullet ved hjelp av akustisk impedansetilpassende materiale slik som olje eller oljefylte belger eller lignende (ikke vist) på i og for seg kjent måte. Sender- og mottageromsetterne kan være piézo-elektriske omsettere. Sender- og mottageromsetterne er dimensjonert og anordnet slik at de har en lineær eller "flat" reaksjon på sveipfrekvensområdet benyttet ved foreliggende oppfinnelse. Incidentally, it should be noted that the acoustic transmitter converter 32 and the acoustic receiver converter 33 are acoustically connected with the borehole by means of acoustic impedance-matching material such as oil or oil-filled bellows or the like (not shown) in a manner known per se. The transmitter and receiver converters can be piezo-electric converters. The transmitter and receiver converters are sized and arranged so that they have a linear or "flat" response to the sweep frequency range used in the present invention.

Mens kun en akustisk sender og en akustisk mottager er vist på fig. 1, vil det imidlertid for fagmannen på området være klart at antall akustiske mottagere kan være forskjellig og antall akustiske sendere kan være forskjellig, om ønskelig. Ved et slikt tilfelle kunne forskjellige sveipmønstre bli benyttet for hver akustisk sender for å karakterisere dens utgangs-akustiske energi fra den til enhver annen akustisk sender som blir benyttet i loggeinstrumentet. While only an acoustic transmitter and an acoustic receiver are shown in fig. 1, it will however be clear to the person skilled in the art that the number of acoustic receivers can be different and the number of acoustic transmitters can be different, if desired. In such a case, different sweep patterns could be used for each acoustic transmitter to characterize its output acoustic energy from that of any other acoustic transmitter used in the logging instrument.

Sveipsignal-lagrings-hukommelsen 29 inneholder digitale tall for sveipmønsterets amplityde som skal bli tilført senderomsetteren 32 som en funksjon av tiden ved et forvalgt samplings-intervall eller hastighet. Et typisk sveipfrekvensmønster kunne f. eks. være det som er vist ved hjelp av ligningen 1. The sweep signal storage memory 29 contains digital numbers for the amplitude of the sweep pattern to be supplied to the transceiver 32 as a function of time at a preselected sampling interval or rate. A typical sweep frequency pattern could e.g. be that shown using equation 1.

I ligningen 1 er vist en sinusbølge, hvis frekvens endres på en lineær måte fra oj^ ved til aj- ved . Slike sveipfunk-sjonsamplityder kan bli frembragt av datamaskinen som en funksjon av tiden, og resultatene så lagret i en direkte-hukommelse eller ROM-anordning for påfølgende bruk ved underjordiske inn-retninger og overflateutstyr som ønsket. In equation 1, a sine wave is shown, the frequency of which changes in a linear manner from oj^ by to aj- by. Such sweep function amplitudes can be generated by the computer as a function of time, and the results then stored in a direct memory or ROM device for subsequent use by underground facilities and surface equipment as desired.

Digitale signaler fra sveipsignal-lageret ROM 29 blir lestDigital signals from the sweep signal storage ROM 29 are read

ut sekvensmessig og omformet til analoge signaler ved hjelp av en digital til analogomformer 30. Utgangen til digital/ analogomformeren 30 blir filtrert ved hjelp av lavpassfilter 31 for å fjerne det ubetydelige sample-til-sample trinnet inn-ført av digital/analogomformeren (dvs. fjerne høyfrekvenskom-ponenter) og utgangssignalene fra filteret 31 drevet av senderomsetteren. Et typisk sveipmønster slik som det beskrevet ved hjelp av ligningen 1 er vist på fig. 3. En synkronisasjons-puls blir frembragt ved begynnelsen av en sveipsyklus og blir så merket "synkro-puls" på fig. 4. Et sveipet akustisk signal som har en lineært økende frekvens og som starter ved et tidspunkt tilnærmet 0,1 millisekund etter synkroniserings-pulsen er vist. Senderdrivsignalets frekvens øker inntil et tidspunkt tilnærmet 5 millisekunder som følges av synkropulsen, som således frembringer et akustisk signal med sveipet frekvens som har tilnærmet konstant amplityde og en lineært endrende out sequentially and converted to analogue signals by means of a digital to analogue converter 30. The output of the digital to analogue converter 30 is filtered by means of low pass filter 31 to remove the negligible sample-to-sample step introduced by the digital to analogue converter (i.e. remove high-frequency components) and the output signals from the filter 31 driven by the transmitter converter. A typical sweep pattern such as that described using equation 1 is shown in fig. 3. A synchronizing pulse is produced at the beginning of a sweep cycle and is then labeled "synchro pulse" in fig. 4. A swept acoustic signal having a linearly increasing frequency and starting at a time approximately 0.1 millisecond after the synchronization pulse is shown. The frequency of the transmitter drive signal increases until a time approximately 5 milliseconds followed by the sync pulse, thus producing a swept frequency acoustic signal having approximately constant amplitude and a linearly varying

frekvens fra f.eks. 2 til 12 kHz og som har en varighet av tilnærmet 4 ms. Det er klart at andre varigheter eller andre sveipfrekvensområder kunne bli benyttet om ønskelig. frequency from e.g. 2 to 12 kHz and which has a duration of approximately 4 ms. It is clear that other durations or other sweep frequency ranges could be used if desired.

De akustiske signalene detektert av mottageromsetteren 33 blir filtrert av et båndpassfilter 34 for å fjerne ethvert støysig-nal som er fjernt fra passbåndet til det opprinnelige sveipede frekvenssignalet. Etter filtreringen blir signalene forsterket av en forsterker 35 og tilført et telemetrisystem 26 som sender det mottatte akustiske signalets bølgeform til overflaten via lederne til loggekabelen 13. The acoustic signals detected by the receiver converter 33 are filtered by a bandpass filter 34 to remove any noise signal that is far from the passband of the original swept frequency signal. After filtering, the signals are amplified by an amplifier 35 and supplied to a telemetry system 26 which sends the received acoustic signal's waveform to the surface via the conductors of the logging cable 13.

Synkroniseringen av sendesveipingen og synkronisasjonspulsen blir styrt av telemetrisystemet 36 som inneholder en nøyaktig frekvensklokke, dvs. en krystallstyrt oscillator. Synkroni-sas jonssignalet vist på fig. 3 blir sendt til overflaten slik at overflate-elektronikken kan bli nøyaktig synkronisert hver gang en sendesveipsyklus startes. I en 4 millisekunders sveip-lengde og en tilnærmet 10 millisekunders mottageropptegnings-tid, slik som den vist på fig. 4, kan hele syklusen med sende-sveipet og mottagermottagelsen sendt til overflaten bli gjen-tatt ved en repetisjonslengde på fra 10 til 20 sykluser pr. sekund. Det er klart for fagmannen på området at mottagelses-varigheten ved mottager og sendingen av mottatte signaler er en funksjon av mellomrommet mellom sender og mottager. For mellomrom i størrelsesorden av ca. 1,2 m til ca. 1,8 m er en syklus på 10 ms for mottagelse av signalet og utsendelse som vist på fig. 4, egnet. The synchronization of the transmit sweep and the synchronization pulse is controlled by the telemetry system 36 which contains an accurate frequency clock, i.e. a crystal controlled oscillator. The synchronization signal shown in fig. 3 is transmitted to the surface so that the surface electronics can be accurately synchronized each time a transmit sweep cycle is initiated. In a 4 millisecond sweep length and an approximately 10 millisecond receiver recording time, such as that shown in FIG. 4, the entire cycle of the transmit sweep and receiver reception sent to the surface can be repeated at a repetition length of from 10 to 20 cycles per second. It is clear to the person skilled in the art that the duration of reception at the receiver and the transmission of received signals is a function of the space between transmitter and receiver. For spaces in the order of approx. 1.2 m to approx. 1.8 m is a cycle of 10 ms for receiving the signal and sending it as shown in fig. 4, suitable.

Ved. overflaten detekterer en synkroniseringsdetektor og en tidsstyrekrets 18 (synkroniseringskrets) synkronisasjonssig-nalet og frembringer utgangssignalene til en analog/digital-omformer 21, en signalhukommelse 22, en korrelatorhukommelse 24 og et sveipsignal-hukommelseslager 19. Mottagersignalet fra telemetrisystemet nede i hullet blir forsterket ved en forsterker 20 og omformet til digital form av analog/digital-omformeren 21, som er synkronisert med signalet fra synkro- detektoren og synkroniseringskretsen 18. Den digitaliserte formen av det mottatte signalet blir så lagret i en signalhukommelse 22. Ved et egnet tidspunkt, som muliggjør digi-taliseringen av hele den mottatte signalbølgeformen og lagring i signalhukommelsen 22 tilfører synkroniseringsdetektoren i tidskretsen 18 en synkroniserings- eller utgangssignalpuls til sveipsignal-lagringshukommelsen 19 og til signalhukommelsen 22 som bevirker at disse to signalene blir tilført som inngangs-signal i digital form til en korrelator 23. By. surface detects a synchronization detector and a timing control circuit 18 (synchronization circuit) the synchronization signal and produces the output signals to an analog/digital converter 21, a signal memory 22, a correlator memory 24 and a sweep signal memory store 19. The receiver signal from the downhole telemetry system is amplified by a amplifier 20 and transformed into digital form by the analog/digital converter 21, which is synchronized with the signal from the synchro detector and synchronization circuit 18. The digitized form of the received signal is then stored in a signal memory 22. At a suitable time, which enables the digitization of the entire received signal waveform and storage in the signal memory 22, the synchronization detector in the timing circuit 18 supplies a synchronization or output signal pulse to the sweep signal storage memory 19 and to the signal memory 22 which causes these two signals to be supplied as an input signal in digital form to a correlator23.

Korrelatoren 23 tillater en krysskorrelasjonsfunksjon på deThe correlator 23 allows a cross-correlation function on those

to inngangssignalene som er definert ved hjelp av ligningen 2. the two input signals defined by equation 2.

I ligningen 2 er X^og Y diskrete tidsfunksjoner. Krysskorre-las jonsf unks jonene $xy er da også en diskret tidsfunksjon. Dersom X^. og Y, hver inneholder N punkter og forskyvningsver-dien f er lik sample-intervallet til X^og Y^så vil det totale antall punkter tilveiebragt ved krysskorrelatoren 23 være 2N-1. Antall produkter dannet ved krysskorrelasjonene er f. eks. for In equation 2, X^ and Y are discrete time functions. The cross-correlation function $xy is then also a discrete time function. If X^. and Y, each containing N points and the displacement value f is equal to the sample interval of X^ and Y^, then the total number of points provided by the cross-correlator 23 will be 2N-1. The number of products formed by the cross-correlations is e.g. for

2 2

N punkter lik N .N points equal to N .

Den digitale utgangen til korrelatoren 23 blir tilført en korrelatorhukommelse 24 som også blir tilført med synkroniserings-pulsene fra synkroniseringsdetektoren og synkroniseringskretsen 18 som tidligere beskrevet. Det digitale utgangssignalet fra The digital output of the correlator 23 is supplied to a correlator memory 24 which is also supplied with the synchronization pulses from the synchronization detector and the synchronization circuit 18 as previously described. The digital output signal from

korrelatorhukommelsen blir ved mottagelse av en egnet synkro-niseringspuls fra kretsen 18 tilført en digital/analogomformer 25 hvor den blir gjenomformet til analog form for å bli fremvist som.vist på fig. 5. Utgangssignalet fra digital/ana-logkorrelatoren 25 blir så filtrert via båndpassfilteret 27 og tilført opptegningsinnretning 28 for opptegning som en variabel tetthetsfremvisning som vist på den høyre halvdelen av brønnloggen som én funksjon av dybden vist på fig. 5. the correlator memory is, on receipt of a suitable synchronization pulse from the circuit 18, supplied to a digital/analogue converter 25 where it is transformed into analogue form to be displayed as shown in fig. 5. The output signal from the digital/analog log correlator 25 is then filtered via the bandpass filter 27 and supplied to plotting device 28 for plotting as a variable density display as shown on the right half of the well log as a function of depth shown in fig. 5.

Utgangssignalet fra korrelatorhukommelsen 24 blir også tilført en gangtidsdatamaskin 26 som beregner gangtiden fra senderen til mottageren for valgte ankomster ved mottageren slik som trykk-bølge-gangtiden og skjærbølgens gangtid. Trykkbølgens gangtid eller skjærbølgens gangtid blir så tilført oppteg-neren 28 for opptegning som en funksjon av dybden som vist på venstre siden av brønnloggen på fig. 5. The output signal from the correlator memory 24 is also supplied to a travel time computer 26 which calculates the travel time from the transmitter to the receiver for selected arrivals at the receiver such as the pressure wave travel time and the shear wave travel time. The travel time of the pressure wave or the travel time of the shear wave is then supplied to the recorder 28 for recording as a function of depth as shown on the left side of the well log in fig. 5.

På fig. 4 er sveipsignalet, det sammensatte mottagersignalet og krysskorrelasjonen av sveipsignalet og det sammensatte mottagersignalet vist som en funksjon av tiden. Det skal bemerkes at krysskorrelasjonens utgangssignalet fremviser topper som kan bli tydet i trykkbølge-ankomsttermer, skjærbølge-ankomster, direkte bølge-ankomster og Stonely-bølge-ankomster. Gangtidene for disse forskjellige akustiske modusene kan således bli beregnet ved hjelp av gangtidsdatamaskinen 26 ved å sammenligne disse ankomstene med synkropulsen og utlede tidsforskjellen fra disse to ankomstene. In fig. 4, the sweep signal, the composite receiver signal, and the cross-correlation of the sweep signal and the composite receiver signal are shown as a function of time. It should be noted that the cross-correlation output exhibits peaks that can be interpreted in terms of pressure wave arrivals, shear wave arrivals, direct wave arrivals and Stonely wave arrivals. The travel times for these different acoustic modes can thus be calculated using the travel time computer 26 by comparing these arrivals with the synchro pulse and deriving the time difference from these two arrivals.

Det er klart for fagmannen på området at kraftforsyningen for elektronikken nede i hullet såvel som overflate-elektronikken kan bli tilført fra en kraftforsyning 17 anbragt på overflaten via loggekabelens 13 ledere. Egnede kraftomformere nede i hullet (ikke vist) kan være anbragt i sonden 11 for å tilveiebringe driftsspenninger for de elektroniske systemene nede i hullet på i og for seg kjent måte. It is clear to the expert in the field that the power supply for the electronics down in the hole as well as the surface electronics can be supplied from a power supply 17 placed on the surface via the 13 conductors of the logging cable. Suitable power converters down the hole (not shown) can be placed in the probe 11 to provide operating voltages for the electronic systems down the hole in a manner known per se.

Fig. 2 viser en akustisk bølgeform fra en pulset omsetter slik som den benyttet i tidligere kjente. Denne akustiske bølge-formen kan bli tydet i samsvar med utbredelseshastigheten til de forskjellige modusene til den akustiske energiens utbre-delse i borehullet. Begynnelsesankomsten blir således tydet Fig. 2 shows an acoustic waveform from a pulsed converter as used in prior art. This acoustic waveform can be interpreted in accordance with the propagation speed of the different modes of propagation of the acoustic energy in the borehole. The initial arrival is thus deciphered

som den fra trykkbølgen som vanligvis forplanter seg hurtigere gjennom jordformasjonen i nærheten av et brønnborehull. Senere på den ankommende bølgeformen er energitopper som kan bli tydet som skjærbølgen,fluidumbølgen og Stonely-bølgedelene til den akustiske bølgeformen. Avhengig av mellomrommet mellom sen- such as that from the pressure wave that usually propagates faster through the soil formation near a wellbore. Later on the arriving waveform are energy peaks that can be interpreted as the shear wave, fluid wave and Stonely waveform parts of the acoustic waveform. Depending on the space between sen-

der og mottager og refleksjonene som forekommer i borehullet kan interferens mellom forskjellige forplantningsmoduser fore-komme ved tidligere kjente pulsede akustiske gangtidsmålinger for forskjellige moduser av akustiske forplantinger. Fore-, liggende oppfinnelse som benytter et bestemt eller karakteristisk variabelt frekvens-sveipsignal og korrelasjon av disse signalene med hele det akustiske bølgetoget som ankommer ved mottageromsetteren kan tilveiebringe mer lett identifiserbare utgangspulser på krysskorrelatorutgangen som vist på fig. 4 for å adskille de forskjellige ankomstene av akustiske modus-forplantningene på en måte overlegen i forhold til tidligere kjente. Det er således tilveiebragt forbedrede akustiske gangtidsmålinger av trykk-, skjær-, Stonely og andre akustiske forplantningsmoduser ved foreliggende oppfinnelse, som ved tidligere kjente anordninger var underlagt tvetydige tydinger. where and receiver and the reflections that occur in the borehole, interference between different modes of propagation can occur in previously known pulsed acoustic travel time measurements for different modes of acoustic propagation. The present invention which uses a specific or characteristic variable frequency sweep signal and correlation of these signals with the entire acoustic wave train arriving at the receiver converter can provide more easily identifiable output pulses at the cross-correlator output as shown in fig. 4 to separate the different arrivals of the acoustic mode propagations in a manner superior to the previously known. Improved acoustic travel time measurements of pressure, shear, Stonely and other acoustic propagation modes have thus been provided by the present invention, which in previously known devices were subject to ambiguous interpretations.

Det er klart for fagmannen på området at akustiske senderom-settere og akustiske mottageromsettere ifølge foreliggende oppfinnelse kan bli anbragt på forlengelsesarmer (ikke vist) og presset mot borehullets vegg om ønskelig istedet for å være anbragt i sondens hus som vist på fig. 1. En reserve-arm (ikke vist) kunne på samme måte bli benyttet om ønskelig for å presse sondehuset på fig. 1 mot en vegg av borehullet. På grunn av krysskorrelasjonens statiske vesen, er ved detekteringen av ankomstsignalene ved mottageromsetterne ved foreliggende oppfinnelse, den såkalte "veistøy" eller støy frembragt ved bevegelse av loggeinnretningen blitt minimalisert. It is clear to the skilled person in the field that acoustic transmitter transducers and acoustic receiver transducers according to the present invention can be placed on extension arms (not shown) and pressed against the borehole wall if desired instead of being placed in the probe housing as shown in fig. 1. A spare arm (not shown) could be used in the same way if desired to press the probe housing in fig. 1 against a wall of the borehole. Due to the static nature of the cross-correlation, the so-called "road noise" or noise produced by movement of the logging device has been minimized during the detection of the arrival signals at the receiver converters of the present invention.

Andre endringer og modifikasjoner som faller innenfor oppfinnelsen kan bli antydet av fagfolk på området. Følgelig er det hensikten med kravene å dekke alle slike endringer og modifikasjoner, som kan være innlysende for fagmannen på området . Other changes and modifications falling within the scope of the invention may be suggested by those skilled in the art. Accordingly, the purpose of the requirements is to cover all such changes and modifications, which may be obvious to the person skilled in the art.

Claims

1. System for measuring acoustic energy propagation characteristics in soil formations penetrated by a borehole, characterized by a fluid-tight, hollow part, dimensioned and adapted for guidance through a well borehole, and housing, device for repetitive generation of acoustic energy output signals having a alternating frequency range from a lowest frequency to a highest frequency in a characteristic swept frequency pattern, device, arranged longitudinally at a distance from the generating device, for detecting acoustic energy propagated from the generating device through the borehole and the earth formations in the vicinity of the borehole and for generating signals representative therefore, means for correlating the characteristic swept frequency pattern and the signals representative of the propagated acoustic energy, to derive correlation output signals characteristic of the arrival at the detection means of different modes of acoustic acoustic energy propagation in the borehole and the earth formations in the vicinity of the borehole, and means responsive to the correlation output signals for inferential measurements of the propagation velocity of the various modes of acoustic energy propagation.

2. System according to claim 1, characterized by a device for recording the measurements of the propagation speed of the different acoustic energy propagation modes as a function of the borehole depth.

3. System according to claim 2, characterized by a recording device for the correlation output signals as a function of the borehole depth.

4. System according to claim 1, characterized by a device for correlating the characteristic swept frequency pattern and the signals representing the propagated acoustic energy including a device for digitizing the characteristic swept frequency pattern and the signals representative of the propagated acoustic energy and a device for digital cross-correlation of the digitized signals.

5. System according to claim 4, characterized by a memory device for storing the digitized characteristic swept frequency pattern and the digitized representative signal before introducing these signals to the device for digital cross-correlation of the digitized signals.

6. System according to claim 1, characterized in that the generating device and the detecting device are placed at a distance in the longitudinal direction at a distance of several feet (0.3 cm) from each other.

7. System according to claim 6, characterized in that the generating device and the detecting device are placed in the longitudinal direction with a distance from each other of from approx. 1.2 cm to approx. 3.6 cm.

8. System according to claim 1, characterized in that the characteristic swept frequency pattern has an approximately linearly changing frequency pattern as a function of time.

9. System according to claim 8, characterized in that the characteristic swept frequency pattern has an approximately linear changing frequency pattern as a function of time, and which changes from approx. 2 kHz to approx. 12 kHz.

10. System according to claim 9, characterized in that the duration of the characteristic swept frequency pattern is approximately 4 milliseconds.

11 . Method for measuring acoustic energy propagation characteristics of soil formations penetrated by a borehole, characterized by the following steps: generating in a wellbore acoustic energy output signal having a varying frequency range from a lowest frequency to a highest frequency in a characteristic sweep frequency pattern, detecting at a distance in the longitudinal direction from the position at which the characteristic swept frequency pattern has been produced in a wellbore of acoustic energy propagation through the borehole and in the soil formations in the vicinity of the borehole and producing representative signals thereof, correlating the respective signals and the characteristic swept frequency pattern to derive correlation output signals indicating the arrival at the detection mode of the acoustic energy propagation in the soil formations and the borehole, and deriving the responses to the correlated output signals, indicating the propagation speed of the various acoustic energy modes in the borehole, and the soil formations in the vicinity of the borehole.

12. Method according to claim 11, characterized in that the steps in claim 11 are repeated at different depths in a well borehole and that the propagation speed is recorded as a function of the borehole depth.

13. Method according to claim 12, characterized in that the correlation output signals are recorded as a function of the borehole depth.

14. Method according to claim 11, characterized in that the correlation of the representative signals and the characteristic swept frequency pattern is carried out digitally by digitizing the signals and digital cross-correlation of the signals to provide digital correlation output signals.

15. Method according to claim 11, characterized in that the characteristic swept frequency pattern is an approximately linearly changing frequency pattern which is a function of time.

16. Method according to claim 15, characterized in that the linearly changing frequency pattern changes from approx. 2 kHz to approx. 12 kHz.