NO963770L - Fremgangsmåte og apparat til akustisk refleksjonslogging i borehull - Google Patents

Description

Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte og et apparat til bruk i borehullogging som innbefatter deteksjon av akustiske reflektorer i formasjonen som omgir et borehull og med bruk av akustiske signaler generert og mottatt i borehullet.

Akustiske teknikker for karakterisering av formasjoner er velkjente. Samtlige av disse teknikker innebærer å sende et akustisk signal fra en kilde til en mottaker via den interessante formasjonen. Signalets bølgelengde kan variere fra meget lave frekvenser ved seismiske anvenddelser over soniske frekvenser til ultralydfrekvenser, avhengig av den bestemte teknikk som benyttes. Det meste av borehullogging vedrører målingen av den tid et sonisk signal trenger for å gå hovedsakelig direkte fra kilden til mottakeren via formasjonen ved borehullveggen. Ofte blir de mottatte signaler filtrert for å fjerne eventuelle signaler på grunn av refleksjoner.

Seismiske undersøkelser innebærer generelt bruken av reflekterte akustiske signaler, typisk med meget lave frekvenser, for å detektere strukturer under jordens overflate. Kilden til signalene og/eller detektorene er vanligvis plassert på overflaten. Seismiske borehullteknikker plasserer en av disse inne i borehullet.

I akustiske refleksjonsundersøkelser i borehull, foretas målinger med akustiske sendere og mottakere plassert i samme borehull. Denne konfigurasjon er best egnet til å registrere reflekterte bølgefelt fra akustiske reflektorer som har små vinkler i forhold til borehullaksen. F.eks. er nesten vertikale sprekker, forkastninger og saltdomflanker gode borehullrefleksjonsmål for nesten vertikale brønner. Nesten horisontale laggrenser, fluidkontaktgrenseflater (gass/olje eller olje/vann) og små ganger innenfor reservoarer er gode mål for høytavvikende og horisontale brønner.

De ønskede hendelser (refleksjoner) i refleksjonsundersøkelser av borehull er bølger R som forplanter seg fra borehullet til reflektoren i formasjonen og tilbake til borehullet som vist på fig. 1. Et signifikant parti D av den akustiske energi fra senderen T forplanter seg imidlertid direkte til mottakergruppen. Disse direkte bølger innbefatter kompresjons- og skjærrefraksjonsbølger, rørbølger (stoneley-bølger), fluid- og borehullmoder og forskjellige foringsrørmoder hvis brønnen er foret. De direkte bølger kan også innbefatte forskjellige verktøymoder som forplanter seg langs verktøylegemet.

I akustiske loggeanvendelser benyttes noen av disse direkte bølger, f.eks. refraksjonsbølger og stoneley-bølger, til å logge formasjonsegenskaper. I refleksjonsundersøkelser er de imidlertid uønsket. De direkte bølger er typisk meget større enn refleksjonene. Et av hovedproblemene i refleksjonsundersøkelser av borehull er å sikre at registreringen av de reflekterte hendelser ikke maskeres av direktebølgehendelsene.

Refleksjonsavbildning omkring en brønn ved bruk av nedhulls akustiske målinger er tidligere foreslått. Forskjellige publikasjoner fremlegger resultater om bruk av soniske målinger til refleksjonsavbildning, se f.eks. Fortin, J.P., Rehbinder, N., og Staron, P., 1991, Reflection imaging around a well with the EVA full-waveform tool: The Log Analyst, sidene 271-278; Glangeaud, F., Vanpe, J.M., Mari, J.L., og Gavin, P., 1992, Reflection imaging around a highly deviated well using both acoustic reflection sounding an constant offset section: 62. Annual International Meeting, Society of Exploration Geophysicsts, Expanded Abstracts, 91-94; Hornby, B., 1989, Imaging of near-borehole structure using full-waveform sonic data: Geophysics, 54, pp. 747-757; Hornby, B., Murphy, W., Liu, H., og Hsu, K., 1992, Reservoir sonics: A North Sea case study: Geophysics, 57, sidene 146-160; ogNaville, C, Rehbinder, N., og Utard, M., 1984, Study of reflected events observed on microseismograms recorded with the EVA acoustic logging system: Society of Professional Well Log Analysts, Paris Chapter (SAID), 9. Annual Symposium, artikkel 10. To fremgangsmåter er blitt foreslått i forsøk på å overkomme problemene forårsaket av de nevnte direkte bølger. Den første fremgangsmåte er å benytte høye frekvenser. Rørbølger dominerer typisk de direkte bølger, spesielt ved lave frekvenser. Rørbølgeeksitasjonsfunksjonen, dvs. frekvensresponsen til rørbølgen, øker meget raskt etter hvert som frekvensen minker. Derfor kan rørbølgeforurensningen og maskeringen av de reflekterte bølger reduseres ved bruk av høyfrekvenseksitasjon. Den annen fremgangsmåte er å bruke stort for sender-mottakeravvik. I åpne hull er de mest fremtredende direkte bølger kompresjonshodebølger som ankommer først etterfulgt av skjærrefraksjonsbølger og rørbølgene. Typisk er skjærhodebølgene langsommere enn kompresjonshodebølgene med en faktor på 1,7 eller mer. Rørbølgene er nesten alltid langsommere enn skjærrefraksjonsbølgene. Følgelig er det en tidsavstand mellom kompresjons- og skjærrefraksjons-bølgenes ankomster og som øker med økende sender-mottakeravvik. Samtlige av de tidligere forslag er benyttet sender-mottakeravvik i området 10-25 fot. I disse tidligere undersøkelser er de fleste av refleksjonene benyttet til avbildning blitt observert med store sender-mottakeravvik i perioden mellom ankomsten av de to refraksjonsbølger.

Den tidligere fremgangsmåte til borehullavbildning, med store avvik og høye frekvenser er anvendt, men avstanden mellom brønnen og reflektorene som kan avbildes med denne fremgangsmåte er svært begrenset. Den første begrensning skyldes bruken av høye frekvenser. Svekkingen av bølger i formasjoner øker eksponensielt med økende frekvens. Følgelig begrenser bruken av høye frekvenser direkte inntrengningsdybden til akustiske bølger bortenfor borehullet. Den annen begrensning skyldes den begrensede utstrekning av det tidsmessige tidlige vindu med stor avvik benyttet i avbildningen. Avbildningsområdet bort fra borehullet er begrenset av sender-mottakeravvik. Dette skyldes det faktum at i de fleste tilfeller ankommer bare de reflekterte hendelser før skjærrefraksjonsbølgen (og/eller rørbølger eller andre direkte bølger) pålitelig kan benyttes i avbildningsreflektorer. Senere hendelser som kommer fra dypere reflektorer, er maskert av de direkte bølger. Enkle modelleringsundersøkelser angir at når skjærrefraksjonsbølgene er store nok til å maskere refleksjonene, så er den maksimale avstand som kan avbildes fra brønnen ca. 0,6 ti. 0,8 ganger sender-mottakeravviket.

Fremgangsmåten med stort avvik kan svikte fullstendig i forede hull og i nærvær av direkte verktøymodeankomster. Dette er fordi ankomsttidene i forings- og verktøymodene lett kan være like tidlig som eller tidligere enn formasjonskompresjonsbølgene. Videre blir noen av disse moder meget effektivt eksitert i smale frekvensbånd med lange, oscillerende bølgetog som dekker tidsdomenet. Når disse direkte bølger eksiteres sterkt, kan de fullstendig maskere alle refleksjoner i dette tidsmessig tidlige vindu med stort avvik.

Akustiske refleksjonsteknikker er blitt foreslått til andre anvendelser enn i borehull. US 4 916 400 foreslår en ultralydlære for å bestemme størrelsen og formen til et borehull i en boreoperasjon. En ultralydkilde i et vektrør sender borehullveggen signaler som reflekteres tilbake og detekteres ved vektrøret og analyseres for å bestemme borehullets egenskap. Andre refleksjonsteknikker, spesielt avbildningsteknikker, er blitt foreslått til bruk i forede borehull, spesielt for å evaluere foringen selv eller sementsammenføyningen i ringrommet mellom foringen og formasjonen. Eksempler på slike teknikker kan finnes i US 4 244 798, US 5 001 676, US 5 274 604 og EP 0549419A. Endelig foreslår US 4 289 953 bruken av ultralydtilbakespredning fra korn i en åpen borehulloverflate å bestemme kornstørrelsen og fordelingen i formasjonen.

Det er en hensikt med den foreliggende oppfinnelse å skaffe en fremgangsmåte for akustisk refleksjonslogging ved hvilken de ovenfor identifiserte problemer er mindre vesentlige og som alle tillatte målinger foretatt dypere inn i formasjonen bort fra borehullet.

I sin videste forstand omfatter en fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen å generere et akustisk signal med en sender i et borehull og som stråler inn i formasjonen som omgir borehullet, slik at det reflekteres tilbake fra eventuelle reflekterende strukturer, og å detektere de reflekterte signalene med en mottaker i borehullet etter ankomsten av akustiske signaler som har gått direkte fra senderen til mottakeren.

I den videste forstand omfatter et apparat i henhold til oppfinnelsen et verktøy med en akustisk sender og mottaker og en anordning for å detektere akustiske signaler som er blitt reflektert fra reflekterende strukturer i formasjonen som omgir et borehull etter ankomsten av signaler som går direkte fra sender til mottaker.

Prinsippet bak den foreliggende oppfinnelse er å sikre at de reflekterte signaler ankommer ved detektoren etter de direkte signaler fra senderen. Dette oppnås ved å sikre at avviket mellom sender og mottaker er relativt lite, slik at veien for det direkte signal er kort sammenlignet med veien for det reflekterte signal og ved å måle de reflekterte signaler etter det siste tidsrom av et direkte signal nådde detektoren.

En spesielt foretrukket bruk av oppfinnelsen er avbildning av formasjonen omkring borehullet. De reflekterte signaler kan analyseres for å identifisere posisjonen til de reflekterende strukturer i formasjonen relativt til borehullet, og posisjonene kan representeres som et bilde som kan benyttes til å karakterisere formasjonen.

Det er foretrukket å benytte en eller flere grupper av sendere og mottakere. Aksiale grupper skaffer økte amplituder for reflekterte hendelser med hensyn til rørbølger. Asimutale grupper tillater bestemmelsen av den asimutale posisjon av reflekterende legemer i formasjonen med hensyn til borehullet. Med aksiale grupper er flere arrangementer mulige. Samtlige senderelementer kan plasseres like ved siden av hverandre, og alle detektorelementer plasseres like ved siden av hverandre for å skaffe to sidestilte grupper, en enkelt sendergruppe kan ha et par av detektorgrupper på hver side av seg eller omvendt, eller sender- og mottakerelementene kan flettes inn i en enkelt gruppe. Det er også mulig å benytte en gruppe med felles sender- og mottakerelementer.

Frekvensen til de overførte akustiske signaler avhenger av formasjonens art og den ønskede undersøkelsesdybde. Frekvensene kan gå fra 100 Hz eller lavere for avbildning med lang rekkevidde i et svekkende medium og opp til 20 kHz eller høyere for kort rekkevidde og avbildning med høy oppløsning i et ikke-svekkende medium.

For å hindre at en del av det direkte rørbølgesignal forplanter seg forbi detektoren og reflekteres tilbake fra detektoren fra strukturer inne i borehullet, slik at det interfereres med de reflekterte signaler fra formasjonen, er det foretrukket å benytte en eller flere svekkere anordnet i verktøystrengen. Disse har foretrukket den form som er beskrevet i den samtidige inngitte US-søknad nr. 08/527736 (som det her skal henvises til). Fig. 1 viser et generelt skjematisk riss av et refleksjonsavbildningssystem for et borehull. Fig. 2 viser et plott av direkte bølgeankomster for forskjellige sender-mottakeravvik. Fig. 3 viser et plott av reflekterte bølgeankomster fra en enkelt reflektor. Fig. 4 viser et skjematisk riss av et refleksjonsavbildningssystem for et borehull og i henhold til oppfinnelsen. Fig. 5a-d viser forskjellige arrangementer av sender- og mottakergrupper til bruk i oppfinnelsen. Fig. 4 viser et skjematisk riss av et akustisk refleksjonsavbildningssystem for et borehull i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelse. Et sonisk refleksjonsavbildningsverktøy 10 er vist senket ned med en armert flerlederkabel inn i borehullet 14, som kan være foret eller uforet, for å foreta soniske målinger for avbildning av den underjordiske formasjon 16. Verktøyet 10 er forsynt med en sendergruppe 18 og en mottakergruppe 20 umiddelbart tilstøtende den førstnevnte. Separasjonen av sender- og mottakergruppen er innrettet så liten som mulig, slik det skal forklares nedenfor. En eller flere rørbølgesvekkere 22 er anordnet på begge ender av sender/mottakergruppeseksjonen for å redusere interferenseffekter fra reflekterte rørbølger i borehullet. Disse svekkere og deres virkemåte er beskrevet i detalj i den samtidig søkte US-søknad nr. 08/527736 som det her skal henvises til.

Verktøyet 10 er innrettet til bevegelse opp og ned i borehullet 14, og mens verktøyet 10 beveges, genererer sendergruppen 18 periodisk et sonisk signal. Det genererte soniske signal går gjennom borehullet og/eller gjennom formasjonen hvor det reflekteres av underjordiske strukturer, og mottakeren i mottakergruppen 20 detekterer typisk noe energi som skyldes det genererte signal. Mekanismen for å bevege verktøyet 10 i borehullet innbefatter kabelen 12 som strekker seg til et skivehjul 24 på overflaten av formasjonen og deretter til en passende trommel- og vinsjmekanisme 26 som hever og firer verktøyet 10 i borehullet etter ønske. Elektrisk forbindelse mellom sendergruppen 18 og mottakergruppen 20 på den ene side og overflateutstyret på den annen side fås ved en passende flerelements slepering- og børstekontaktmontasje 28 forbundet med trommel- og vinsjmekanismen 26. En enhet 30 inneholder verktøykontroll- og forbehandlingskretser som sender elektriske signaler til verktøyet 10 og mottar andre elektriske signaler (soniske logger) derfra via kabelen 12 og montasjen 28. Enheten 30 samvirker med en dybderegistrator 32 som utleder dybdenivåsignaler fra et dybdemålehjul 34 slik at signalene fra mottakergruppen 20 knyttes til de respektive dybdenivåer i borehullet 14. Utgangssignalene fra mottakergruppen 20 sendes etter valgfri forbehandling i enheten 30 til et signallager 36 som også kan motta signalene fra eller via dybderegistratoren 32 slik at de soniske mottakerutgangssignaler knyttes til respektive dybdenivåer i borehullet 14. Lageret 36 kan lagre utgangssignalene fra mottakergruppen 20 i form av digitale soniske loggmålinger. Lageret 36 kan omfatte en magnetisk lagringsinnretning så som en plate eller bånd og/eller andre lagringsmedier så som halvlederminnekretser eller ekvivalente minnekretser. De digitale data kan da behandles for å skaffe et bilde av undergrunnsformasjonen som omgir borehullet. Datamigrasjon av kirchhoff-typen, slik som vanlig benyttet i seismisk prosessering, benyttes til å utlede et bilde av de reflekterende strukturer omkring borehullet.

Sendergruppen 18 omfatter syv piezoelektriske monopolkildeelementer 18' anordnet side om side langs verktøyet 10. Hvert element 18' er hovedsakelig det samme som monopolkilden benyttet i konvensjonell sonisk logging. Til forskjell fra soniske målinger for kompresjons- og skjærbølgehastigheter langs borehullet må det soniske avbildningsverktøy imidlertid avbilde reflektorer bortenfor borehullet. For at bølgene skal trenge dypere inn i formasjonen, er en høyeffektsender nødvendig for å overvinne tapet generert av mediet såvel som amplitudefallet med avstanden på grunn av den geometriske spredning. Med plass- og spenningsbegrensningene forekommende i et borehullverktøy, er det vanskelig å realisere en enkelt høyeffektsender med begrenset verktøyplass. Følgelig er løsningen derfor å benytte en gruppe av kilder som beskrevet ovenfor, for å forsterke den utstrålte akustiske effekt. I tillegg til det høyere effektkrav er også kvaliteten til kildebølgeformen meget viktig, fordi det ikke er mulig å generere et skarpt bilde med en etterklingende kilde. Den ideelle kilde for avbildning vil sannsynligvis ha høy effekt såvel som god gjengivelse, hvilket krever en kompakt kildesignatur.

For å stråle akustisk energi effektivt, er transduserne 18' utført for å arbeide nær geometriske resonanser som uunngåelig vil ringe i lang tid. En dempingsmekanisme er blitt innført for å stoppe denne ringingen og omfatter et gummi-wolframstøttemateriale for den akustiske signalkilde for å skaffe en god impedanstilpasning såvel som demping av den tilføyde konstruksjon. Gummi-wolframstøtten forhindrer også ytterligere fluidmåleeksitasjon når transduseren er neddykket i fluidet. Gummi-wolframkompositten omfatter et butylgummiskjelett fylt med wolframpulver. Impedansen og svekkingen til støtten vil avhenge av prosenten av wolfram, graden av pulverkompaktering og graden av vulkanisering såvel som gummiens hefting til pulveret.

Pakkingen av elementene 18' i gruppen 18 kan vesentlig endre vibrasjonsmoden til gruppekilden. En god pakking av gruppekilden vil sikre lang tids pålitelighet av gruppekilden og forhindre ytterligere vibrasjoner eller interferens med elementer bortenfor akkurat den akustiske overlagring av hvert individuelt element. Myke teflonskiver er satt mellom hvert transduserelement for å forhindre elektrisk lysbuedannelse mellom dem og samtidig for å isolere i vibrasjonsisolasjon mellom to naboelementer. Det has en senterstav av stål for å holde og føre hvert element langs verktøyet. Gruppen 18 er fjærbelastet ved endene for å ta hånd om bøying av verktøyet og varmeutvidelser av elementene 18'. Gruppen 18 blir deretter lukket i en oljefylt belg (ikke vist) for å isolere den fra borehullfluidet og samtidig skaffe trykkompensasjon.

Hovedproblemet er at utstrålingsmønsteret kan forandre seg til uønskede retninger eller begrense plasseringen av mottakerposisjonene. En styrbar gruppekilde kan overvinne dette problemet. Den koherente bølgefront generert av kildegruppen kan styres hvis avfyringen av hvert element i rekkefølge forsinkes. Styringsvinkelen vil avhenge av graden av forsinkelse av hvert kildeelement. I vann vil f.eks. en tredve graders styring bort fra gruppens normal typisk kreve en forsinkelse på 50 mikrosekunder av hvert gruppeelement adskilt innbyrdes med 3,5 tommer fra senter til senter. Dette kan oppnås ved enten å benytte den samme effektforsterker og å forbinde en tidsforsinkelsesinnretning mellom hvert kildeelement eller ved å benytte flere effektforsterkere og hver med sin uavhengige tidsstyring.

Mottakergruppen 20 omfatter åtte mottakerstasjoner som er adskilt innbyrdes vertikalt med 6 tommer, idet hver stasjon har fire mottakerelementer anordnet ved omkretsen med 90° intervaller omkring verktøyet, slik at det samlet fås 32 mottakerelementer. Signalet detektert ved hvert element registreres separat, og signalene mottatt av gruppen analyseres for å skaffe retningen og avstanden av de reflekterende strukturer fra borehullet.

Arrangementet av sender- og mottakergruppene beskrevet ovenfor er for tiden foretrukket. Andre konfigurasjoner som kan være egnet, er vist skjematisk på fig. 5a-d. Fig. 5a viser en sentral sendergruppe Ta med mottakergrupper Ra anordnet på hver side av seg. Fig. 5b viser den omvendte situasjon med sendergrupper Tb en på hver side av mottakergruppen Rb, fig. 5c viser en gruppe av interfolierte sender- og mottakerelementer Tc; Rc, og fig. 5d viser en gruppe av felles sender- og mottakerelementer Trd. I hvert av disse tilfeller vil rørbølgesvekkere (ikke vist) være anbragt på hver ende av gruppen som vist på fig. 4.

Fig. 2 viser forskjellige hendelser som vil registreres i en typisk refleksjonsundersøkelse av et borehull. Horisontalaksen er sender-mottakeravviket, vertikalaksen er tiden og plottet viser beregnede teoretiske bølgeformer av bare direkte bølger. Kurvene, markert 5 fot, 10 fot, 30 fot, tegnet på bølgeformene som representerer stedene for refleksjonene på grunn av reflektorer parallelle til borehullaksen ved tilsvarende avstander. Det er i dette tidsforskjøvede rom to vinduer som ikke er maskert av store direkte bølger. Det tidlige vindu med stort avvik er det firkantede område (markert X på fig. 2) mellom kompresjons- og skjærrefraksjonsbølgenes ankomst. Det sene tidsvindu med lite avvik er den nedre høyre del av plottet som følger etter borehullmodene (markert Y på fig. 2). Den foreliggende oppfinnelse er basert på den mest effektive bruk av vinduet med lite avvik.

Den foreliggende oppfinnelse benytter små sender-mottakeravvik (separasjon av nærmeste sender og mottaker) sammenlignet med kjent teknikk. Avvik velges slik at refleksjonene ankommer ved mottakerne etter de direkte bølger. I dette sene vindu med lite avvik overlapper ikke refleksjonene de direkte bølger uansett avstanden fra borehullet til reflektoren. Følgelig er avbildningsavstanden bortenfor borehullet vesentlig forbedret. Da rørbølgene ikke er av betydning i dette vindu, kan kilder med lavere frekvenser (så lave som nødvendige) benyttes til å redusere svekking, idet dette ytterligere øker rekkevidden. Det laveste avvik som kan oppnås, er begrenset av de fysiske krav til verktøyet og kan være så lite som 0,5 fot avhengig av den benyttede sender- og mottakerkonfigurasjon.

Fremgangsmåten med vindu med stort avvik, som beskrevet ovenfor i relasjon til kjent teknikk, begrenser sterkt avbildningsrekkevidden for reflektorer bortenfor borehullet. Dette skyldes flere grunner. For det første er i de fleste tilfeller dette vindu avsluttet av skjærrefraksjonsbølgen og rørbølger som typisk er meget større enn de reflekterte kompresjonsbølger.

For en reflektor parallell til borehullaksen er ankomsttiden for en kompresjonsbølgerefleksjon tilnærmet gitt av

hvor range er avstanden fra reflektoren til borehullet, offset er sender-mottakeravviket og vp er kompresjonsbølgehastigheten. De direkte skjærbølgeankomsttider som definerer slutten på avbildningsvinduet, er gitt av Den fra borehullet maksimale avstand som kan avbildes med fremgangsmåten med stort avvik, fås ved å sette ligning (1) lik ligning (2) og løse med hensyn på rekkevidde, hvilket gir

For eksempel er maksimumrekkevidden for en typisk verdi av -v5<->=1,73,1

gitt av rangemaks« 0,7 offset. På mer generell form representerer vsovenfor hastigheten til den første dominerende direkte bølge som følger etter kompresjonsrefraksjonsbølgen. Denne fremgangsmåte som benyttes av den foreliggende oppfinnelse som gjør bruk av vinduer med lite avvik, har ikke noen maksimal rekkeviddebegrensning på grunn av en eventuell direkte bølgeankomst fordi refleksjonene er plassert bak dem. Det has imidlertid en minimumsbegrensning av rekkevidde. Som angitt på fig. 2, kan refleksjoner fra meget nære reflektorer maskeres av ringingen av de direkte bølger. Varigheten av ringingen er omvendt proporsjonal med båndbredden til den direkte bølge, og den avhenger i høy grad av innsamlingsparameterne så som senderens spektralutgangssignal. Resonansfrekvensene til de interfererende direkte bølger bør unngås for å redusere ringevarigheten. For et medium med

en kompresjonshastighet på 10000 fot/s (100 us/fot) er minimumrekkevidden omtrent 5 fot for en båndbredde på 1 kHz og 10 fot for en båndbredde på 500 Hz.

Den annen grunn til denne rekkeviddebegrensning has fremgangsmåten med stort avvik er den raske reduksjon i amplitudene til de reflekterte bølger på

grunn av geometrisk spredning og svekking. Amplitudereduksjonen på grunn av geometrisk spredning er omtrent proporsjonal med den totale avstand som er gjennomløpt av eller ankomsttiden til den reflekterte hendelse. Som vist på fig. 2, blir ved for stort avvik refleksjonsstråleveien lengre og følgelig

minker amplituden. Amplitudereduksjonen med store avvik på grunn av svekking kan være enda mer vesentlig enn den geometriske spredning. Avhengigheten mellom amplitudene til de reflekterte bølger og svekking, frekvens og avstand er gitt av

hvor/er frekvensen, d er refleksjonsstråleveien og Q er et tall som representerer svekkingsegenskapene til et medium, g-verdien kan variere betydelig, fra 5 for et sterkt svekkende medium til 100 for et ideelt ikke-svekkende medium. Den ovenstående ligning viser at amplitudereduksjonen på grunn av svekking øker eksponensielt med den reflekterte hendelsesforplantningsveilengde som øker med avviket. Denne ligning angir også at bruk av små avvik og lave frekvenser er spesielt avgjørende for avbildning i formasjoner med langsom og lav Q, hvor produktet vpQ kan være meget lite. Frekvensene som benyttes, kan variere fra 100 Hz (eller mindre) for avbildning med lang rekkevidde i svekkende medium, til 20 kHz (eller høyere) for avbildning med kort rekkevidde og høy oppløsning i ikke-svekkende medium.

En annen fordel med små sender-mottakeravvik er at refleksjonene blir enklere (dvs. lettere tolkbare) og sterkere etter hvert som avvikene minker. Punktkilder, i borehullfluid eller festet til borehullveggen, genererer både kompresjons- og skjærbølgestråling inn i mediet. Spesielle former av strålingsmønstrene avhenger av medium- og borehullfluidegenskapene, men det er noen egenskaper som er felles for alle tilfeller. Kompresjonsstrålingen er maksimal i retningen perpendikulær på borehullaksen (borehullnormal) og avtar etter hvert som vinkelen til borehullnormalen øker. På grunn av resiprositet er mottaksmønsteret ved en mottaker det samme som strålingsmønsteret til en kilde. Følgelig forløper den kombinerte virkning i refleksjonsmåling som kvadratet av strålingsmønsteret. Som angitt på fig. 2 kommer stråleveier for reflektert bølge nærmere borehullnormalen både ved kilde og mottakere ved små avvik og gir amplitudeøkninger i refleksjonene.

På fig. 2 er ankomsttidene for refleksjonene for enkelthets skyld representert bare av en kurve pr. reflektor. I elastiske medier, såsom underjordiske formasjoner, has det fire reflekterte hendelser forbundet med hver reflektor. Fig. 3 viser slike typiske hendelser på grunn av en enkelt reflektor parallell til borehullaksen. Det er fire refleksjonshendelser som representerer kombinasjoner av innfallende P (kompresjon) eller S (skjær) og reflektert P eller S. Refleksjoner fra P til P blir sterkere ved små avvik delvis på grunn av strålingsmønsteret og delvis på grunn av refleksjonskoefifsientvariasjoner avhengig av reflektorens innfallsvinkel. En viktig iakttagelse er at de reflekterte hendelser bortsett fra P til P forsvinner ved små avvik og etterlater bare en sterk hendelse som refleksjonen fra en grenseflate. Dette gjør de registrerte bølgeformer ved små avvik meget enklere å prosessere og tolke.

En annen fordel med konfigurasjonen med lite avvik er anvendelsen i forede borehull hvor metoden med stort avvik kan svikte fullstendig. I jorede borehull has det i tillegg til direkte ankomster som foreligger i åpne borehull, foringsmoder som kunne forplante seg med hastigheter lik eller større enn kompresjonsrefraksjonsbølgens. Disse bølger kunne dominere avbildningsvinduet med stort avvik mellom kompresjons- og skjærrefraksjonsbølgene og maskere refleksjoner med mindre amplitude. Graden av "ringing" (dvs. tidsvarigheten) til disse moder avhenger av tilstanden til sementen som binder foringen til formasjonen, idet denne tilstanden vanligvis ikke lar seg predikere. Det sene avbildningsvindu med lite avvik bak stoneley- og skjærbølgene kan benyttes til avbildning, til og med i forede borehull. Det vil være en minimumrekkevidde (f.eks. 5-10 fot) som beskrevet tidligere, avhengig av båndbredden til foringsmodene ved korte avvik.

Signalene mottatt av mottakerelementene behandles i alt vesentlig på samme måte som signaler mottatt av elementene i en seismisk gruppe, og et bilde dannes med bruk av de samme teknikker. Således kan et bilde dannes langs borehullaksen (dybdeakse) og asimutalt omkring borehullet.

Claims (20)

1. Fremgangsmåte til å kjennetegne en underjordisk formasjon som omgir et borehull, karakterisert ved at den omfatter a) å sende et akustisk signal fra et sendersted i borehullet slik at det stråles i det minste delvis inn i formasjonen og reflekteres tilbake til borehullet fra de reflekterende strukturer i formasjonen, b) å detektere ved et mottakersted ankomster av reflekterte akustiske signaler som finner sted etter ankomsten av akustiske signaler som hovedsakelig er gått direkte fra senderstedet til mottakerstedet, og c) å benytte de detekterte ankomster av de reflekterte signaler til å kjennetegne formasjonen.

2. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at de detekterte ankomster av reflekterte signaler benyttes til å identifisere posisjoner av reflekterende strukturer i formasjonen omkring borehullet.

3. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at deteksjonen av ankomster av reflekterte signaler omfatter deteksjon av kompresjonsbølger.

4. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at deteksjonen av reflekterte signaler omfatter deteksjon av signaler ved en rekke radiale posisjoner i borehullet slik at retningen til de reflekterende strukturer kan bestemmes.

5. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at senderstedet og mottakerstedet hovedsakelig er innbyrdes tilstøtende.

6. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at trinnet for å sende det akustiske signal omfatter å sende signaler fra en gruppe av sendere ved senderstedet.

7. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at deteksjonen av de reflekterte signaler omfatter deteksjon av signalene ved en gruppe av detektorer ved senderstedet.

8. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at de detekterte ankomster for reflekterte signaler benyttes til å generere et bilde av formasjonen.

9. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at senderstedet og mottakerstedet befinner seg ved hovedsakelig samme posisjon i borehullet.

10. Apparat for å kjennetegne en underjordisk formasjon som omgir et borehull, karakterisert ved at det omfatter et verktøylegeme, en akustisk sender plassert i verktøylegemet, en akustisk mottaker plassert i verktøylegemet og adskilt fra senderen med en liten avstand slik at tiden som et akustisk signal bruker på å gå fra senderen til mottakeren, er mindre enn tiden som et tilsvarende akustisk signal bruker på å gå fra senderen inn i formasjonen, reflekteres fra en struktur i formasjonen og returnere til mottakeren.

11. Apparat i henhold til krav 10, karakterisert ved at senderen omfatter en gruppe av senderelementer.

12. Apparat i henhold til krav 10, karakterisert ved at mottakeren omfatter en gruppe av mottakerelementer.

13. Apparat i henhold til krav 10, karakterisert ved at det omfatter minst en rørbølgesvekker forbundet med verktøylegemet.

14. Apparat i henhold til krav 13, karakterisert ved at senderen og mottakeren er anordnet mellom et par av rørbølgesvekkere.

15. Apparat i henhold til krav 11, karakterisert ved at elementene i gruppen drives som en fasestyrt gruppe for å overføre et signal inn i formasjonen i en forhåndsbestemt retning.

16. Apparat i henhold til krav 12, karakterisert ved at elementene i gruppen drives som en fasestyrt gruppe for å motta signaler fra en forhåndsbestemt retning.

17. Apparat i henhold til krav 12, karakterisert ved at elementene er anordnet omkring en akse av verktøylegemet.

18. Fremgangsmåte for å avbilde en underjordisk formasjon som omgir et borehull, karakterisert ved at den omfatter a) å sende et akustisk signal fra et sendersted inn i borehullet slik at det minste delvis stråles inn i formasjonen og reflekteres tilbake til borehullet fra reflekterende strukturer i formasjonen, b) å detektere ved et sendersted ankomster av reflekterte akustiske signaler som finner sted etter ankomsten av akustiske signaler som har gått hovedsakelig direkte fra senderstedet til mottakerstedet, og c) å gjenta trinnene a) og b) ved en rekke dybder langs borehullet og benytte de detekterte ankomster av de reflekterte signaler fra hver dybde til å generere et bilde av reflekterende strukturer i formasjonen som omgir borehullet.

19. Fremgangsmåte i henhold til krav 18, karakterisert ved at trinnene a) og b) utføres med bruk av et verktøy som omfatter grupper av sender- og mottakerelementer.

20. Fremgangsmåte i henhold til krav 18, karakterisert ved at ankomsten av direkte og reflekterte signaler detekteres og bare reflekterte signaler benyttes til å generere bildet.