RU2018140060A - Способы и системы для определения направлений быстрых и медленных поперечных волн в анизотропном пласте с применением прибора для каротажа в процессе бурения - Google Patents
Способы и системы для определения направлений быстрых и медленных поперечных волн в анизотропном пласте с применением прибора для каротажа в процессе бурения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2018140060A RU2018140060A RU2018140060A RU2018140060A RU2018140060A RU 2018140060 A RU2018140060 A RU 2018140060A RU 2018140060 A RU2018140060 A RU 2018140060A RU 2018140060 A RU2018140060 A RU 2018140060A RU 2018140060 A RU2018140060 A RU 2018140060A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- receivers
- excitation
- wave
- wave patterns
- fast
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 24
- 230000008569 process Effects 0.000 title 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 claims 14
- 239000013598 vector Substances 0.000 claims 12
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 9
- 238000005452 bending Methods 0.000 claims 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 7
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
- G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
- G01V1/48—Processing data
- G01V1/50—Analysing data
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/284—Application of the shear wave component and/or several components of the seismic signal
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2200/00—Details of seismic or acoustic prospecting or detecting in general
- G01V2200/10—Miscellaneous details
- G01V2200/16—Measure-while-drilling or logging-while-drilling
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/40—Transforming data representation
- G01V2210/47—Slowness, e.g. tau-pi
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/62—Physical property of subsurface
- G01V2210/626—Physical property of subsurface with anisotropy
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Claims (48)
1. Способ определения свойств анизотропного пласта, окружающего ствол скважины, включающий в себя:
предоставление прибора для каротажа в процессе бурения, который выполнен с возможностью перемещения по стволу скважины, причем прибор для каротажа в процессе бурения содержит по меньшей мере один дипольный источник акустических волн, удаленный от ряда приемников;
задействование по меньшей мере одного дипольного источника акустических волн для возбуждения изменяющегося во времени поля давления в анизотропном пласте, окружающем ствол скважины, во время перемещения прибора для каротажа в процессе бурения;
применение ряда приемников для измерения волновых картин, образующихся под воздействием изменяющегося во времени поля давления в анизотропном пласте, окружающем ствол скважины, во время перемещения прибора для каротажа в процессе бурения; и
обработку волновых картин, измеренных рядом приемников, для определения значения параметра, которое представляет направленность поперечных волн в анизотропном пласте, окружающем ствол скважины.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перемещение прибора для каротажа в процессе бурения включает в себя по меньшей мере одно из вращательного и скользящего движения прибора для каротажа в процессе бурения.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что значение параметра представляет направление быстрой поперечной волны в анизотропном пласте.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что значение параметра представляет направление медленной поперечной волны в анизотропном пласте.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что параметр, представляющий направленность поперечных волн в анизотропном пласте, применяют для генерирования искусственно повернутых волновых картин, и искусственно повернутые волновые картины применяют для оценки интервального времени поперечных волн дипольного источника в пласте.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что:
по меньшей мере один дипольный источник акустических волн производит первое и второе возбуждения ориентированного волнового поля дипольного излучателя в стволе скважины в различных азимутальных направлениях; и
обработка включает в себя обработку волновых картин, измеренных рядом приемников во временной области для первого и второго возбуждения, для оценки функции затрат, включающей в себя поворот четырехкомпонентных векторов данных.
7. Способ по п. 7, отличающийся тем, что:
четырехкомпонентные вектора данных определяют комбинированием вектора данных, полученного в результате первого возбуждения, и повернутого вектора данных, полученного в результате второго возбуждения.
8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что:
вектор данных, полученный в результате первого возбуждения, определен продольными и поперечными волновыми картинами, полученными рядом приемников и соответствующими первому возбуждению; и
повернутый вектор данных, полученный в результате второго возбуждения, определен продольными и поперечными волновыми картинами, полученными рядом приемников и соответствующими второму возбуждению.
9. Способ по п. 6, отличающийся тем, что:
функцию затрат оценивают для минимизации суммы недиагональных элементов по ряду временных выборок и приемников из ряда приемников.
10. Способ по п. 6, отличающийся тем, что:
функция затрат включает в себя общую энергию поперечных волн матрицы данных повернутых четырехкомпонентных векторов данных по ряду временных выборок и приемников из ряда приемников.
11. Способ по п. 6, отличающийся тем, что:
функция затрат ограничена нижним и верхним пределами для разности в азимутальном направлении между первым и вторым возбуждениями.
12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что:
нижний и верхний пределы для разности в азимутальном направлении определяют по выходному сигналу датчика прибора для каротажа в процессе бурения, который измеряет азимутальное направление в первом и втором возбуждении.
13. Способ по п. 1, отличающийся тем, что:
по меньшей мере один дипольный источник акустических волн производит заранее заданное возбуждение ориентированного волнового поля дипольного излучателя в стволе скважины в конкретном азимутальном направлении; и
обработка включает в себя обработку волновых картин, измеренных рядом приемников в частотной области для предварительно заданного возбуждения, для оценки функции затрат, которая основана на модели распространения дисперсии, построенной по волновым картинам.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что:
функция затрат включает в себя волновые картины частотной области для множества приемников и множества частотных точек.
15. Способ по п. 13, отличающийся тем, что:
функцию затрат оценивают для максимизации энергии, спроецированной на сигнальное подпространство, определенное двумя функциями Бесселя J(ω) и Y(ω) вдоль дисперсий быстрой и медленной изгибных мод волновых картин.
16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что:
функция Бесселя J(ω) задана с возможностью учета изгибной моды пласта; и
функция Бесселя Y(ω) задана с возможностью учета распространения изгибной волны утяжеленной бурильной трубы в кольцевом пространстве между вращающимся прибором для каротажа в процессе бурения и пластом, а также столкновения между движущимся прибором для каротажа в процессе бурения и пластом.
17. Способ по п. 15, отличающийся тем, что:
функция затрат включает в себя набор частотных точек, которые выбраны на основе рассчитанной дисперсии быстрой и медленной изгибных мод.
18. Способ по п. 13, отличающийся тем, что:
модель распространения определяют поворотом двухкомпонентных векторов данных по набору из одного или более предварительно определенных углов поворота.
19. Способ по п. 18, отличающийся тем, что:
двухкомпонентные вектора данных определяют продольными и поперечными волновыми картинами, полученными рядом приемников, которые соответствуют предварительно заданному возбуждению.
20. Способ по п. 18, отличающийся тем, что:
модель распространения определяют поворотом двухкомпонентных векторов данных на множество предварительно заданных углов поворота и выбором повернутых двухкомпонентных векторов данных, которые демонстрируют наибольшее расщепление дисперсий изгибных мод.
21. Способ по п. 20, отличающийся тем, что:
набор из одного или более предварительно определенных углов поворота задан для охвата направления быстрой поперечной волны пласта, на основе направлений быстрой поперечной волны, полученных с других глубин пласта.
22. Способ по п. 18, отличающийся тем, что:
повернутые двухкомпонентные вектора данных используют для оценки дисперсии быстрой и медленной изгибных мод, возникающих из предварительно заданного возбуждения звукового дипольного излучателя; и
рассчитанную дисперсию быстрой и медленной изгибных мод используют для определения модели распространения.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201662322870P | 2016-04-15 | 2016-04-15 | |
US62/322,870 | 2016-04-15 | ||
PCT/US2017/027282 WO2017180795A1 (en) | 2016-04-15 | 2017-04-13 | Methods and systems for determining fast and slow shear directions in an anisotropic formation using a logging while drilling tool |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2018140060A true RU2018140060A (ru) | 2020-05-15 |
Family
ID=60041912
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018140060A RU2018140060A (ru) | 2016-04-15 | 2017-04-13 | Способы и системы для определения направлений быстрых и медленных поперечных волн в анизотропном пласте с применением прибора для каротажа в процессе бурения |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US11119237B2 (ru) |
RU (1) | RU2018140060A (ru) |
WO (1) | WO2017180795A1 (ru) |
Families Citing this family (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10809400B2 (en) | 2015-10-27 | 2020-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Determining shear slowness based on a higher order formation flexural acoustic mode |
WO2017180795A1 (en) | 2016-04-15 | 2017-10-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for determining fast and slow shear directions in an anisotropic formation using a logging while drilling tool |
US11015443B2 (en) * | 2016-06-01 | 2021-05-25 | Schlumberger Technology Corporation | Estimation of horizontal stresses and nonlinear constants in anisotropic formations such as interbedded carbonate layers in organic-shale reservoirs |
US11150370B2 (en) * | 2018-06-06 | 2021-10-19 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Directional near wellbore imaging visualization |
US10989824B2 (en) * | 2019-06-13 | 2021-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Depth-dependent mud density determination and processing for horizontal shear slowness in vertical transverse isotropy environment using full-waveform sonic data |
WO2021257097A1 (en) | 2020-06-19 | 2021-12-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic dispersion curve identification based on reciprocal condition number |
US20230161063A1 (en) * | 2021-08-20 | 2023-05-25 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Multipole shear wave splitting |
US20230213677A1 (en) * | 2022-01-03 | 2023-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Through tubing cement evaluation based on rotatable transmitter and computational rotated responses |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6718266B1 (en) | 2002-10-31 | 2004-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Determination of dipole shear anisotropy of earth formations |
US7035165B2 (en) * | 2003-01-29 | 2006-04-25 | Baker Hughes Incorporated | Imaging near-borehole structure using directional acoustic-wave measurement |
US7120541B2 (en) | 2004-05-18 | 2006-10-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging methods and apparatus utilizing parametric inversion dispersive wave processing |
US7623412B2 (en) * | 2006-03-07 | 2009-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Anisotropy measurement while drilling |
MY162470A (en) | 2008-04-03 | 2017-06-15 | Halliburton Energy Services Inc | Acoustic anisotropy and imaging by means of high resolution azimuthal sampling |
WO2010075412A2 (en) | 2008-12-22 | 2010-07-01 | Services Petroliers Schlumberger | Automatic dispersion extraction of multiple time overlapped acoustic signals |
US8797825B2 (en) | 2010-08-02 | 2014-08-05 | Precision Energy Services, Inc. | Method and apparatus for measuring formation anisotropy while drilling |
BR112014001992A2 (pt) * | 2011-07-27 | 2017-02-21 | Prad Res & Dev Ltd | método, sistema, e um ou mais meios de armazenamento legíveis por computador |
US9927543B2 (en) | 2013-08-05 | 2018-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for mode extraction using multiple frequencies |
US20170115413A1 (en) | 2015-10-27 | 2017-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Determining shear slowness from dipole source-based measurements aquired by a logging while drilling acoustic measurement tool |
US10809400B2 (en) | 2015-10-27 | 2020-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Determining shear slowness based on a higher order formation flexural acoustic mode |
WO2017180795A1 (en) | 2016-04-15 | 2017-10-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for determining fast and slow shear directions in an anisotropic formation using a logging while drilling tool |
-
2017
- 2017-04-13 WO PCT/US2017/027282 patent/WO2017180795A1/en active Application Filing
- 2017-04-13 RU RU2018140060A patent/RU2018140060A/ru not_active Application Discontinuation
- 2017-04-13 US US16/093,640 patent/US11119237B2/en active Active
-
2021
- 2021-09-13 US US17/473,555 patent/US11835673B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20220075087A1 (en) | 2022-03-10 |
US11119237B2 (en) | 2021-09-14 |
US11835673B2 (en) | 2023-12-05 |
WO2017180795A1 (en) | 2017-10-19 |
US20190129053A1 (en) | 2019-05-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2018140060A (ru) | Способы и системы для определения направлений быстрых и медленных поперечных волн в анизотропном пласте с применением прибора для каротажа в процессе бурения | |
US8547788B2 (en) | Methods for making acoustic anisotropy logging while drilling measurements | |
US9322807B2 (en) | Ultrasonic signal time-frequency decomposition for borehole evaluation or pipeline inspection | |
EA200400573A1 (ru) | Устройство и способ определения удельного сопротивления с помощью направленной электромагнитной волны | |
US9529109B2 (en) | Methods and apparatus for determining slowness of wavefronts | |
US20160047238A1 (en) | Methods and apparatus for evaluating properties of cement utilizing ultrasonic signal testing | |
BR112016016500B1 (pt) | Método para detectar fluido e método para detectar a localização do fluido | |
CA2617550A1 (en) | Method for characterizing shear wave formation anisotropy | |
RU2634958C1 (ru) | Устройство и способ для совмещения скважинных измерений | |
RU2016117900A (ru) | Построение изображений пластов звуковой волной | |
WO2014028414A1 (en) | Cased-hole radial profiling of shear parameters from sonic measurements | |
US10598563B2 (en) | Downhole acoustic source localization | |
CN104062645B (zh) | 一种测量参量阵差频波与同频小振幅波信号相位差的方法 | |
RU2015134848A (ru) | Удаление псевдоэхосигналов из акустических волн | |
AU2013230563B2 (en) | Correction of shear log for elastic anisotropy | |
NO20171979A1 (en) | Passive ranging using acoustic energy originating from a target wellbore | |
Oshima et al. | Advanced dipole shear measurements with a new logging while drilling sonic tool | |
Sinha et al. | Sonic logging in deviated wellbores in the presence of a drill collar | |
Huang et al. | Effects of tool eccentricity on acoustic logging while drilling (LWD) measurements | |
Jiang et al. | Understanding logging-while-drilling transducers with COMSOL Multiphysics® software | |
Izuhara et al. | Dispersion characteristics of leaky compressional mode with LWD sonic tool | |
Zhu et al. | Propagation of flexural waves in an azimuthally anisotropic borehole model | |
US20180188402A1 (en) | A computer-implemented method and a system for processing acoustic signals | |
Li et al. | Theoretical study of cross-dipole acoustic wave propagation in a symmetrically partitioned isotropic model | |
Song et al. | Simulation study of simultaneous anisotropy inversion method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FA93 | Acknowledgement of application withdrawn (no request for examination) |
Effective date: 20200414 |