RU2369884C2 - Устройство и способы измерения интервального времени для бурового раствора в буровой скважине - Google Patents
Устройство и способы измерения интервального времени для бурового раствора в буровой скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2369884C2 RU2369884C2 RU2005119130/03A RU2005119130A RU2369884C2 RU 2369884 C2 RU2369884 C2 RU 2369884C2 RU 2005119130/03 A RU2005119130/03 A RU 2005119130/03A RU 2005119130 A RU2005119130 A RU 2005119130A RU 2369884 C2 RU2369884 C2 RU 2369884C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- interval time
- wave
- fluid
- drilling fluid
- borehole
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 95
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 59
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 157
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 40
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 10
- 230000006870 function Effects 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 44
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 44
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 18
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 8
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 8
- 230000005404 monopole Effects 0.000 description 7
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000005315 distribution function Methods 0.000 description 4
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000005405 multipole Effects 0.000 description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 101001126234 Homo sapiens Phospholipid phosphatase 3 Proteins 0.000 description 1
- 101100412856 Mus musculus Rhod gene Proteins 0.000 description 1
- 241000699670 Mus sp. Species 0.000 description 1
- 102100030450 Phospholipid phosphatase 3 Human genes 0.000 description 1
- 101150054980 Rhob gene Proteins 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
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
-
- 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
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (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)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Изобретение относится к геофизическим исследованиям в скважинах, а именно к анализу и обработке полученных данных с устройства акустического каротажа. Техническим результатом является повышение точности и информативности акустического каротажа путем обеспечения выделения волн различных типов. Способ определения интервального времени пробега волны в буровом растворе включает в себя определение интервального времени как функции частоты для волн во флюиде на основании набора измерений, полученных с помощью устройства акустического каротажа в буровой скважине; и определение интервального времени для бурового раствора на основании интервального времени, определяемого как функция частоты, для волн во флюиде. Система определения интервального времени для бурового раствора содержит процессор и запоминающее устройство, причем запоминающее устройство хранит программу с наличием команд для определения интервального времени как функции частоты для волн во флюиде на основании набора измерений, полученных с помощью устройства акустического каротажа в буровой скважине. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 24 ил., 1 табл.
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Изобретение в целом относится к геофизическим исследованиям в скважинах, или каротажу пластов (пород), с использованием устройства акустического каротажа. Более конкретно данное изобретение относится к способам и устройству, предназначенным для акустического каротажа, которые могут обеспечить точное определение временной когерентности интервального времени пробега волны в буровом растворе.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Диаграммы акустического каротажа скважины обычно получают на основании (данных) измерений, выполненных с помощью устройств, подвешенных на кабеле в скважине с буровым раствором. Устройства обычно включают в себя акустический источник (передатчик) и несколько приемников в группе приемников. Приемники в группе приемников обычно пространственно разнесены на расстояния в несколько дюймов или футов. В процессе работы акустический сигнал передают от одного продольного конца устройства и принимают на другом и измерения осуществляют через каждые несколько дюймов по мере медленного подъема устройства из буровой скважины. Акустический сигнал от передатчика или источника входит в пласт, смежный с буровой скважиной, и моменты времени вступления (прихода волны) и другие характеристики сигналов на приемниках затем используют, чтобы определить параметры пласта.
Диаграммы акустического каротажа, обычно используемые в данной области техники, включают в себя диаграммы временной когерентности (ВКИВ). Подробности способов, используемых для формирования диаграмм ВКИВ, описаны в патенте США №4594691, выданном Kimball et al. (патент 691), а также в Kimball et al., “Semblance Processing of Borehole Acoustic Array Data”, Geophysics, Vol.49, No. 3, (March 1984), pp.274-281 (Обработка подобия данных (установки) акустического каротажа буровой скважины). Патент 691 тем самым является полностью включенным в настоящее описание путем ссылки. В соответствии со способом, раскрытым в патенте 691, набор временных окон применяют к сигналам продольных (сжатия), поперечных (сдвига) волн и волн Стоунли (Stoneley), получаемым посредством группы приемников. Временные окна определяют в соответствии с двумя параметрами: предполагаемым (допустимым) временем вступления на первый приемник и предполагаемым интервальным временем (временной когерентностью). Для диапазона значений времен вступления и временной когерентности вычисляют скалярное подобие для представленных временными окнами сегментов волновых сигналов посредством обратного распространения и послойного накопления волновых сигналов и сравнения накопленных энергий с восстановленными (послойно разбираемыми) энергиями. Подобие может быть представлено в виде графика изолинии, с интервальным временем и временем вступления в качестве осей, со значениями максимального подобия, указывающими определяемое значение интервального времени для пласта.
Диаграмма ВКИВ, раскрытая в патенте 691, хорошо подходит для нерассеивающих волн (не в условиях дисперсии), но не является оптимальной для рассеивающих волн. В патенте США №5278805, выданном Kimball (патент 805), раскрыт усовершенствованный способ, который является особо подходящим для анализа рассеивающих волн. Этот способ называют способом дисперсионной временной когерентности (ДВКИВ) интервального времени, который может использоваться, чтобы обрабатывать квадрупольные сигналы от устройств акустического «каротажа в процессе бурения» (КПБ, LWD), или LWD-каротажа, для интервального времени поперечной волны в пласте (пластовой поперечной волны). См. Kimball, Geophysics, Vol. 63, No.2, March-April, 1998. Способ ДВКИВ является подходом на основе модели, в котором набор модельных кривых дисперсии используют для определения, какие модельные кривые дисперсии максимизируют подобие распространяемых обратно сигналов. Анализ ДВКИВ обычно использует концентрическую цилиндрическую многослойную модель для представления устройства акустического каротажа для LWD-каротажа или устройство на каротажном кабеле, которое центрировано в заполненной буровым раствором буровой скважине внутри однородного пласта. Однако способ не должен (обязательно) использовать простую концентрическую цилиндрическую многослойную модель. В случае необходимости более сложная модель также может быть использована.
Интервальное время для поперечной волны в пласте является одним из параметров модели, которые используют для формирования набора кривых дисперсии. В соответствии со способом ДВКИВ, как только найдена кривая дисперсии с наилучшим соответствием, интервальное время для поперечной волны в пласте определяют на основании кривой дисперсии с наилучшим соответствием. Однако модельные кривые дисперсии зависят не только от интервального времени (DTs) для поперечной волны в пласте, но также и от девяти других модельных параметров: интервального времени (DTc) для продольной волны в пласте, плотности породы пласта (ρb), интервального времени (DTm) для бурового раствора, плотности (ρm) бурового раствора, диаметра (HD) скважины, эквивалентного внешнего диаметра (OD) устройства в предположении, что внутренний диаметр (ID) устройства задан, плотности (ρst) бурильной (обсадной) трубы, интервального времени (DTc_st) для продольной волны в бурильной трубе и интервального времени (DTs_st) для поперечной волны в бурильной трубе. В способе ДВКИВ, как раскрыто в патенте 805, предполагают, что все эти девять параметров являются известными и их используют для формирования набора кривых дисперсии в зависимости от интервального времени DTs для поперечной волны в пласте. Первые пять из этих девяти параметров относятся к свойствам пласта и буровой скважины, тогда как остальные четыре параметра относятся к свойствам бурильной трубы. Для заданного размера бурильной трубы параметры бурильной трубы являются постоянными, которые могут быть измерены или заранее калиброваны. С другой стороны, параметры пласта/скважины являются переменными, изменяющимися от глубины к глубине и от скважины к скважине. Переменные параметры пласта/скважины могут влиять на точность интервального времени (DTs) для поперечной волны в пласте, определяемую согласно способу ДВКИВ.
Было найдено, что среди параметров пласта/скважины интервальное время (DTm) для бурового раствора имеет наибольшее воздействие на точность интервального времени (DTs) для поперечной волны, вычисляемого на основании обработки ДВКИВ. Без точного определения интервального времени (DTm) для бурового раствора трудно получить точное интервальное время (DTs) для поперечной волны с помощью обработки ДВКИВ, даже если доступны достоверные данные измерений (запись волн) с хорошим отношением сигнал-шум. Следовательно, точное определение интервального времени (DTm) для бурового раствора является важнейшим и должно быть включено в разработку любого акустического устройства. В противном случае устройство акустического каротажа может не быть способным обеспечивать точные измерения интервального времени для поперечной волны в пласте.
Интервальное время (DTm) для бурового раствора имеет многие другие преимущества в дополнение к его использованию в вычислении низкоскоростной поперечной волны (сдвига) при квадрупольном каротаже. Для каротажа низкоскоростной поперечной волны с использованием дипольных источников интервальное время для бурового раствора является также необходимым в способе, подобном таковому, описанному выше для квадрупольного каротажа. Для монопольного источника (для регистрации продольных (P) и высокоскоростных поперечных (S) волн) используют интервальное время (DTm) для бурового раствора, чтобы установить диапазоны интервальных времен для волн P и S. Эти диапазоны интервальных времен используют для направления алгоритма пометок в анализе (данных) акустического каротажа. Интервальное время для бурового раствора также необходимо, чтобы вычислять сжимаемость скважинных флюидов (жидкостей) в технике буровой скважины и продуктивности применений.
Возможны несколько подходов к измерениям интервального времени для бурового раствора. Один очевидный способ состоит в разработке специализированного датчика, чтобы напрямую измерять скважинное интервальное время для бурового раствора. Такой датчик (подсистема) обычно включает в себя систему ультразвукового эхо-импульсного измерения, подвергаемую воздействию бурового раствора, например, на внешней стороне воротника бура. Однако такие датчики часто не могут противостоять жестким условиям в скважинных средах. Кроме того, буровые растворы с высокой вязкостью могут включать в себя большие по размеру частицы разбуренной горной породы, что может привести к дисперсии акустических энергий и сделать трудным установление, является ли интервальное время, измеренное на ультразвуковых частотах, таким же, как измеренное на звуковых частотах.
Следовательно, существует потребность в лучших способах и устройстве, предназначенных для определения интервального времени (временной когерентности) для бурового раствора.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Один аспект изобретения относится к способам определения интервального времени для бурового раствора в буровой скважине. Способ в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения включает в себя определение интервального времени как функции частоты по меньшей мере для одной волны во флюиде на основании набора измерений, полученных с помощью устройства акустического каротажа в буровой скважине; и определение интервального времени для бурового раствора на основании интервального времени, определенного как функция частоты, по меньшей мере для одной волны во флюиде.
Один аспект изобретения относится к системам для определения интервального времени для бурового раствора в буровой скважине. Система в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения включает в себя процессор и запоминающее устройство, причем запоминающее устройство хранит программу, содержащую команды для определения интервального времени как функции частоты по меньшей мере для одной волны во флюиде на основании набора измерений, полученных с помощью устройства акустического каротажа в буровой скважине; и определения интервального времени для бурового раствора на основании интервального времени, определенного как функция частоты, по меньшей мере для одной волны во флюиде.
Другие аспекты и преимущества настоящего изобретения будут очевидны из нижеследующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Фиг.1 - система акустического каротажа предшествующего уровня техники.
Фиг.1a - иллюстрация акустического каротажа с использованием обычного устройства акустического каротажа в буровой скважине.
Фиг.2 - скважинное устройство акустического каротажа в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.
Фиг.3 - способ определения интервального времени для бурового раствора в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.
Фиг.4 - способ определения интервального времени для бурового раствора в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.
Фиг.5 - один пример определения интервального времени для бурового раствора с использованием способа в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.
Фиг.6 - другой пример определения интервального времени для бурового раствора с использованием способа в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.
Фиг.7 - представляет полученные результаты на основании моделирования, иллюстрирующие точности интервального времени для бурового раствора, которое определено по способу в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения при различных условиях пласта-скважины.
Фиг.8 - представляет результаты моделирования, иллюстрирующего точности интервального времени для бурового раствора, которое определено по способу в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения при различных условиях пласта-скважины.
Фиг.9 - вычислительная система предшествующего уровня техники, которая может использоваться вместе с вариантами осуществления настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к устройству и способам измерения интервального времени для бурового раствора в буровой скважине. Способ в соответствии с вариантами осуществления изобретения содержит получение интервального времени для бурового раствора на основании интервального времени для волн во флюиде (особенно, волны во флюиде, соответствующей нижнему порядку) на относительно высоких частотах. Тогда как волны во флюиде обычно наблюдают в (полно)волновом акустическом каротаже, их часто расценивают в качестве нежелательных компонентов (волнового поля) и обычно удаляют в ходе обработки данных. Напротив, варианты осуществления изобретения используют волны во флюиде, особенно на высоких частотах. Способы согласно настоящему изобретению могут быть осуществлены на практике с помощью устройств акустического каротажа, которые оснащены широкополосными высокочастотными источниками.
На Фиг.1 показана обычная система акустического каротажа. Как показано, устройство 10 акустического каротажа расположено в буровой скважине. Самоходная каротажная станция 12 соединена с устройством 10 акустического каротажа посредством кабеля 14. Самоходная каротажная станция 12 может включать в себя компьютер 12a для анализа данных, передаваемых на компьютер от устройства 10 акустического каротажа. Устройство 10, например, может включать в себя передатчик 10a, узел 10b разъединителя, множество приемников 10c и картридж 10d электронной аппаратуры.
Передатчик 10a устройства 10 акустического каротажа может включать в себя монопольный, дипольный, квадрупольный источник или многополюсные источники более высокого порядка. На Фиг.1a проиллюстрировано функционирование дипольного передатчика. На Фиг.1a показано, что дипольный передатчик создает положительную продольную волну (волну сжатия) на одной стороне поршня 10a1 и отрицательную продольную волну B на другой стороне поршня. Положительная волна А и отрицательная волна B распространяются вверх по пласту на приемник 10c. Приемник 10c передает дипольные сигналы (колебания) на компьютер самоходной каротажной станции 12 через кабель 14. Положительные и отрицательные волны А и B, созданные дипольным передатчиком, могут каждая включать в себя поперечную волну (S-волну), продольную волну (P-волну) и изгибную волну. Устройство 10 акустического каротажа согласно Фиг.1 описано более подробно в патенте США №5036945, озаглавленном “A Sonic Well Tool Transmitter and Receiver Array including an Attenuation and Delay Apparatus” (Передатчик и группа приемников устройства акустического каротажа скважин с включением устройства затухания и задержки), выданном Hoyle et al. и переданном настоящему правопреемнику.
В соответствии с вариантами осуществления изобретения устройство акустического каротажа включает в себя передатчик, выполненный с возможностью формирования широкополосных высокочастотных сигналов, и группу преобразователей (приемников), оптимизированных для измерения относительно высокочастотных сигналов. На Фиг.2 показано устройство акустического каротажа (устройство, спускаемое на кабеле, или устройство LWD-каротажа) в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения. Как показано, устройство 20 акустического каротажа расположено в буровой скважине 24, которая проходит (проникает) в пласт 23. Устройство 20 акустического каротажа включает в себя передатчик 21 и группу 22 приемников, которая содержит 8 приемников 22a-22h. Передатчик и приемники могут быть пьезоэлектрическими или другими типами преобразователей. Специалист в данной области техники оценит, что количество приемников в группе является лишь иллюстративным и не подразумевает ограничения объема изобретения.
Передатчик 21 предпочтительно является широкополосным передатчиком, который может функционировать в относительно широком частотном диапазоне, охватывающем относительно высокие частоты. Для эффективного возбуждения колебания во флюиде, или волны во флюиде, для определения интервального времени пробега волны в буровом растворе верхние пределы частотных диапазонов (например, 30 кГц или выше), обеспечиваемые передатчиком согласно настоящему изобретению, являются обычно выше, чем используемые (обычно до 20 кГц) в обычном устройстве акустического каротажа. Например, некоторые варианты осуществления изобретения могут передавать сигналы от 0 до 30 кГц, тогда как другие варианты осуществления изобретения могут быть способными даже к более широким и более высоким частотным диапазонам, таким как от 5 до 500 кГц. В предпочтительных вариантах осуществления изобретения могут передаваться сигналы от 10 до 100 кГц.
В некоторых вариантах осуществления изобретения используемые частоты оптимизированы для конкретного типа пласта и буровой скважины, которые исследуют из условия, чтобы большее количество энергии передавать в частотном диапазоне, который может эффективно возбуждать волны во флюиде в конкретной комбинации пласт-скважина. Передатчик 21 может быть монопольным, дипольным, квадрупольным или многополюсным источником более высокого порядка. Подобным образом приемники (преобразователи) 22 в группе предпочтительно являются чувствительными (реагируют) к относительным высоким частотам и широкому частотному диапазону, как передатчик 21. Приемник может быть монопольным, дипольным, квадрупольным или многополюсным приемником более высокого порядка. Может быть предпочтительным, чтобы тип приемника соответствовал таковому для передатчика.
Расстояние TR между передатчиком 21 и первым приемником 22a может изменяться в широком диапазоне, но предпочтительно от 3 до 20 футов [0,9 до 6,1 м]. Расстояние TR, которое меньше 3 футов [0,9 м], может не обеспечить достаточного места, чтобы установить волну во флюиде. Расстояние TR, которое больше 20 футов [6,1 м], потребует большей мощности передатчика, которая ограничена условиями забоя скважины.
Расстояния (RR) между приемниками должны быть малыми, насколько практически осуществимо, для уменьшения эффектов наложения. Поскольку передатчик 21 устройства 20 акустического каротажа разработан для передатчика относительно высокочастотных сигналов, то расстояния RR между приемниками могут быть меньше соответствующих расстояний на обычном акустическом устройстве. В некоторых вариантах осуществления изобретения расстояния RR могут находиться в пределах от 0,05 футов до 1 фута [0,015 до 0,3 м], предпочтительно от 0,1 фута до 0,4 фута [0,03 до 0,12 м].
Длина группы (AL), то есть длина группы приемников, также может изменяться в широком диапазоне. Значение SL предпочтительно находится в диапазоне 2-5 футов [0,61-1,5 м]. Предпочтительное устройство в соответствии с вариантами осуществления изобретения в идеале имеет большое значение AL и малое RR. Однако количество приемников на таком идеальном устройстве было бы большим, что будет дорогостоящим и может ставить вопросы разработки. Следовательно, количество приемников и расстояния RR должны быть выбраны таким образом, чтобы устройство имело хорошую характеристику (производительность), но без чрезмерных затрат. В некоторых вариантах осуществления изобретения расстояния RR находятся в диапазоне от 0,05 футов [0,015 м] до 1 фута [0,3 м], предпочтительно от 0,1 фута [0,03 м] до 0,4 футов [0,012 м], и количество приемников в группе находится в диапазоне от 3 до 100, предпочтительно от 4 до 30. Например, найдено, что группа из 8 приемников с расстоянием RR в 0,4 фута [0,012 м] обеспечивает очень хорошие результаты.
Вышеописанная система передатчика и приемника не требует того, чтобы являться системой только для измерения интервального времени для бурового раствора. Фактически, хорошая экономическая разработка должна включать в обычное устройство широкополосный преобразователь и систему сбора данных для измерения интервального времени для бурового раствора с тем, чтобы одна и та же система оборудования могла быть использована и для обычных акустических измерений интервального времени пробега (интервального времени для волн P и S) в диапазонах 0-20 кГц, а также для измерения интервального времени (посредством распространения колебаний во флюиде) для бурового раствора в диапазоне более высоких частот (например, диапазоне 10-100 кГц). Некоторые варианты осуществления изобретения оснащены источником и группой приемников с возможностью обеспечения и обычных измерений интервального времени и измерения интервального времени для бурового раствора. Измерения интервального времени для бурового раствора (с широкополосными импульсами более высокий частоты) могут быть задействованы в том же цикле или в цикле возбуждения, отличном от цикла обычных измерений волн P и S.
Некоторые варианты осуществления изобретения относятся к способам измерения интервального времени для бурового раствора в буровой скважине. Способ согласно изобретению может включать в себя использование устройства акустического каротажа, оснащенного широкополосными высокочастотными преобразователями для осуществления акустического каротажа в буровой скважине. Широкополосный высокочастотный акустический каротаж предназначен для возбуждения различных волн во флюиде в области частот, в которой интервальное время для волн во флюиде приближается к интервальному времени для бурового раствора. Как только данные измерения являются доступными, идентифицируют волны во флюиде в данных измерения. Затем интервальное время для бурового раствора определяют на основании интервального времени для различных волн во флюиде в области высоких частот.
Способы согласно изобретению основаны на открытии изобретателем того, что интервальное время для различных волн во флюиде является ограниченным интервальным временем для волны в буровом растворе в высокочастотном диапазоне. Таким образом, кривые дисперсии интервального времени для различных волн во флюиде будут асимптотически приближаться к предельному значению (интервальному времени для бурового раствора) в области высоких частот. Соответственно, предел интервального времени, который представляет верхний предел для кривых дисперсии интервального времени для различных волн во флюиде, может рассматриваться в качестве интервального времени для бурового раствора. Средний специалист в данной области техники оценит, что могут быть разработаны различные способы нахождения этого предела. Например, алгоритм извлечения интервального времени для бурового раствора может быть основан на нахождении интервального времени для волнового компонента (волны во флюиде), который имеет самую сглаженную кривую дисперсии в заданном частотном диапазоне, определенном посредством [fmin fmax], и внутри заданного диапазона интервального времени для бурового раствора, определенного в соответствии с [Smin Smax].
На Фиг.3 показано схематическое изображение способа определения интервального времени для бурового раствора в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения. Как показано, способ 30 включает в себя этап получения данных измерений с использованием устройства, обеспечивающего широкополосные высокочастотные измерения, например, такого как описан выше (этап 32). Измерения включают в состав такие измерения, которые на достаточно высоких частотах позволят на основании асимптот волн во флюиде вывести интервальное время для волны в буровом растворе. Обычно, частотный диапазон включает в себя частоты приблизительно от 5 до приблизительно 500 кГц, предпочтительно от 10 до приблизительно 100 кГц. Затем различные волны во флюиде и их интервальные времена как функции частот определяют на основании данных измерения (этап 34). Этапы, включенные в это определение, будут описаны более подробно со ссылкой на Фиг.4. Эти волны во флюиде могут включать в себя волны Стоунли. Данные результаты могут быть вычерчены в виде графика интервального времени в зависимости от частоты, чтобы показать изменения интервального времени для различных волн во флюиде в зависимости от частот возбуждения. Как только эти параметры определены, затем может быть найдено интервальное время для волны в буровом растворе на основании асимптотических приближений к предельным значениям для различных волн во флюиде, которое представляет интервальное время для волны в буровом растворе (этап 36). В некоторых вариантах осуществления изобретения способ может дополнительно включать в себя этап обозначения (или идентифицирования) волны во флюиде, которые должны быть использованы для определения интервального времени для волны в буровом растворе (этап 35). Этапы обозначения (пометок) предотвращают ошибочное принятие волны Стоунли за волну во флюиде, особенно в высокоскоростном пласте с небольшой буровой скважиной. Этот процесс подробно описан ниже со ссылкой на Фиг.7.
На Фиг.4 показан способ 40 определения различных волн во флюиде на основании данных измерений (например, этап 34 на Фиг.3). Как показано, обработка начинается с оценки нормированных волновых чисел для всех волн во флюиде на всех частотных составляющих (этап 41). Оценка может использовать любой способ, известный в данной области техники, включая способ Prony. См. Parks et al., “Digital Filter Design” (Построение цифрового фильтра) pp.226-228, Wiley & Sons, New York, 1987. Нормированные волновые числа оценивают для всех волн во флюиде на всех частотных составляющих и для всех частот внутри частотного диапазона, используемого в измерениях. Поскольку приемники в группе разработаны с возможностью обеспечения по меньшей мере двух измерений форм волны (два измерения сигналов) для самой высокочастотной составляющей, максимальным количеством волновых чисел является обычно значение не более половины количества приемников (или измеренных сигналов). Например, волновые числа Kj(fi) оценивают для всех волн во флюиде j=1, …, n на всех частотных составляющих, центрированных на частоте fi, при этом n ≤(количества сигналов группы)/2 и fmin<fi<fmax (fmin и fmax могут быть минимальной и максимальной частотами, используемыми в указанных измерениях).
Нормированные волновые числа Kj(fi), оцененные таким образом, проверяют, и любые точки с нулевыми значениями могут быть удалены, чтобы упростить анализ (этап 42). Хотя удаление точек с нулевыми значениями упростит последующую обработку, этот этап является необязательным.
Чтобы противостоять эффектам наложения, нормированное волновое число может нуждаться в развертке несколько раз для получения точного интервального времени, ассоциированное с волновым числом. На этапе 43 на основании максимального ожидаемого интервального времени для бурового раствора Smax и максимальной частоты fmax, используемой в измерениях, вычисляют количество «оберток» (преобразований), необходимых для развертки нормированных волновых чисел Kj(fi). Необходимое максимальное количество «оберток» (m_max) задают согласно:
в котором ceil означает округление значения до следующего по старшинству целого числа и RR является расстоянием между приемниками (см. Фиг.2). Нормированные волновые числа затем развертывают для вычисления соответствующего интервального времени Sjm(fi).
Как только нормированные волновые числа "развернуты", может быть вычислено (этап 44) интервальное время для различных волновых компонентов. Это выполняют посредством вычисления интервального времени для каждого волнового компонента
Sjm(fi), на каждой частоте fi для каждой обертки m на основании нормированного волнового числа 
на частотной составляющей fi в соответствии с:
в котором j=1, …, n; и m=0, 1, …, m_max.
Затем способ может включать в себя вычисление гистограммы Sjm(fi) для всех fi, j и m (этап 45). Как отмечено выше, интервальные времена для различных волн во флюиде приближаются асимптотически к значению, ограниченному интервальным временем для бурового раствора. Следовательно, интервальное время в точке максимума функции распределения (исходя из гистограммы) может быть выдано в качестве интервального времени для бурового раствора. Сама функция распределения также может быть выдана с целью контроля качества, подобно проекции S/T на основании обработки ВКИВ.
Вследствие помех, наложения или интерференции волн Стоунли возможно, что интервальное время в точке максимума распределения не является интервальным временем для бурового раствора. Это особенно справедливо для условий высокоскоростного пласта и небольшой буровой скважины. С помощью функции распределения, используемой в качестве контроля качества, возможно различать, когда эта ситуация вероятно встречается. Если полагают, что эта ситуация должна встретиться, возможно использовать дополнительную информацию (либо исходя из смежных глубин, либо известных внешних ограничений), чтобы "повторно обозначить" (выбрать) интервальное время для другой волны во флюиде (при меньшем пике функции распределения), чтобы вывести интервальное время для бурового раствора.
Применение вариантов осуществления изобретения проиллюстрировано на Фиг.5 и 6, на которых показаны результаты двух весьма различных ситуаций. На Фиг.5 показаны результаты варианта для устройства акустического каротажа на воротнике бура 6,75 дюймов [17 см] в небольшой буровой скважине (HD=8,62 дюймов [21,9 см], DTm=200 мксек/фут), проходящей через высокоскоростной пласт (DTc=70 мксек/фут, DTs=150 мксек/фут). На Фиг.6 показаны результаты варианта для устройства акустического каротажа на воротнике бура 6,75 дюймов [17 см] в большой буровой скважине (HD=12,5 дюймов [31,7 см], DTm=200 мксек/фут), проходящей через более низкоскоростной пласт (DTc=100 мксек/фут, DTs=300 мксек/фут). На обеих фигурах верхние графики (A) показывают модельные сигналы, как записано посредством групп приемников, средние графики (B) являются проекциями интервального времени для волны по времени, показывающими интервальные времена и моменты времени различных волновых компонентов, обнаруженных посредством обработки подобия (см. Kimball et al., Geophysics, Vol.49, pp.264-281, 1984), и нижние графики (C) являются кривыми дисперсии, извлеченными из модельных сигналов с использованием способа Prony в соответствии с одним способом согласно настоящему изобретению (например, способа 40 по Фиг.4).
На Фиг.5C показано, что волна Стоунли (кривая 51) и две волны во флюиде (кривые 52 и 53) заметно (выпукло) возбуждены. Кроме того, несколько других волн во флюиде также являются различимыми исходя из графика. Это очевидно из того графика, на котором большинство из волн во флюиде не возбуждены до тех пор, пока частоты источника не являются относительно высокими. Например, волна нижнего порядка во флюиде (кривая 52) является возбуждаемой посредством частот 10 кГц и выше, тогда как другая волна во флюиде (кривая 53) является возбуждаемой посредством частот не ниже 50 кГц. Таким образом, некоторые из этих волн во флюиде не являются определяемыми при использовании обычного устройства акустического каротажа.
На Фиг.5C также показано, что интервальное время для волны нижнего порядка во флюиде (кривая 52) начинается приблизительно с 150 мксек/фут (которая для данного случая является интервальным временем для поперечной волны) на (частоте) приблизительно 10 кГц и постепенно увеличивается с возрастанием частот. Интервальное время для волны во флюиде постепенно увеличивается и асимптотически приближается к предельному значению интервального времени для волны в буровом растворе в диапазоне 80-100 кГц. Это значение максимума может быть идентифицировано различными способами, например аппроксимацией кривой 52 дисперсии или с использованием гистограммы (например, этап 44 на Фиг.4).
Подобным образом другие волны во флюиде (например, кривая 53) также могут использоваться для определения интервального времени для волны в буровом растворе. Однако в большинстве случаев волна (кривая 52) нижнего порядка во флюиде является предпочтительной, поскольку она является наиболее заметно возбуждаемой на относительно более низких частотах и достигает приближения к интервальному времени для волны в буровом растворе на относительно более низких частотах.
Обратите внимание, что на Фиг.5C показано, что интервальное время для волны в буровом растворе и кривой 52, и кривой 53 волн во флюиде ограничено сверху интервальным временем для волны Стоунли (кривая 51). Волна Стоунли является заметно возбуждаемой в большинстве операций акустического каротажа. Следовательно, кривая дисперсии волны Стоунли всегда может быть использована для обеспечения верхней границы интервального времени для волны в буровом растворе, даже если никакие другие волны во флюиде не являются различимыми.
На Фиг.5C показаны результаты для высокоскоростного пласта и небольшой буровой скважины - ситуация, которая требует более высоких частот возбуждения для выявления асимптотического приближения волны во флюиде к интервальному времени для волны в буровом растворе. Напротив, на Фиг.6C показаны результаты для низкоскоростного пласта и большей буровой скважины - ситуация, в которой больше акустической энергии передают посредством столба бурового раствора. Как показано на Фиг.6C, кривая дисперсии волны нижнего порядка во флюиде (кривая 61) достигает интервального времени для волны в буровом растворе в диапазоне 10 кГц, намного ниже, чем требуется в ситуации, показанной на Фиг.5C. Это происходит потому, что различные волны во флюиде являются более эффективно возбуждаемыми акустическим источником, если пласт является низкоскоростным, а буровая скважина является относительно большой. Результаты, показанные на Фиг.5C и 6C, являются представителями двух крайностей, которые, вероятно, должны встречаться в операциях акустического каротажа. Большинство скважин, вероятно, будет попадать между этими двумя случаями.
Чтобы продемонстрировать общую применимость вариантов осуществления изобретения, было выполнено моделирование (имитации) с использованием сигналов от устройства акустического LWD-каротажа (находящегося) в центре заполненной буровым раствором буровой скважины через различные пласты. В моделировании использованы три пласта, пять интервальных времен для волн в буровом растворе и два диаметра буровой скважины.
Значения параметров для пласта, бурового раствора и буровой скважины, используемые в этом моделировании, приведены в Таблице 1. В целом имеются 30 различных вариантов для различных комбинаций интервального времени для волны в пласте, интервального времени для волны в буровом растворе и размера буровой скважины.
| Таблица 1 Значения параметров для модельных сигналов |
|||||
| Пласт (3 варианта) | Буровой раствор(5 вариантов) | Буровая скважина | |||
| DTc (мксек/фут) | DTs (мксек/фут) | Rhob (г/см3) | DTm (мксек/фут) | Rhom (г/см3) | Диаметр (дюйм) |
| 70 | 150 | 2,3 | 180 | 1,3 | 8,62 [21,9cm] |
| 100 | 300 | 2,3 | 200 | 1,3 | 12,5 [31,7cm] |
| 150 | 500 | 2,3 | 220 | 1,3 | - |
| - | - | - | 240 | 1,3 | - |
| - | - | - | 260 | 1,3 | - |
Значениями ID (внутреннего диаметра) и OD (внешнего диаметра) бурильной трубы для LWD-каротажа являются 4,75 дюймов [12 см] и 6,70 дюймов [17 см] соответственно. Эти значения являются типичными для бурильной трубы 6,75 дюймов [17,1 см], обычно используемой в устройствах LWD-каротажа. Значением TR является 10 футов [3 м] и значением AL - 3 фута [0,9 м] для моделируемой группы сигналов. Временной интервал (Dt) выборки составляет 4 мксек, и RR составляет 0,1 футов [0,03 м] для сигналов с плотной выборкой. Свободные от помех сигналы с плотной выборкой представляют идеальное условие для измерений интервального времени для волны в буровом растворе. Три пласта представляют типичные высокоскоростные, среднескоростные и низкоскоростные пласты, соответственно. Пять интервальных времен для волн в буровом растворе охватывают полный диапазон возможных интервальных времен для волн в буровом растворе от самого высокоскоростного бурового раствора на водной основе до самого низкоскоростного бурового раствора на нефтяной основе. Они являются интервальными временами для волн в буровом растворе вне бурильной трубы. Вследствие включения (примесей) частиц разбуренной горной породы и возможно газа вне бурильной трубы буровой раствор внутри бурильной трубы может иметь интервальное время, отличающееся от такового вне бурильной трубы. При моделировании предполагалось, что внутреннее интервальное время для волны в буровом растворе составляет на 15% выше, чем таковое вне бурильной трубы. В целом, волны во флюиде, которые распространяются в кольцевых зазорах вне бурильной (обсадной) трубы, подчиняются свойствам внешнего бурового раствора. Два диаметра буровой скважины представляют размеры скважин, выполненные посредством обычного и самого большого диаметра буровой коронки для бурильной трубы 6,75 дюймов [17,1 см]. Для высокоскоростных и среднескоростных пластов источником является широкополосный монопольный источник, имеющий центральную частоту 50 кГц. Для низкоскоростного пласта источником является широкополосный монопольный источник, центрированный на 30 кГц.
На Фиг.7 проиллюстрированы точности для извлеченного интервального времени для волны в буровом растворе на основании сигналов, свободных от помех и с плотной выборкой, для всех вариантов испытаний (контрольных примеров). Графики на Фиг.7 отражают точность в виде отношения извлеченного DTm (извлеченного в соответствии со способом согласно настоящему изобретению) к подчеркнутому (под чертой) модельному DTm. Панели А и B представляют высокоскоростные пласты с небольшой буровой скважиной (HD=8,62 дюймов [21,9 см]) и большой буровой скважиной (HD=12,5 дюймов [31,7 см]), соответственно. Панели C и D представляют среднескоростные пласты с малой буровой скважиной (HD=8,62 дюймов [21,9 см]) и большой буровой скважиной (HD=12,5 дюймов [31,7 см]), соответственно. Панели E и F представляют низкоскоростные пласты с небольшой буровой скважиной (HD=8,62 дюймов [21,9 см]) и большой буровой скважиной (HD=12,5 дюймов [31,7 см]), соответственно.
Результаты, показанные на Фиг.7, означают, что при идеальных условиях (нет помех) алгоритм извлечения интервального времени для волны в буровом растворе точен в пределах 1% для всех вариантов (панели B-F), кроме варианта высокоскоростного пласта и малой буровой скважины (панель A). Для варианта высокоскоростного пласта и малой буровой скважины (панель A) некоторые из извлеченных скоростей распространения бурового раствора являются выше (ниже) обычного значения на значение до 4%. Эти более высокие оценки значений вероятно отражают интервальное время для волн Стоунли, которые более благоприятно возбуждаемы при условиях высокоскоростного пласта и малой буровой скважины. Этой ошибки можно избежать, если надлежащие волны во флюиде идентифицируют для определения интервального времени для волны в буровом растворе. Поэтому в некоторых вариантах осуществления изобретения способ может дополнительно включать в себя этап (этап 35 на Фиг.3) пометки пика для того, чтобы выбрать надлежащий пик (пик надлежащей волны во флюиде вместо пика Стоунли) в распределении интервального времени для осуществления оценки интервального времени для волны в буровом растворе. Этот этап пометки может использовать внешнюю информацию и/или архив данных каротажа (предысторию) в той же скважине по многим кадрам (временные кадры или области) для обеспечения более устойчивого ответа.
На Фиг.7 показаны идеальные ситуации, в которых нет никаких помех в сигналах измерений. В фактических измерениях сигналы загрязнены помехами от различных источников. Для тестирования полезности способов в соответствии с вариантами осуществления изобретения в фактических применениях тестирования также выполнены с моделируемыми измерениями, содержащими помехи. На Фиг.8 показаны точности извлеченного интервального времени для волны в буровом растворе для вариантов испытаний, представляющих плохие условия измерения, например, с пониженной частотой выборки сигналов с вносимыми случайными помехами.
На Фиг.8 показаны результаты для измерений, полученных с временным интервалом (Dt) выборки, равным 8 мксек, и расстоянием RR в 0,4 фута [0,012 м] с пониженной частотой выборки сигналов. Временной интервал выборки 8 мксек и расстояние RR 0,4 фута [0,12 м] отражают то, что может быть легко достигнуто посредством практической разработки скважинного устройства. В дополнение в эти моделирования внесены случайные помехи, имеющие амплитуды со значением -30 dB относительно пиковых амплитуд сигналов. Уровень помех -30 dB, используемый в этом моделировании, вероятно, представляет верхний предел для уровней помех, с которыми, вероятно, должно столкнуться скважинное устройство при условиях нормальной эксплуатации.
На Фиг.8 панели A и B представляют высокоскоростные пласты с небольшой буровой скважиной (HD=8,62 дюймов [21,9 см]) и большой буровой скважиной (HD=12,5 дюймов [31,7 см]), соответственно. Панели C и D представляют среднескоростные пласты с небольшой буровой скважиной (HD=8,62 дюймов [21,9 см]) и большой буровой скважиной (HD=12,5 дюймов [31,7 см]), соответственно. Панели E и F представляют низкоскоростные пласты с малой буровой скважиной (HD=8,62 дюймов [21,9 см]) и большой буровой скважиной (HD=12,5 дюймов [31,7 см]), соответственно.
При этих "реалистических" условиях алгоритм извлечения интервального времени для волны в буровом растворе в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения имеет точность в пределах ошибки 5% для всех вариантов (панели B-F), кроме варианта высокоскоростного пласта и небольшой буровой скважины (панель A). Для варианта высокоскоростного пласта и небольшой буровой скважины (панель A) некоторые из извлеченных скоростей распространения бурового раствора выше (ниже) точного (надлежащего) значения на величину до 13%. Вновь, это наиболее вероятно вследствие влияния волны Стоунли. Эта проблема может быть смягчена, если способ включает в себя этап обозначения (идентификации) волн во флюиде (этап 35 на Фиг.3) с тем, чтобы была использована надлежащая волна во флюиде для определения интервального времени для волны в буровом растворе, как описано выше.
Интервальное время для волны в буровом растворе, имеющее ошибку 5-13%, является весьма пригодным для обеспечения наведения на диапазон интервального времени для волн P и S в алгоритме обозначения монопольного каротажа. Интервальное время для бурового раствора, имеющее ошибку 5%, является также пригодным в качестве входного параметра для получения кривых дисперсии для дипольного (главным образом, с кабельным устройством) и квадрупольного (главным образом, с устройством LWD) каротажа низкоскоростной поперечной волны. Эффекты ошибки более 13% в условиях высокоскоростного пласта и небольшой буровой скважины могут быть смягчены с использованием прямого монопольного каротажа интервального времени для поперечной волны, которое обычно может быть получено при этом условии без использования дипольного или квадрупольного источника.
Некоторые варианты осуществления изобретения относятся к системам определения интервального времени для бурового раствора на основании диаграммы акустического каротажа. Система в соответствии с вариантами осуществления изобретения может использовать компьютер общего назначения, как показано на Фиг.9, или процессор, включенный в состав скважинного устройства. Как показано на Фиг.9, компьютер 90 общего назначения может включать в себя процессор 91, носитель 92 данных (например, накопитель на жестком диске) и запоминающее устройство 93 с произвольным доступом (ОЗУ), в дополнение к устройствам ввода данных (например, клавиатуры 94 и мыши 95) и устройства вывода (например, дисплей 96 на ЭЛТ (CRT)). Запоминающее устройство 92 хранит программу, содержащую команды для выполнения способа изобретения, описанного выше. В дополнение, некоторые варианты осуществления изобретения относятся к носителям записи информации, хранящим программу, которая включает в себя команды для выполнения способа настоящего изобретения. Носители записи информации могут быть любыми подходящими носителями, известными в данной области техники, включая жесткий диск, дискету, постоянное запоминающее устройство на компакт-диске (CD-ROM), флэш-память и т.д.
Преимущества настоящего изобретения могут включать в себя одно или несколько из нижеследующего. Некоторые варианты осуществления изобретения предусматривают усовершенствованные акустические устройства, которые могут обеспечивать лучшие измерения сигналов для получения интервального времени для бурового раствора. Некоторые варианты осуществления изобретения предусматривают способы, которые могут использоваться, чтобы получать интервальное время для бурового раствора на основании измерений сигналов, полученных с помощью обычного устройства акустического каротажа или устройства в соответствии с вариантами осуществления изобретения. Способ согласно настоящему изобретению использует информацию о волне во флюиде в диаграмме акустического каротажа, которую традиционно отвергают, как раздражающее воздействие. Способ согласно изобретению может обеспечивать точное измерение интервального времени для бурового раствора, которое может использоваться для повышения точности обратного преобразования диаграммы акустического каротажа.
Тогда как изобретение было описано в отношении ограниченного количества вариантов осуществления, специалисты в данной области техники, имея преимущество от этого раскрытия, оценят, что могут быть изобретены другие варианты осуществления, которые не выходят за пределы объема изобретения, раскрытого в описании. Например, тогда как желательно получить акустические измерения с использованием устройства, обеспечивающего широкополосные, высокочастотные возбуждения, использование такого устройства не является необходимым в большинстве ситуаций (кроме условия высокоскоростного пласта и малой буровой скважины).
Claims (13)
1. Способ определения интервального времени для бурового раствора в буровой скважине (24), отличающийся тем, что определяют интервальное время, как функцию частоты, по меньшей мере, для одной волны во флюиде на основании набора измерений, полученных с помощью устройства (10, 20) акустического каротажа в буровой скважине; и определяют интервальное время для бурового раствора на основании интервального времени, как функции частоты, по меньшей мере, для одной волны во флюиде.
2. Способ по п.1, в котором определение интервального времени, как функции частоты, заключается в том, что оценивают нормированные волновые числа, по меньшей мере, для одной волны во флюиде;
развертывают нормированные волновые числа для вычисления интервального времени, по меньшей мере, для одной волны во флюиде на всех частотах; и формируют гистограмму интервального времени по отношению к частоте, по меньшей мере, для одной волны во флюиде.
развертывают нормированные волновые числа для вычисления интервального времени, по меньшей мере, для одной волны во флюиде на всех частотах; и формируют гистограмму интервального времени по отношению к частоте, по меньшей мере, для одной волны во флюиде.
3. Способ по п.2, в котором определяют интервальное время для бурового раствора на основании гистограммы посредством идентификации максимального интервального времени.
4. Способ по п.2, который дополнительно содержит удаление волнового числа с нулевым значением из нормированных волновых чисел.
5. Способ по п.1, в котором определение интервального времени для бурового раствора содержит определение максимального интервального времени на основании асимптотического приближения интервального времени, определяемого как функция частоты, в области высокой частоты.
6. Способ по п.1, который дополнительно содержит получение данных о наборе измерений с использованием устройства акустического каротажа в буровой скважине.
7. Система определения интервального времени для бурового раствора в буровой скважине (24), содержащая процессор (91) и запоминающее устройство (93), отличающаяся тем, что запоминающее устройство хранит программу с наличием команд, посредством которых: определяют интервальное время, как функцию частоты, по меньшей мере, для одной волны во флюиде на основании набора измерений, полученных с помощью устройства (10, 20) акустического каротажа в буровой скважине; и определяют интервальное время для бурового раствора на основании интервального времени, определяемого как функция частоты, по меньшей мере, для одной волны во флюиде.
8. Система по п.7, в которой программа дополнительно содержит команды, посредством которых: оценивают нормированные волновые числа, по меньшей мере, для одной волны во флюиде; развертывают нормированные волновые числа для вычисления интервального времени, по меньшей мере, для одной волны во флюиде на всех частотах; и формируют гистограммы интервального времени по отношению к частоте, по меньшей мере, для одной волны во флюиде.
9. Система по п.8, в которой определяют интервальное время для бурового раствора посредством идентификации максимального интервального времени на основании гистограммы.
10. Система по п.8, которая дополнительно содержит удаление волнового числа с нулевой оценкой из нормированных волновых чисел.
11. Система по п.7, в которой определение интервального времени для бурового раствора содержит определение максимального интервального времени на основании асимптотического приближения интервального времени, определяемого как функция частоты, в области высокой частоты.
12. Система по п.7, в которой устройство акустического каротажа содержит передатчик (21), выбранный из группы, состоящей из монопольного передатчика, дипольного передатчика и квадрупольного передатчика.
Приоритет:
Приоритет:
21.06.2004 по пп.1-12.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/710,128 | 2004-06-21 | ||
| US10/710,128 US6957572B1 (en) | 2004-06-21 | 2004-06-21 | Apparatus and methods for measuring mud slowness in a borehole |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005119130A RU2005119130A (ru) | 2006-12-27 |
| RU2369884C2 true RU2369884C2 (ru) | 2009-10-10 |
Family
ID=34837702
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005119130/03A RU2369884C2 (ru) | 2004-06-21 | 2005-06-20 | Устройство и способы измерения интервального времени для бурового раствора в буровой скважине |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6957572B1 (ru) |
| CN (1) | CN100422764C (ru) |
| CA (1) | CA2508941C (ru) |
| GB (1) | GB2415507B (ru) |
| MX (1) | MXPA05005877A (ru) |
| NO (1) | NO335629B1 (ru) |
| RU (1) | RU2369884C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105089652A (zh) * | 2014-05-20 | 2015-11-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种拟声波曲线重构与稀疏脉冲联合反演方法 |
Families Citing this family (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7207397B2 (en) * | 2003-09-30 | 2007-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-pole transmitter source |
| US7120541B2 (en) * | 2004-05-18 | 2006-10-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging methods and apparatus utilizing parametric inversion dispersive wave processing |
| US7334651B2 (en) * | 2004-07-21 | 2008-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Kick warning system using high frequency fluid mode in a borehole |
| US20080047337A1 (en) * | 2006-08-23 | 2008-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Early Kick Detection in an Oil and Gas Well |
| US8794062B2 (en) * | 2005-08-01 | 2014-08-05 | Baker Hughes Incorporated | Early kick detection in an oil and gas well |
| US9109433B2 (en) | 2005-08-01 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Early kick detection in an oil and gas well |
| US20090000859A1 (en) * | 2007-06-28 | 2009-01-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and Apparatus for Phased Array Acoustic Well Logging |
| US8321133B2 (en) * | 2007-10-23 | 2012-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Measurement of sound speed of downhole fluid utilizing tube waves |
| US8612154B2 (en) * | 2007-10-23 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Measurement of sound speed of downhole fluid by helmholtz resonator |
| US8547789B2 (en) * | 2007-12-27 | 2013-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | Method for gas zone detection using sonic wave attributes |
| US8116167B2 (en) * | 2008-06-12 | 2012-02-14 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for generating a beam of acoustic energy from a borehole, and applications thereof |
| US8773948B2 (en) | 2011-09-27 | 2014-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus to determine slowness of drilling fluid in an annulus |
| US9366133B2 (en) | 2012-02-21 | 2016-06-14 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic standoff and mud velocity using a stepped transmitter |
| CN103726836B (zh) * | 2012-10-12 | 2021-03-16 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 基于声波测井资料提取模式波慢度的方法 |
| WO2016010559A1 (en) * | 2014-07-18 | 2016-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation density or acoustic impedance logging tool |
| US10809400B2 (en) * | 2015-10-27 | 2020-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Determining shear slowness based on a higher order formation flexural acoustic mode |
| US11092713B2 (en) | 2015-11-04 | 2021-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Compensated azimuthally invariant electromagnetic logging measurements |
| US10627536B2 (en) * | 2015-11-04 | 2020-04-21 | Schlumberger Technology Corporation | Real and imaginary components of electromagnetic logging measurements |
| WO2018080486A1 (en) * | 2016-10-26 | 2018-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dipole shear velocity estimation |
| WO2020086880A1 (en) * | 2018-10-26 | 2020-04-30 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for generating slowness logs in thinly laminated formations |
| CN112360447B (zh) * | 2020-11-20 | 2024-05-28 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种评价储层射孔效果的方法 |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3330375A (en) * | 1966-02-16 | 1967-07-11 | Marathon Oil Co | Multi-mode acoustic well logging |
| US4131875A (en) | 1975-11-12 | 1978-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for acoustic logging of a borehole |
| US4594691A (en) | 1981-12-30 | 1986-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging |
| MA19839A1 (fr) | 1982-07-06 | 1984-04-01 | Exxon Production Research Co | Appareil et procede de diagraphie acoustique et procede de reduction du bruit du aux ondes de compression et de stoneley . |
| US4633449A (en) | 1982-10-15 | 1986-12-30 | Ingram John D | Method and apparatus for indirect determination of shear velocity from guided modes |
| US4698793A (en) | 1984-05-23 | 1987-10-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for processing sonic data |
| US4779236A (en) | 1986-07-28 | 1988-10-18 | Amoco Corporation | Acoustic well logging method and system |
| US4791619A (en) | 1986-09-22 | 1988-12-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method of detecting and characterizing features in a borehole |
| US4809236A (en) | 1986-10-15 | 1989-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining the magnitude of components of measurements made from inside a borehole |
| US4797859A (en) | 1987-06-08 | 1989-01-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining formation permeability by comparing measured tube waves with formation and borehole parameters |
| US4813028A (en) * | 1987-07-07 | 1989-03-14 | Schlumberger Technology Corporation | Acoustic well logging method and apparatus |
| US5036945A (en) | 1989-03-17 | 1991-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well tool transmitter receiver array including an attenuation and delay apparatus |
| US5265067A (en) | 1991-10-16 | 1993-11-23 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for simultaneous compressional, shear and Stoneley logging |
| US5278805A (en) | 1992-10-26 | 1994-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging methods and apparatus utilizing dispersive wave processing |
| US5587966A (en) | 1994-10-13 | 1996-12-24 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging methods and apparatus for processing flexural wave in optimal frequency band |
| US5687138A (en) | 1995-10-03 | 1997-11-11 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of analyzing stoneley waveforms and characterizing underground formations |
| US6327538B1 (en) | 1998-02-17 | 2001-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc | Method and apparatus for evaluating stoneley waves, and for determining formation parameters in response thereto |
| US6366531B1 (en) * | 1998-09-22 | 2002-04-02 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for acoustic logging |
| GB9907620D0 (en) | 1999-04-01 | 1999-05-26 | Schlumberger Ltd | Processing sonic waveform measurements |
| GB2357841B (en) | 1999-10-06 | 2001-12-12 | Schlumberger Ltd | Processing sonic waveform measurements from array borehole logging tools |
| US6449560B1 (en) | 2000-04-19 | 2002-09-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sonic well logging with multiwave processing utilizing a reduced propagator matrix |
| GB2372322B (en) | 2000-10-16 | 2003-04-16 | Schlumberger Holdings | Method for determining formation slowness particularly adapted for measurement while drilling applications |
| US6631327B2 (en) | 2001-09-21 | 2003-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Quadrupole acoustic shear wave logging while drilling |
| US7095676B2 (en) | 2002-03-29 | 2006-08-22 | Schlumberger Technology Corporation | Assessing a solids deposit in an oilfield pipe |
| US6920082B2 (en) | 2002-06-27 | 2005-07-19 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for determining earth formation shear-wave transverse isotropy from borehole stoneley-wave measurements |
-
2004
- 2004-06-21 US US10/710,128 patent/US6957572B1/en active Active
-
2005
- 2005-05-31 GB GB0510996A patent/GB2415507B/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-05-31 CA CA002508941A patent/CA2508941C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-06-02 MX MXPA05005877A patent/MXPA05005877A/es active IP Right Grant
- 2005-06-20 NO NO20053029A patent/NO335629B1/no not_active IP Right Cessation
- 2005-06-20 RU RU2005119130/03A patent/RU2369884C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-06-21 CN CNB2005100786585A patent/CN100422764C/zh not_active Expired - Fee Related
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105089652A (zh) * | 2014-05-20 | 2015-11-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种拟声波曲线重构与稀疏脉冲联合反演方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2508941C (en) | 2009-01-27 |
| CN1712993A (zh) | 2005-12-28 |
| RU2005119130A (ru) | 2006-12-27 |
| GB0510996D0 (en) | 2005-07-06 |
| NO20053029L (no) | 2005-12-22 |
| CN100422764C (zh) | 2008-10-01 |
| GB2415507B (en) | 2006-09-06 |
| CA2508941A1 (en) | 2005-12-21 |
| NO335629B1 (no) | 2015-01-12 |
| NO20053029D0 (no) | 2005-06-20 |
| MXPA05005877A (es) | 2006-02-08 |
| GB2415507A (en) | 2005-12-28 |
| US6957572B1 (en) | 2005-10-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2369884C2 (ru) | Устройство и способы измерения интервального времени для бурового раствора в буровой скважине | |
| CA2527808C (en) | Methods and systems for acoustic waveform processing | |
| US4575830A (en) | Indirect shearwave determination | |
| US7289909B2 (en) | Method for borehole measurement of formation properties | |
| US9529105B2 (en) | Acoustic logging systems and methods employing multi-mode inversion for anisotropy and shear slowness | |
| US7274992B2 (en) | Method for predicting pore pressure | |
| US20030002388A1 (en) | Acoustic logging tool having quadrapole source | |
| US11112513B2 (en) | Method and device for estimating sonic slowness in a subterranean formation | |
| US8553493B2 (en) | Method for permeable zone detection | |
| US6845325B2 (en) | Global classification of sonic logs | |
| AU2014307023B2 (en) | Casing thickness measurement using acoustic wave correlation | |
| CN116378648B (zh) | 一种基于随钻声波前视的近钻头地层探测方法及装置 | |
| US20050226098A1 (en) | Dynamic acoustic logging using a feedback loop | |
| US7013217B2 (en) | System and method for determining formation slowness | |
| US20180031722A1 (en) | Systems and methods employing a menu-based graphical user interface (gui) to derive a shear slowness log | |
| CN111312272A (zh) | 一种用于减少近井声数据集中噪声信号的产品、方法及系统 | |
| CN114089413B (zh) | 一种获取随钻地震信号方法 | |
| CN116241239B (zh) | 基于远近单极的固井评价的方法、装置、设备及存储介质 | |
| CN115951408A (zh) | 地下地层的声波探测的慢度提取方法、装置、介质及设备 | |
| Sharbak | Flexural and full wave logging using the low-frequency dipole sonic |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160621 |