RU2736810C1 - Системы и способ оценки пласта из ствола скважины - Google Patents

Системы и способ оценки пласта из ствола скважины Download PDF

Info

Publication number
RU2736810C1
RU2736810C1 RU2019138408A RU2019138408A RU2736810C1 RU 2736810 C1 RU2736810 C1 RU 2736810C1 RU 2019138408 A RU2019138408 A RU 2019138408A RU 2019138408 A RU2019138408 A RU 2019138408A RU 2736810 C1 RU2736810 C1 RU 2736810C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
source signal
wellbore
reflections
component
volume
Prior art date
Application number
RU2019138408A
Other languages
English (en)
Inventor
Дебашиш САРКАР
Майкл Росс УЭЛЛС
Стюарт Блэйк БРАЗИЛ
Джеймс Верна ЛЕГГЕТТ
Original Assignee
Бейкер Хьюз Холдингз Ллк
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бейкер Хьюз Холдингз Ллк filed Critical Бейкер Хьюз Холдингз Ллк
Application granted granted Critical
Publication of RU2736810C1 publication Critical patent/RU2736810C1/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
    • 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
    • G01V1/52—Structural details
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/002—Survey of boreholes or wells by visual inspection
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
    • G01V1/162—Details
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
    • G01V1/18—Receiving elements, e.g. seismometer, geophone or torque detectors, for localised single point measurements
    • G01V1/181—Geophones
    • G01V1/184—Multi-component geophones
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
    • G01V1/18—Receiving elements, e.g. seismometer, geophone or torque detectors, for localised single point measurements
    • G01V1/189—Combinations of different types of receiving elements
    • 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
    • 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
    • G01V1/46—Data acquisition
    • 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

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для разведки месторождений углеводородов. Предложен скважинный измерительный прибор, выполненный с возможностью прохождения через ствол скважины, который содержит источник и 3-компонентный приемник. Источник выполнен с возможностью излучения сигнала источника, который может представлять собой продольную или поперечную волну, в объем материала, окружающего ствол скважины. Сигнал источника распространяется через объем материала, окружающего ствол скважины, и отражается от особенных элементов, расположенных в объеме материала, окружающего ствол скважины. Трехкомпонентный приемник содержит первый элемент, второй элемент и третий элемент. Первый элемент ориентирован в первой плоскости, ортогональной к оси ствола скважины, и получает первый компонент множества отражений сигнала источника. Второй элемент ориентирован в первой плоскости, ортогональной к первому элементу, и получает второй компонент множества отражений сигнала источника. Третий элемент ориентирован параллельно оси и получает третий компонент множества отражений сигнала источника. Технический результат – повышение точности и информативности получаемых данных за счет обеспечения возможности обнаружения мелких и крупных трещин, простирающихся на десятки метров от ствола скважины, которые могут служить хранилищем или проводящими путями для углеводородов. 2 н. и 8 з.п. ф-лы. 7 ил.

Description

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Объект настоящего изобретения относится к оценке подземных пластов и, конкретнее, к оценке геологических пластов, расположенных вокруг ствола скважины для добычи углеводородов.
Доступ к подземным залежам углеводородов можно получить путем бурения ствола скважины, проходящей от поверхности земли до залежей углеводородов, а затем выкачивания углеводородов на поверхность через ствол скважины. В некоторых применениях измерительный прибор может быть пропущен через ствол скважины после того, как ствол скважины пробурен, чтобы выполнить измерения скважины или окружающих ее пород. Однако, поскольку такие системы предназначены для измерения свойств пласта вдоль оси ствола скважины, они не подходят для оценки пласта, расположенного на расстоянии от ствола скважины. Способы оценки пласта, основанные на распространении упругих волн, обычно рассматривают распространение преломленной волны вдоль стенок ствола скважины и другие волновые режимы, наблюдаемые в стволе скважины вдоль его оси. Микротрещины и плоскости крупных трещин, которые проходят на десятки метров от ствола скважины, не могут быть исследованы такими обычными инструментами и способами. Было бы полезно разработать измерительный прибор, способный обнаруживать мелкие и крупные трещины, простирающиеся на десятки метров от ствола скважины, которые могут служить хранилищем или проводящими путями для углеводородов.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Некоторые варианты реализации изобретения, соответствующие по объему формуле изобретения, приведены ниже. Эти варианты реализации изобретения не предназначены для ограничения объема формулы изобретения, скорее эти варианты реализации изобретения предназначены только для предоставления краткого изложения возможных форм заявленного объекта изобретения. Действительно, формула изобретения может охватывать множество форм, которые могут быть аналогичными или отличными от описанных ниже вариантов реализации изобретения.
В одном варианте реализации изобретения скважинный измерительный прибор, выполненный с возможностью прохождения через ствол скважины, содержит источник и 3-компонентный приемник. Источник выполнен с возможностью излучения сигнала источника, который может представлять собой продольную или поперечную волну, в объем материала, окружающего ствол скважины. Сигнал источника распространяется через объем материала, окружающего ствол скважины, и отражается от особенных элементов, расположенных в объеме материала, окружающего ствол скважины. Трехкомпонентный приемник содержит первый элемент, второй элемент и третий элемент. Первый элемент ориентирован в первой плоскости, ортогональной к оси ствола скважины, и получает первый компонент множества отражений сигнала источника. Второй элемент ориентирован в первой плоскости, ортогональной к первому элементу, и получает второй компонент множества отражений сигнала источника. Третий элемент ориентирован параллельно оси и получает третий компонент множества отражений сигнала источника.
Во втором варианте реализации изобретения система содержит скважинный измерительный прибор и вычислительное устройство. Скважинный измерительный прибор проходит через ствол скважины и содержит источник и трехкомпонентный приемник. Источник излучает сигнал источника в объем материала, окружающего ствол скважины. Сигнал источника распространяется через объем материала, окружающего ствол скважины, и отражается от особенных элементов, расположенных в объеме материала, окружающего ствол скважины. Трехкомпонентный приемник содержит первый элемент, второй элемент и третий элемент. Первый элемент ориентирован в первой плоскости, ортогональной к оси ствола скважины, и получает первый компонент множества отражений сигнала источника. Второй элемент ориентирован в первой плоскости, ортогональной к первому элементу, и получает второй компонент множества отражений сигнала источника. Третий элемент ориентирован параллельно оси и получает третий компонент множества отражений сигнала источника. Скважинный измерительный прибор получает принятые первый, второй и третий множества компонентов отражений сигнала источника. Вычислительное устройство анализирует принятые первый, второй и третий компоненты множеств отражений сигнала источника для оценки пласта и генерирует одно или большее количество изображений объема материала, окружающего ствол скважины, на основе первого, второго и третьего множеств компонентов отражений сигнала источника.
В третьем варианте реализации изобретения способ включает прохождение скважинного измерительного прибора через ствол скважины, излучение источником скважинного измерительного прибора сигнала источника в объем материала, окружающего ствол скважины, причем сигнал источника выполнен с возможностью распространения через объем материала, окружающего ствол скважины, и отражения от особенных элементов, расположенных в объеме материала, окружающего ствол скважины, прием посредством первого элемента трехкомпонентного приемника первого множества компонентов отражений сигнала источника, при этом первый элемент ориентирован в первой плоскости, ортогональной к оси ствола скважины, прием посредством второго элемента трехкомпонентного приемника второго множества компонентов отражений сигнала источника, при этом второй элемент ориентирован в первой плоскости, ортогональной к первому элементу, и прием посредством третьего элемента трехкомпонентного приемника третьего множества компонентов отражений сигнала источника, при этом третий элемент ориентирован параллельно оси ствола скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
Данные и другие признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более понятными при чтении следующего подробного описания со ссылкой на прилагаемые графические материалы, в которых подобные обозначения представляют собой подобные элементы во всех графических материалах, при этом:
на ФИГ. 1 схематически проиллюстрирована система добычи полезных ископаемых в соответствии с вариантом реализации изобретения;
на ФИГ. 2 проиллюстрировано распространение сигнала через изотропный материал в соответствии с вариантом реализации изобретения;
на ФИГ. 3 проиллюстрировано двойное преломление в анизотропном материале в соответствии с вариантом реализации изобретения;
на ФИГ. 4 схематически проиллюстрирован измерительный прибор, расположенный в стволе скважины системы добычи полезных ископаемых согласно ФИГ. 1 в соответствии с вариантом реализации изобретения;
на ФИГ. 5 проиллюстрированы различные плоскости, используемые для двумерной визуализации после сбора данных, в соответствии с вариантом реализации изобретения;
на ФИГ. 6 приведена блок-схема процесса проведения измерений и получения трехмерных изображений объема вокруг ствола скважины системы добычи полезных ископаемых согласно ФИГ. 1 в соответствии с вариантом реализации изобретения; и
на ФИГ. 7 приведена блок-схема процесса проведения измерений и получения двумерных изображений объема вокруг ствола скважины системы добычи полезных ископаемых согласно ФИГ. 1 в соответствии с вариантом реализации изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Один или большее количество конкретных вариантов реализации изобретения будут описаны ниже. В попытке предоставить краткое описание этих вариантов реализации изобретения в описании могут быть описаны не все признаки фактической реализации. Следует принимать во внимание, что при разработке любой такой фактической реализации, как и в любой инженерной или опытно-конструкторской разработке, необходимо принимать многочисленные конкретные решения для реализации для достижения конкретных целей разработчиков, таких как соблюдение связанных с системой и связанных с бизнесом ограничений, которые будут изменяться в зависимости от варианта реализации. Кроме того, следует понимать, что попытки такой разработки могут быть сложными и трудоемкими, но, тем не менее, благодаря преимуществу, получаемому от раскрытия данного изобретения, она может стать обычным делом в связи с проектированием, изготовлением и производством для среднего специалиста в данной области техники.
При описании элементов различных вариантов реализации настоящего изобретения единственное число может обозначать один или большее количество таких элементов. Термины «содержащий», «включающий в себя» и «имеющий» являются включающими и означают, что могут присутствовать дополнительные элементы, отличные от перечисленных элементов. Кроме того, любые числовые примеры в последующем описании призваны быть неограничивающими, и, таким образом, дополнительные числовые значения, диапазоны и проценты находятся в пределах объема раскрытых вариантов реализации изобретения.
Описанные способы включают использование измерительного прибора, содержащего источник и трехкомпонентный приемник. При перемещении измерительного прибора в стволе скважины источник излучает сигнал наружу в материал, окружающий ствол скважины. Сигнал отражается от особенных элементов материала и возвращается к стволу скважины. Приемник получает продольный компонент и два поперечных компонента отраженного сигнала. Собранные данные могут использоваться для создания дву- и трехмерных изображений материала, окружающего ствол скважины, для выполнения оценки пласта.
На ФИГ. 1 схематически проиллюстрирован вариант реализации системы 10 добычи полезных ископаемых. Нефть и/или газ могут добываться из подземных залежей 12 через скважину 14. Например, ствол 16 скважины может быть пробурен с использованием бурового инструмента 17 (например, бурового долота) и проходить от поверхности 18 до залежей 12. Хотя ствол 16 скважины, изображенный на ФИГ. 1, проходит вертикально от буровой установки 19 на поверхности 18 до залежей 12, ствол 16 скважины может проходить под углом к поверхности 18. Аналогичным образом, ствол 16 скважины может изменять направление по мере прохождения от поверхности 18 до залежей 12. То есть ствол 16 скважины может содержать участки, проходящие под углом, перпендикулярно или параллельно поверхности 18. Измерительный прибор 20 может быть помещен в ствол 16 скважины позади бурового инструмента 17 для проведения измерений или визуализации объема материала 21, окружающего ствол 16 скважины, с целью оценки пласта. Измерительный прибор 20 может опускаться в ствол 16 скважины позади бурового инструмента 17 и проводить измерения по мере бурения ствола 16 скважины (каротаж во время бурения или LWD от англ. logging while drilling). В других вариантах реализации изобретения измерительный прибор 20 может опускаться в ствол 16 скважины после того, как ствол 16 скважины пробурен, а измерения выполняться в ходе движения измерительного прибора 20 вверх (например, его извлечения) из ствола 16 скважины (стандартный каротаж). В других вариантах реализации изобретения измерительный прибор 20 может опускаться в ствол 16 скважины после того, как ствол 16 скважины пробурен, а измерения выполняться в ходе движения измерительного прибора 20 вверх по стволу 16 скважины при удалении трубы из ствола 16 скважины (каротаж во время подъема буровой колонны или LWT от англ. logging while tripping).
Измерительный прибор 20 может содержать один или большее количество источников 22, излучающих сигнал, распространяющийся через породы, и один или большее количество приемников 24, принимающих сигналы, отраженные от особенных элементов 26 (например, плоских трещин, микроразрывов, разломов, плоскостей залегания и других рассеивателей) в объеме материала 21 вокруг ствола 16 скважины. Данные, собранные с использованием измерительного прибора 20, могут быть проанализированы с использованием вычислительного устройства 28 (например, компьютера, планшета, мобильного устройства и т.д.) или их комбинации. Вычислительное устройство 28 может содержать схему 30 связи, процессор 32, память 34, порты 36 связи и пользовательский интерфейс 38, который может содержать дисплей 40. В процессе прохождения измерительного прибора 20 по стволу 16 скважины с целью проведения измерений или после перемещения измерительного прибора 20 через ствол 16 скважины данные могут передаваться в компонент 42 памяти (например, по кабелю 44), который может располагаться на поверхности 18 или в измерительном приборе 20, для хранения данных до их обработки. В других вариантах реализации изобретения собранные данные могут передаваться на компьютер 28 беспроводным способом (например, через облако 46) или через проводное соединение и порты 36 связи. Компьютер 28 может быть расположен рядом с буровой установкой 19 или удаленно от скважины 14. В некоторых вариантах реализации изобретения (например, когда компьютер 28 расположен удаленно относительно скважины 14) данные могут передаваться на компьютер 28 через облако 46 или по сети. В других вариантах реализации изобретения компьютер 28 может осуществлять беспроводную связь с измерительным прибором 20 в процессе перемещения измерительного прибора 20 по стволу 16 скважины и анализа данных в реальном времени или почти в реальном времени. В некоторых вариантах реализации изобретения работа измерительного прибора 20 может регулироваться на основе анализа вычислительным устройством 28 (например, динамическим программным обеспечением). Компьютер 28 может быть снабжен программным обеспечением, хранящимся в компоненте 34 памяти и исполняемым процессором 32 для содействия анализу собранных данных. Например, вычислительное устройство 28 может быть выполнено с возможностью пост-обработки данных, собранных измерительным прибором 20, и идентификации особенных элементов 26 в объеме материала 21, окружающего ствол 16 скважины. На основании отраженных сигналов, принятых приемниками 24, может быть выполнена двумерная и трехмерная визуализация объема материала 21, окружающего ствол 16 скважины.
На ФИГ. 2 проиллюстрировано распространение сигнала 100 через изотропный материал. Как показано, сигнал содержит продольный компонент P и поперечный компонент S. Продольный компонент Р проходит в осевом направлении вдоль оси перемещения 102. Поперечный компонент S действует ортогонально оси перемещения 102. В проиллюстрированном варианте реализации изобретения поперечный компонент S ориентирован вдоль оси 104. Однако следует понимать, что поперечный компонент S может быть ориентирован вдоль оси 106 или в любом другом направлении. При распространении сигнала 100 через анизотропный или двупреломляющий материал поперечный компонент распадается на первый и второй поперечные компоненты S1 и S2, которые, как правило, поляризованы ортогонально друг другу вдоль конкретного пути распространения в подземных геологических пластах.
На ФИГ. 3 проиллюстрировано разделение поперечного сигнала в анизотропных материалах. Как показано, сигнал распространяется через изотропный материал 108, проходит через анизотропный материал 110, а затем выходит из анизотропного материала 110 обратно в изотропный материал 108. Как показано и описано со ссылкой на ФИГ. 2, сигнал распространяется через изотропный материал 108 в виде единого сигнала с продольным компонентом (компонентом давления) Р и поперечным компонентом (компонентом смещения) S, ориентированными вдоль плоскости 109, без изменений, как единый сигнал 100. Сигнал 100 контактирует с передней плоскостью 112 анизотропного материала 110, и поперечный компонент S разделяется на два поляризованных компонента S1 и S2, потому что показатель преломления анизотропного материала 100 зависит от поляризации сигнала 100. Первый поперечный компонент S1, поляризованный относительно первой плоскости 114, распространяется с первой скоростью в соответствии с первым показателем преломления анизотропного материала 110, тогда как второй поперечный компонент S2, поляризованный относительно второй плоскости 116, распространяется со второй скоростью согласно второму показателю преломления анизотропного материала 110. Первый поперечный компонент S1 и второй поперечный компонент S2 достигают задней плоскости 118 анизотропного материала 110 в разное время и выходят из анизотропного материала 110 в изотропный материал 108. Таким образом, то, что начиналось как поперечный компонент S сигнала 100, принимается приемником 24 в виде первого и второго поперечного компонента S1 и S2, которые прибывают в разное время.
Если среда изотропна, полученные поперечные волны поляризуются в плоскости распространения, содержащей точку отражения. Для полного захвата таких поступающих сигналов используется аксиально-ориентированный приемник. Следует отметить, что традиционная кросс-дипольная геометрия не регистрирует этот компонент волнового поля. При наличии напряжений, плоских трещин, микротрещин в объеме материала 21, окружающего ствол 16 скважины, как показано на ФИГ. 1, объем материала 21 становится анизотропным и двупреломляющим. Таким образом, сигналы 100, излучаемые одним или большим количеством источников 22, отраженные особенными элементами 26 в объеме 21 и принятые одним или большим количеством приемников 24, будут разделены на продольный компонент давления Р, а также первый и второй поперечные компоненты сдвига S1 и S2, прибывающие в разное время. Таким образом, получение полного волнового поля отраженного сигнала P, S1, S2 и захват его 3-компонентным приемником обеспечивает наиболее полную оценку пласта объема материала 21, окружающего ствол 16 скважины.
На ФИГ. 4 схематически проиллюстрирован измерительный прибор 20 согласно ФИГ. 1, расположенный в стволе 16 скважины, в соответствии с вариантом реализации изобретения. Для пояснения показана ось 200 ствола 16 скважины. Хотя ствол 16 скважины, изображенный на ФИГ. 4, проходит вертикально, следует понимать, что ствол 16 скважины может проходить горизонтально или под углом к поверхности 18 земли. Аналогичным образом, при изменении направления ствола 16 скважины меняется направление и его оси 200. Система координат X, Y, Z также показана на ФИГ. 4. Для простоты следует понимать, что система координат также отражает изменения в направлении ствола 16 скважины, так что ось 200 ствола скважины всегда проходит в направлении Z.
Как показано, измерительный прибор 20 содержит источник 22 и приемник 24. Как указывалось ранее, измерительный прибор 20 может содержать множество источников 22 и множество приемников 24. Аналогичным образом, источник 22 и приемник могут быть частью одного и того же модуля или узла либо частью отдельных модулей или узлов. Источником 22 может быть любое устройство, которое может быть переведено в режим возбуждения электрическими или механическими средствами с целью генерирования продольных или поперечных волн в объем материала 21, окружающего ствол 16 скважины. На ФИГ. 4 проиллюстрирован конкретный пример источника, обычно используемого в кросс-дипольной геометрии. Однако возможны и другие многорежимные системы, имеющие 4, 6, 8 или более полюсов. В данном случае источник излучает сигнал в плоскости, параллельной плоскости XY и ортогональной оси 200 ствола скважины, в объем материала 21, окружающего ствол 16 скважины, как показано стрелками 202 и 204. Однако источником 22 может быть любое количество устройств, способных излучать сигнал в объем материала 21, окружающего ствол 16 скважины. Например, источником 22 может быть любой вибрационный источник, который может быть электрически или механически активирован для генерации продольных и поперечных волн. Источник 22 может работать, например, в виде монополя, диполя или обоих. Сигнал проникает глубоко (например, на 30, 40, или 50 метров или более) в объем материала 21, окружающего ствол 16 скважины, поэтому могут быть обнаружены трещины широкого диапазона размеров. Например, сигнал может иметь частоту, превышающую 1 кГц.
Приемник 24 представляет собой датчик, способный принимать компоненты Р, S1, и S2 отраженного сигнала. Например, приемник 24 может иметь первый и второй элементы, обозначенные стрелками 206 и 208, соответственно, ориентированные в плоскости, параллельной плоскости XY и ортогональной оси 200 ствола скважины. Третий элемент, обозначенный стрелкой 210, может быть ориентирован параллельно оси 200 ствола скважины. Как описано выше со ссылкой на ФИГ. 2, компонент Р отраженного сигнала проходит вдоль оси распространения. В изотропных средах поперечная составляющая S поляризована в плоскости распространения. В анизотропных средах поперечная волна разделяется на два поляризованных компонента: S1 и S2. По существу, первый и второй элементы 206, 208, ориентированные в плоскости, перпендикулярной оси 200 ствола скважины, принимают в основном компонент Р и компонент S2 отраженного сигнала. Третий элемент 210, ориентированный параллельно оси 200 ствола скважины, принимает компонент S1. В некоторых вариантах реализации изобретения приемник 24 может быть трехкомпонентным (3C) датчиком (например, трехосным магниторезистивным датчиком, пьезоэлектрическим датчиком, магнитостриктивным, емкостным датчиком, MEMS-датчиками и т.д.). В других вариантах реализации изобретения приемник 24 может содержать один или большее количество геофонов или акселерометров. Кроме того, приемник 24 может содержать множество датчиков в одном пакете или в отдельных пакетах. Как описано выше, хотя измерительный прибор 20, изображенный на ФИГ. 4, имеет один источник 22 и один приемник 24, следует понимать, что также предусмотрены варианты реализации изобретения, предусматривающие несколько источников 22, несколько приемников 24 или их комбинацию.
Измерительный прибор 20 может проходить через ствол 16 скважины для проведения измерений объема материала 21, окружающего ствол 16 скважины. Измерения могут выполняться по мере перемещения измерительного прибора 20 по стволу 16 скважины в направлении к залежам углеводородов и от поверхности или по мере перемещения измерительного прибора 20 по стволу 16 скважины в направлении к поверхности и от залежей углеводородов. Сбор данных может быть непрерывным в процессе перемещения измерительного прибора 20 по стволу 16 скважины, или сбор данных может происходить в отдельных местах в процессе перемещения измерительного прибора 20 по стволу 16 скважины. Как было рассмотрено в связи с ФИГ. 1, анализ собранных данных может происходить в самом измерительном приборе в реальном времени или почти в реальном времени, либо данные могут быть собраны и переданы во внешнее вычислительное устройство для анализа.
В существующих системах обычно используются кросс-дипольные источники (т.е. две дипольные антенны, расположенные перпендикулярно друг другу) для излучения сигнала и двухкомпонентный приемник, причем оба элемента совмещены в плоскости, перпендикулярной оси 200 ствола скважины. В результате двухкомпонентный приемник принимает только компоненты Р и S2 отраженного сигнала. Компонент S1, распространяющийся перпендикулярно оси 200 ствола скважины и поляризованный в плоскости, параллельной оси 200 ствола скважины, и в большинстве случаев доминирующий по прибытии, захватывается не полностью. Таким образом, эффективное направление измерения находится только вдоль оси 200 ствола скважины, и измерения могут проводиться только на несколько метров в объеме материала 21, окружающего ствол 16 скважины. Использование трехкомпонентного приемника 24, изображенного на ФИГ. 3, позволяет измерительному прибору 20 захватить все три компонента (т.е. Р, S1 и S2) отраженных сигналов, так что эффективные направления измерения располагаются как вдоль оси 200 ствола скважины, так и радиально наружу от оси 200 ствола скважины, что позволяет проводить оценку пласта глубоко в объеме материала 21, окружающего ствол 16 скважины. Например, используя раскрытые методики, оценка пласта может выполняться на расстоянии до 50 метров или более в объеме материала 21, окружающего ствол 16 скважины. После сбора данных измерительным прибором 20 могут выполняться двумерная или трехмерная визуализации объема материала 21, окружающего ствол 16 скважины.
Для кросс-дипольных источников на ФИГ. 5 показаны различные плоскости, используемые для двумерной визуализации после сбора данных. Хотя трехмерная визуализация обеспечивает более качественные изображения объема материала 21, окружающего ствол скважины, трехмерная визуализация может потребовать большей вычислительной мощности, чем двумерная визуализация. Соответственно, в некоторых вариантах реализации изобретения (например, если вычислительная мощность ограничена), двумерная визуализация может выполняться до трехмерной визуализации или вместо трехмерной визуализации. Как показано в графических материалах, ствол 16 скважины и ось 200 ствола скважины проходят вдоль линии на пересечении плоскости XZ 300 и плоскости YZ 302. Плоскость XY 304 проходит наружу, ортогонально оси 200 ствола скважины. Как описано со ссылкой на ФИГ. 4, следует понимать, что при изменении направления ствола 16 скважины меняется направление и его оси 200 и системы координат. В некоторых вариантах реализации изобретения измерительный прибор 20 может содержать гироскоп или другой датчик, содействующий определению ориентации измерительного прибора. Как показано в графических материалах, источник 22 излучает сигнал в плоскости, ортогональной оси 200 ствола скважины и параллельной плоскости XY, который может быть разбит на его составные части: Sy и Sx. Приемник 24 принимает отраженные сигналы по трем осям, так что принятые сигналы можно разделить на их составные части: Rx, Ry и Rz. Принятые сигналы могут дополнительно разбиваться на основе компонента сигнала источника 22, которому они соответствуют. Таким образом, компонент Rx может быть разделен на SxRx и SyRx, компонент Ry может быть разделен на SxRy и SyRy, а компонент Rz может быть разделен на SxRz и SyRz. Каждый из них может соответствовать продольному Р и поперечным S1, S2 компонентам отраженного сигнала. Например, в плоскости XZ изображение Р соответствует SxRx, изображение S1 соответствует SxRz, а изображение S2 соответствует SyRy. Для плоскости YZ изображение Р соответствует SyRy, изображение S1 соответствует SyRz, а изображение S2 соответствует SxRx.
Простирание определяется как угол азимута плоскости обнаруженного особого элемента, образуемый со стволом скважины. Падение представляет собой угол между обнаруженным особым элементом и стволом скважины. На основании исключительно двумерных изображений, описанных выше, для плоскости XZ и плоскости YZ, значения простирания и падения для обнаруженного особого элемента могут не определяться. Однако, принимая во внимание значения SxRy и SyRx, можно оценить простирание и падение.
На ФИГ. 6 приведена блок-схема процесса 400 проведения измерений и получения трехмерных изображений объема вокруг ствола скважины. На этапе 402 сигнал излучается источником измерительного прибора. Как было рассмотрено выше, источник может излучать сигнал в плоскости, параллельной плоскости XY и ортогональной к оси ствола скважины, в объем материала, окружающего ствол скважины (т.е. кросс-диполь). В других вариантах реализации изобретения источником может быть любое устройство, генерирующее продольные и поперечные волны посредством процесса электрического или механического возбуждения. Источником может быть любое количество устройств, способных излучать сигнал в объем материала, окружающего ствол скважины. Источник может быть способен работать как монополь, диполь или оба. Сигнал проникает глубоко (например, на 30, 40, или 50 метров или более) в объем материала, окружающего ствол скважины, поэтому могут быть обнаружены трещины широкого диапазона размеров. Например, сигнал может излучаться с соответствующей частотой, чтобы сигнал глубоко проникал в объем материала, окружающего ствол скважины.
На этапе 404 приемник принимает сигналы, отраженные от особых элементов в объеме материала, расположенного вокруг ствола скважины. Приемник содержит один или большее количество датчиков, способных принимать компоненты Р, S1, и S2 отраженного сигнала. Например, приемник может иметь первый и второй элементы, ориентированные в плоскости, параллельной плоскости XY и ортогональной оси ствола скважины. Третий элемент может быть ориентирован соосно или параллельно оси ствола скважины. Компонент Р отраженного сигнала распространяется вдоль оси распространения, в изотропной среде компонент S1 поляризован в плоскости распространения, а компонент S2 поляризован перпендикулярно плоскости распространения. По существу, первый и второй элементы, ориентированные в плоскости, ортогональной оси ствола скважины, принимают компонент Р и компонент S2 отраженного сигнала. Третий элемент, ориентированный параллельно оси ствола скважины, принимает компонент S1. В анизотропных средах соответствующие компоненты P, S1 и S2 полностью регистрируются указанными тремя компонентами приемника. В некоторых вариантах реализации изобретения приемник может быть трехкомпонентным (3C) датчиком (например, трехосным магниторезистивным датчиком, пьезоэлектрическим датчиком, магнитостриктивным, емкостным датчиком, MEMS-датчиками и т. д.). В других вариантах реализации изобретения приемник может содержать один или большее количество геофонов или акселерометров. В целом, приемник может быть любым устройством, способным определять векторную величину, такую как сила, скорость, ускорение, смещение и т. д. Кроме того, приемник может содержать множество датчиков в одном пакете или в отдельных пакетах. В некоторых вариантах реализации изобретения блок 404 может содержать некоторое преобразование сигнала, такое как фильтрация, быстрое преобразование Фурье (FFT) и т. д.
На этапе 406 одно или большее количество трехмерных изображений 408 формируются с использованием собранных данных и подаются на выход. Как было рассмотрено в связи с ФИГ. 5, источник может излучать сигнал в плоскости, ортогональной оси ствола скважины и параллельной плоскости XY, который может быть разделен на его составные части: Sy и Sx. Приемник принимает отраженные сигналы по трем осям, так что принятые сигналы можно разделить на их составные части: Rx, Ry и Rz. Принятые сигналы могут дополнительно разбиваться на основе компонента сигнала источника, которому они соответствуют. Таким образом, компонент Rx может быть разделен на SxRx и SyRx, компонент Ry может быть разделен на SxRy и SyRy, а компонент Rz может быть разделен на SxRz и SyRz. Каждый из них может соответствовать продольному Р и поперечным S1, S2 компонентам отраженного сигнала. Путем соединения различных компонентов (SxRx, SyRx, SxRy, SyRy, SxRz и SyRz) и анализа собранных данных могут быть созданы изображения различных особых элементов, расположенных в объеме материала, окружающего ствол скважины и простирающегося наружу на 50 метров или более.
На этапе 410 могут определяться и подаваться на выход значения простирания 412 и падения 414. Как описано выше со ссылкой на ФИГ. 5, простирание определяется как угол азимута плоскости обнаруженного особого элемента со стволом скважины, а падение представляет собой угол, который обнаруженный особый элемент образует со стволом скважины. После формирования изображений 408 объема, окружающего ствол скважины, значения простирания 412 и падения 414 могут быть определены непосредственно из одного или большего количества изображений 408 и поданы на выход.
Хотя трехмерные изображения позволяют проводить более тщательную и полную оценку пласта и значений простирания и падения, трехмерная визуализация может потребовать большей вычислительной мощности и занимать больше времени, чем двумерная визуализация. Соответственно, в некоторых применениях пользователи могут отдать предпочтение двумерной визуализации или могут выполнять двумерную визуализацию в качестве предварительного этапа перед трехмерной визуализацией.
На ФИГ. 7 приведена блок-схема процесса 500 проведения измерений и получения двумерных изображений объема вокруг ствола скважины. На этапе 502 сигнал излучается источником измерительного прибора. Как было рассмотрено выше, источник может излучать сигнал в плоскости, параллельной плоскости XY и ортогональной к оси ствола скважины, в объем материала, окружающего ствол скважины. Однако источником может быть любое количество других устройств, способных излучать сигнал в объем
монополюсный, диполюсный, 4-, 6-, 8-полюсный и т. д. Сигнал проникает глубоко (например, на 30, 40, или 50 метров или более) в объем материала, окружающего ствол скважины, поэтому могут быть обнаружены трещины широкого диапазона размеров. Например, сигнал может излучаться с соответствующей частотой для обнаружения целевых трещин и иметь достаточную мощность для исследования глубокого пласта.
На этапе 504 приемник принимает сигналы, отраженные от особых элементов в объеме материала, расположенного вокруг ствола скважины. Приемник содержит один или большее количество датчиков, способных принимать компоненты Р, S1, и S2 отраженного сигнала. Например, приемник может иметь первый и второй элементы, ориентированные в плоскости, параллельной плоскости XY и ортогональной оси ствола скважины. Третий элемент может быть ориентирован соосно или параллельно оси ствола скважины. Компонент Р отраженного сигнала распространяется вдоль оси распространения, в изотропной среде компонент S1 поляризован в плоскости распространения, а компонент S2 поляризован перпендикулярно плоскости распространения. По существу, первый и второй элементы, ориентированные в плоскости, ортогональной оси ствола скважины, принимают компонент Р и компонент S2 отраженного сигнала. Третий элемент, ориентированный параллельно оси ствола скважины, принимает компонент S1. В анизотропных средах соответствующие компоненты P, S1 и S2 полностью регистрируются указанными 3 компонентами приемника. В некоторых вариантах реализации изобретения приемник может быть трехкомпонентным (3C) датчиком (например, трехосным магниторезистивным датчиком, пьезоэлектрическим датчиком, магнитостриктивным, емкостным датчиком, MEMS-датчиками и т.д.). В других вариантах реализации изобретения приемник может содержать один или большее количество геофонов или акселерометров. Кроме того, приемник может содержать множество датчиков в одном пакете или в отдельных пакетах. В некоторых вариантах реализации изобретения блок 504 может содержать некоторое преобразование сигнала, такое как фильтрация, быстрое преобразование Фурье (FFT от англ. fast Fourier transforms) и т. д.
На этапе 506 собранные данные разделяются на данные для сигналов, перемещающихся вверх и вниз. Данные для сигналов, перемещающихся вверх и вниз, используются раздельно для формирования изображений, а затем объединяются для получения интегрированного изображения.
На этапе 508 двумерные изображения генерируются для плоскости XZ 510 и плоскости YZ 512 и подаются на выход. Данные SxRx, SxRz и SyRy используются для формирования изображения для плоскости XZ 510. В изображении плоскости XZ компонент Р соответствует SxRx, компонент S1 соответствует SxRz, а компонент S2 соответствует SyRy. Данные SyRy, SyRz и SxRx используются для формирования изображения для плоскости YZ 512. Компонент Р соответствует SyRy, компонент S1 соответствует SyRz, а компонент S2 соответствует SxRx.
На этапе 514 могут определяться значения простирания 412 и падения 414. На основании исключительно двумерных изображений, описанных выше, для плоскости XZ и плоскости YZ, значения простирания 412 и падения 414 для обнаруженного особого элемента могут не определяться. Однако, принимая во внимание значения SxRy и SyRx, можно оценить простирание 412 и падение 414 и подать их на выход.
В раскрытых способах используется по меньшей мере один источник и по меньшей мере один трехкомпонентный приемник для оценки пласта, а именно объема материала, расположенного вокруг ствола скважины и проходящего наружу на 50 метров или более. Определяя продольный компонент Р и оба поперечных компонента S1 и S2, можно получать двумерную и/или трехмерную визуализацию объема, позволяющую оценить двупреломление объема и обнаружить микротрещины величиной на несколько порядков ниже шкалы разрешения. Источник может работать в монопольном режиме или многорежимно (т .е. диполь, квадрополь, гексополь, октополь и т. д.). Кроме того, описанный измерительный прибор и соответствующие технологии могут использоваться в укрепленных и/или открытых стволах скважин. Кроме того, описанный измерительный прибор может использоваться в процессе каротажа во время подъема буровой колонны (LWT), каротажа во время бурения (LWD), измерения во время бурения (MWD от англ. measurement while drilling) или кабельных операций.
В этом письменном описании используются примеры, раскрывающие заявленный объект изобретения, включая лучший режим, а также позволяющие любому специалисту в данной области техники применять описанный объект изобретения на практике, включая создание и использование любых устройств или систем и выполнение любых встроенных способов. Патентуемый объем изобретения определяется формулой изобретения и может включать другие примеры, очевидные для специалистов в данной области техники. Предполагается, что подобные другие примеры входят в объем формулы изобретения, если они содержат структурные элементы, которые не отличаются от буквальных формулировок формулы изобретения, или если они включают эквивалентные структурные элементы с несущественными отличиями от буквальных формулировок формулы изобретения.

Claims (24)

1. Скважинный измерительный прибор (20), выполненный с возможностью прохождения через ствол (16) скважины и содержащий:
вибрационный источник (22), выполненный с возможностью излучения сигнала (100) источника в объем материала (21), окружающего ствол (16) скважины, причем сигнал (100) источника сконфигурирован с возможностью распространения через объем материала (21), окружающего ствол (16) скважины, и отражения от особых элементов (26), расположенных в объеме материала (21), окружающего ствол (16) скважины, и сигнал источника содержит как продольные, так и поперечные волны;
трехкомпонентный приемник (24), содержащий:
первый элемент (206), ориентированный в первой плоскости ортогонально оси (200) ствола (16) скважины и выполненный с возможностью приема первого множества отражений сигнала (100) источника;
второй элемент (208), ориентированный в первой плоскости ортогонально первому элементу (206) и выполненный с возможностью приема второго множества отражений сигнала (100) источника; и
третий элемент (210), ориентированный параллельно оси (200) ствола (16) скважины и выполненный с возможностью приема третьего множества отражений сигнала источника (22),
причем скважинный измерительный прибор выполнен с возможностью получения принятых первого, второго и третьего множеств отражений сигнала источника; и
вычислительное устройство, выполненное с возможностью анализа принятых первого, второго и третьего множеств отражений сигнала источника и формирования на их основе одного или большего количества изображений объема материала, окружающего ствол скважины, включающих одно или большее количество двумерных изображений, и при этом вычислительное устройство выполнено с возможностью оценки простирания и падения пласта на основе одного или большего количества двумерных изображений.
2. Скважинный измерительный прибор (20) по п. 1, отличающийся тем, что источник (22) выполнен с возможностью излучения сигнала источника вдоль второй плоскости, перпендикулярной оси (200) ствола скважины.
3. Скважинный измерительный прибор (20) по п. 1, отличающийся тем, что первое и второе множества отражений содержат продольный компонент (Р) сигнала (100) источника и второй поперечный компонент (S2) сигнала (100) источника.
4. Скважинный измерительный прибор (20) по п. 1, отличающийся тем, что третье множество отражений содержит первый поперечный компонент (S1) сигнала (100) источника.
5. Скважинный измерительный прибор (20) по п. 1, отличающийся тем, что трехкомпонентный приемник (24) содержит трехосный магниторезистивный датчик.
6. Скважинный измерительный прибор (20) по п. 1, отличающийся тем, что трехкомпонентный приемник (24) содержит один или большее количество геофонов.
7. Скважинный измерительный прибор (20) по п. 1, отличающийся тем, что трехкомпонентный приемник (24) содержит один или большее количество акселерометров.
8. Способ каротажа скважины, включающий:
перемещение скважинного измерительного прибора (20) в стволе (16) скважины;
излучение (402) вибрационным источником (22) скважинного измерительного прибора (20) сигнала (100) источника в объем материала (21), окружающего ствол (16) скважины, причем сигнал (100) источника сконфигурирован с возможностью распространения через объем материала (21), окружающего ствол (16) скважины, и отражения от особых элементов (26), расположенных в объеме материала (21), окружающего ствол (16) скважины, и сигнал источника содержит как продольные, так и поперечные волны;
прием посредством первого элемента (206) трехкомпонентного приемника (24) первого множества отражений сигнала (100) источника, при этом первый элемент (206) ориентирован в первой плоскости ортогонально оси (200) ствола (16) скважины;
прием посредством второго элемента (208) трехкомпонентного приемника (24) второго множества отражений сигнала (100) источника, при этом второй элемент (208) ориентирован в первой плоскости ортогонально первому элементу (206);
прием посредством третьего элемента (210) трехкомпонентного приемника (24) третьего множества отражений сигнала (100) источника, при этом третий элемент (210) ориентирован параллельно оси (200) ствола скважины;
формирование (508) одного или большего количества двумерных изображений (510, 512) объема материала (21), окружающего ствол (16) скважины, на основе первого, второго и третьего множеств отражений сигнала (100) источника; и
оценку (514) простирания (412) и падения (414) пласта на основе одного или большего количества двумерных изображений (510, 512).
9. Способ по п. 8, включающий формирование (406) одного или большего количества трехмерных изображений (408) объема материала (21), окружающего ствол (16) скважины, на основе первого, второго и третьего множеств отражений сигнала (100) источника.
10. Способ по п. 9, включающий определение простирания и падения пласта (410) на основе одного или большего количества трехмерных изображений (408).
RU2019138408A 2017-05-24 2018-05-09 Системы и способ оценки пласта из ствола скважины RU2736810C1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/604,480 US10684384B2 (en) 2017-05-24 2017-05-24 Systems and method for formation evaluation from borehole
US15/604,480 2017-05-24
PCT/US2018/031716 WO2018217447A1 (en) 2017-05-24 2018-05-09 Systems and method for formation evaluation from borehole

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2736810C1 true RU2736810C1 (ru) 2020-11-20

Family

ID=64396906

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019138408A RU2736810C1 (ru) 2017-05-24 2018-05-09 Системы и способ оценки пласта из ствола скважины

Country Status (6)

Country Link
US (1) US10684384B2 (ru)
EP (1) EP3631525A4 (ru)
CN (1) CN110612462B (ru)
RU (1) RU2736810C1 (ru)
SA (1) SA519410542B1 (ru)
WO (1) WO2018217447A1 (ru)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11656381B2 (en) * 2020-04-02 2023-05-23 Halliburton Energy Services, Inc. Extracting shear wave slowness from hexapole waves and octupole waves

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20030081501A1 (en) * 2001-09-07 2003-05-01 Input/Output, Inc. Reservoir evaluation apparatus and method
US20030179651A1 (en) * 2002-03-22 2003-09-25 Les Nutt Method and apparatus for borehole sensing
US20050278122A1 (en) * 2004-06-15 2005-12-15 Baker Hughes Incorporated Geosteering in anisotropic formations using multicomponent induction measurements
US20060074561A1 (en) * 2004-09-16 2006-04-06 Schlumberger Technology Corporation Methods for visualizing distances between wellbore and formation boundaries
US20140086012A1 (en) * 2012-09-26 2014-03-27 Cgg Services Sa Volumetric piezoelectric seismic wave source and related methods

Family Cites Families (57)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2951535A (en) 1955-10-05 1960-09-06 Halliburton Oil Well Cementing Method of fracturing
US4744245A (en) 1986-08-12 1988-05-17 Atlantic Richfield Company Acoustic measurements in rock formations for determining fracture orientation
US4874061A (en) * 1988-01-19 1989-10-17 Conoco Inc. Downhole orbital seismic source
US5124952A (en) 1989-05-17 1992-06-23 Halliburton Logging Services, Inc. Formation fracture detection using instantaneous characteristics of sonic waveforms
AU8719191A (en) 1990-10-04 1992-04-28 Mobil Oil Corporation Method for maeasuring propped fracture height using acoustic logs
US5121363A (en) * 1990-12-26 1992-06-09 Conoco Inc. Fracture detection logging tool
USH1156H (en) 1991-11-21 1993-03-02 Downhole fracture detection and characterization
US5318123A (en) 1992-06-11 1994-06-07 Halliburton Company Method for optimizing hydraulic fracturing through control of perforation orientation
US5363095A (en) * 1993-06-18 1994-11-08 Sandai Corporation Downhole telemetry system
US5747750A (en) * 1994-08-31 1998-05-05 Exxon Production Research Company Single well system for mapping sources of acoustic energy
GB2315551B (en) * 1996-07-23 2000-06-28 Alec Melvin Device for generating seismic shear waves
US6573722B2 (en) * 2000-12-15 2003-06-03 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for cancellation of borehole effects due to a tilted or transverse magnetic dipole
US6636045B2 (en) * 2001-04-03 2003-10-21 Baker Hughes Incorporated Method of determining formation anisotropy in deviated wells using separation of induction mode
DK174493B1 (da) 2001-05-22 2003-04-22 Maersk Olie & Gas Fremgangsmåde til styring af injektionsfrakturers udbredelsesretning i permeable formationer
GB2379013B (en) 2001-08-07 2005-04-20 Abb Offshore Systems Ltd Microseismic signal processing
US6584837B2 (en) * 2001-12-04 2003-07-01 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for determining oriented density measurements including stand-off corrections
USH2116H1 (en) 2001-12-31 2005-04-05 Southwest Research Institute Method for detecting, locating, and characterizing single and multiple fluid-filled fractures in fractured formations
US6748330B2 (en) 2002-04-10 2004-06-08 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for anisotropic vector plane wave decomposition for 3D vertical seismic profile data
US7035165B2 (en) * 2003-01-29 2006-04-25 Baker Hughes Incorporated Imaging near-borehole structure using directional acoustic-wave measurement
US6839633B1 (en) 2003-06-13 2005-01-04 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for imaging a subsurface fracture
US6985816B2 (en) * 2003-09-15 2006-01-10 Pinnacle Technologies, Inc. Methods and systems for determining the orientation of natural fractures
CA2562005C (en) * 2004-04-21 2013-03-26 Pinnacle Technologies, Inc. Microseismic fracture mapping using seismic source timing measurements for velocity calibration
US7243718B2 (en) 2004-06-18 2007-07-17 Schlumberger Technology Corporation Methods for locating formation fractures and monitoring well completion using streaming potential transients information
US7283910B2 (en) * 2004-07-15 2007-10-16 Baker Hughes Incorporated Incremental depth measurement for real-time calculation of dip and azimuth
GB2428089B (en) * 2005-07-05 2008-11-05 Schlumberger Holdings Borehole seismic acquisition system using pressure gradient sensors
WO2007019585A2 (en) 2005-08-09 2007-02-15 Hexion Specialty Chemicals Inc. Methods and compositions for determination of fracture geometry in subterranean formations
AU2008273868B2 (en) 2007-07-06 2013-05-16 Schlumberger Technology B.V. Methods and systems for processing microseismic data
US7647183B2 (en) * 2007-08-14 2010-01-12 Schlumberger Technology Corporation Method for monitoring seismic events
CN101419292B (zh) * 2007-10-25 2011-05-25 中国石油天然气集团公司 采用纵波源多分量地震数据生成横波地震剖面的方法
US9477002B2 (en) 2007-12-21 2016-10-25 Schlumberger Technology Corporation Microhydraulic fracturing with downhole acoustic measurement
BRPI0915717A2 (pt) * 2008-07-02 2015-10-27 Wood Group Logging Services Inc ferramenta de avaliação de cascalho e métodos de uso
US8117907B2 (en) * 2008-12-19 2012-02-21 Pathfinder Energy Services, Inc. Caliper logging using circumferentially spaced and/or angled transducer elements
US8289808B2 (en) * 2009-04-16 2012-10-16 Chevron U.S.A., Inc. System and method to estimate compressional to shear velocity (VP/VS) ratio in a region remote from a borehole
US8255164B2 (en) * 2009-04-22 2012-08-28 Schlumberger Technology Corporation Methods and systems for borehole seismic
CN104314552B (zh) 2009-05-27 2017-09-26 光学感应器控股有限公司 压裂监测
US9267359B2 (en) 2009-07-01 2016-02-23 Ge Oil & Gas Logging Services, Inc. Method and apparatus for interrogating a subterranean annulus
US8754362B2 (en) 2009-07-01 2014-06-17 Ge Oil & Gas Logging Services, Inc. Method for detecting fractures and perforations in a subterranean formation
US8437962B2 (en) 2009-11-25 2013-05-07 Halliburton Energy Services, Inc. Generating probabilistic information on subterranean fractures
US9176245B2 (en) 2009-11-25 2015-11-03 Halliburton Energy Services, Inc. Refining information on subterranean fractures
US8596354B2 (en) 2010-04-02 2013-12-03 Schlumberger Technology Corporation Detection of tracers used in hydrocarbon wells
US8553495B2 (en) * 2010-09-29 2013-10-08 Chevron U.S.A. Inc. Device and method for imaging of non-linear and linear properties of formations surrounding a borehole
US9507047B1 (en) * 2011-05-10 2016-11-29 Ingrain, Inc. Method and system for integrating logging tool data and digital rock physics to estimate rock formation properties
US9784863B2 (en) * 2011-09-26 2017-10-10 Exxonmobil Upstream Research Company S-wave anisotropy estimate by automated image registration
AU2012376236B2 (en) 2012-04-02 2014-11-13 Landmark Graphics Corporation VSP systems and methods representing survey data as parameterized compression, shear, and dispersive wave fields
US9720118B2 (en) * 2012-06-11 2017-08-01 Kobold Corporation Microseismic monitoring with fiber-optic noise mapping
US9645268B2 (en) * 2012-06-25 2017-05-09 Schlumberger Technology Corporation Seismic orthogonal decomposition attribute
AU2012384528B2 (en) * 2012-07-02 2015-10-08 Halliburton Energy Services, Inc. Angular position sensor with magnetometer
US9103944B2 (en) 2012-08-21 2015-08-11 Los Alamos National Security, Llc System and method for sonic wave measurements using an acoustic beam source
CA2895018C (en) * 2012-12-31 2019-02-12 Halliburton Energy Services, Inc. Deep azimuthal system with multi-pole sensors
CN103336297B (zh) * 2013-06-03 2016-12-28 北京京援伟达技术有限公司 微破裂向量扫描方法
US9417352B2 (en) 2013-06-12 2016-08-16 Schlumberger Technology Corporation Multi-frequency inversion of modal dispersions for estimating formation anisotropy constants
US9670770B2 (en) 2013-06-24 2017-06-06 Baker Hughes Incorporated Fracture evaluation through cased boreholes
US10215873B2 (en) 2013-08-19 2019-02-26 Hallliburton Energy Services, Inc. Generating seismic pulses by compressive force to map fractures
US9822633B2 (en) * 2013-10-22 2017-11-21 Schlumberger Technology Corporation Rotational downlinking to rotary steerable system
US9891334B2 (en) 2014-04-07 2018-02-13 Schlumberger Technology Corporation System and methodology for determining fracture attributes in a formation
CN104297786B (zh) * 2014-10-17 2017-06-13 中国石油天然气集团公司 检测地层裂缝走向方位角度的方法和装置
CN106842327B (zh) * 2016-12-29 2019-02-15 中国石油天然气股份有限公司 获取井旁构造的方位的方法

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20030081501A1 (en) * 2001-09-07 2003-05-01 Input/Output, Inc. Reservoir evaluation apparatus and method
US20030179651A1 (en) * 2002-03-22 2003-09-25 Les Nutt Method and apparatus for borehole sensing
US20050278122A1 (en) * 2004-06-15 2005-12-15 Baker Hughes Incorporated Geosteering in anisotropic formations using multicomponent induction measurements
US20060074561A1 (en) * 2004-09-16 2006-04-06 Schlumberger Technology Corporation Methods for visualizing distances between wellbore and formation boundaries
US20140086012A1 (en) * 2012-09-26 2014-03-27 Cgg Services Sa Volumetric piezoelectric seismic wave source and related methods

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
US 20140219055 A,1 07.08.2014. *

Also Published As

Publication number Publication date
BR112019023925A2 (pt) 2020-06-09
CN110612462B (zh) 2022-08-26
SA519410542B1 (ar) 2022-07-07
US10684384B2 (en) 2020-06-16
WO2018217447A1 (en) 2018-11-29
CN110612462A (zh) 2019-12-24
EP3631525A1 (en) 2020-04-08
EP3631525A4 (en) 2021-03-10
US20180341036A1 (en) 2018-11-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11015443B2 (en) Estimation of horizontal stresses and nonlinear constants in anisotropic formations such as interbedded carbonate layers in organic-shale reservoirs
US20180203144A1 (en) Interferometric Microseismic Imaging Methods and Apparatus
US20140078288A1 (en) Far Field In Situ Maximum Horizontal Stress Direction Estimation Using Multi-Axial Induction And Borehole Image Data
NO20121416A1 (no) Brudd karakteristikk ved interfermetrisk drillbit avbildning, tidsreversering av brudd ved bruk av drillbit seismikk og overvakning av bruddutviklig via tidsreverserende akustikk og elektroseismikk
Prioul et al. Forward modeling of fracture-induced sonic anisotropy using a combination of borehole image and sonic logs
FR3060174A1 (fr) Estimation d'ondelettes pour une caracterisation quadridimensionnelle de proprietes de subsurface sur la base d'une simulation dynamique
US9529109B2 (en) Methods and apparatus for determining slowness of wavefronts
US10281606B2 (en) Creating 3C distributed acoustic sensing data
WO2016053326A1 (en) Integrating vertical seismic profile data for microseismic anisotropy velocity analysis
US20160238724A1 (en) Methods and systems of generating a velocity model
WO2021126814A1 (en) Mapping near-surface heterogeneities in a subterranean formation
CA2866152C (en) Correction of shear log for elastic anisotropy
RU2736810C1 (ru) Системы и способ оценки пласта из ствола скважины
Christensen et al. Seismically driven reservoir characterization using an innovative integrated approach: Syd Arne Field
EP3377923B1 (en) Horizon-based splitting intensity inversion for anisotropic characterization of a target volume
US11474270B2 (en) Three-component seismic data acquisition while fracking
WO2019118850A1 (en) Subsalt imaging tool for interpreters
Djikpesse C 13 and Thomsen anisotropic parameter distributions for hydraulic fracture monitoring
US10072497B2 (en) Downhole acoustic wave sensing with optical fiber
BR112019023925B1 (pt) Sistemas e método para avaliação da formação do poço
CN112888970A (zh) 确定声波慢度的方法和装置
Charara et al. 3D Spectral Element Modelling for Acoustically Sensing a Well from a Nearby Well
Lambert et al. The Next Generation of Microseismic Imaging