Claims (3)
Цель достигаетс тем, что регистрацию волн осуществл ют через каждые два цикла возбуждени колебаний, при этом измер ют интервальное врем распространени соответствующей волны в предыдущих циклах, определ ют по нему угол образовани волны в пород и в последующих циклах осуществл ют направленное возбуждение под углом относительно нормали к стенке скваж ны определ емом выражением arc5inгде С - посто нна характериэирующа скорость распространени упругой вол ны в буровом растворе; S - посто нна характеризирующа размеры измерительной базы зонда;д{5р- интервал ное врем соответственно поперечной и продольной волн, Суть способа заключаетс в следую щем. В процессе импульсного непрерывно го каротажа с помощью трехэлементного скважинного прибора структуры И, за первые два цик ла излучени акустической энергии выдел ют из полного сигнала на приемнике продольную волну, например, по амплитудному признаку, измер ют врем ее распространени (интервальное врем ) по горной породе и запоми нают его на аналоговом или цифровом накопителе информации дл использов ни в 5-м и 6-м циклах излучени . В 3-м и 4-м циклах излучени акустической энергии выдел ют из полного сигнала поперечную волну, например, по амплитудному или частотному признаку , измер ют врем ее распространени (интервальное врем ) и запоми нают его дл использовани в 7-м и 8-м циклах излучени упругого импуль са в скважине. В 5-м и 6-м циклах формируют узкую диаграмму направленности излуча телей и приемников, излучают акустическую энергию под углом относительно нормали к поверхности скважины, равным критическому углу дл образовани продольной волны. Этот угол определ ют на основании скорости это волны, измеренной в 1-м и 2-м циклах излучени . Принимают сигнал под выбранным критическим углом; измер ют скорость продольной волны (интерваль ное врем ) и запоминают ее дл формировани угла излучени и приема акустической энергии в 9-м и 10-м циклах. В 7-м и 8-м циклах формируют узкую диаграмму направленности преобра зователей и излучают акустическую энергию под углом, равным критическому дл образовани .поперечной волны , который определ ют по скорости этой волны, измеренной в 3-м и 4-м циклах. Принимают сигнал под критическим углом, измер ют, скорость (интервальное врем ) поперечной волны и запоминают ее дл формировани угла направленности преобразователей в И-м и 12-м циклах излучени и регистрации упругого импульса. Далее в 9-м и 10-м циклах происходит преимущественное возбуждение и регистраци параметров продольной волны; в 11-м и 12-м - преимущественное возбуждение и регистраци параметров поперечной волны и т.д. в процессе всего непрерывного каротажа скважины. В импульсном акустическом каротаже частота излучений упругого импульса в скважине составл ет 8-15 Гц, наиболее оптимальное рассто ние между излучател ми или приемниками (база измерени ) 50 см. При скорости каротажа 1000 м/ч точки регистрации полного сигнала отсто т друг от друга по разрезу скважины на 2,0-2,5 см. Это рассто ние в 20 раз меньше базы измерени , поэтому считаетс , что измерение интервального времени и времени затухани упругих волн (два канала регистрации времени распространени и амплитуды) при движении скважинного прибора производитс в одной точке. При поочередном возбуждении и регистрации параметров продольной и поперечной волн предложенным способом средние точки записи компенсационного параметра будут отсто ть одна от другой на рассто нии в 2 раза большем, чем при обычном каротаже. Поэтому на указанной базе измерени с достаточной точностью можно считать, что возбуждение и регистраци продольной и поперечной волн также производитс в одной точке разреза скважины. Это условие будет выполн тьс еще более точно при снижении скорости каротажа и повышении частоты посылок (циклов ) упругих импульсов в скважину. В акустическом каротаже по интенсивности продольной и поперечной волн в полном сигнале можно судить о коэффициентах их образовани (головлени ). Дл поперечной волны V 2 -Y (VV..l-.p(ii,:2i).(,.,) Ve-o - XT ,(: V .(Y -V UY (y -V ) P2 Pi/ -pi S2 / дл продольной волны: v .-v P2 Pi ) K -V V . P2 -pi) где p } Pi плотность буровой жидкости; Pa - плотность горной породы; Vp. - скорость продольной волны в буровой жидкости; Vp2, V52 скорость продольной и поперечной волн в горной породе. Теоретические зависимости (1), (2 ) хорошо согласуютс с экспериментом и показывают, что коэффициенты образовани продольной и поперечной волн завис т от скорости упругих волн в подстилающей и покрывающей средах (бурова жидкость - горна порода). Известно, что амплитуда головной вол ны определ етс функцией интенсивнос ти и направленности источника колеба - НИИ (приемника), функцией расхождени и фокусировки (дл цилиндрической . скважины), а также функцией, описыва щей форму колебаний в падающей волне Учитыва то, что при каротаже предлагаемым способом упругие колебани (возбуждаютс и принимаютс одними и теми же.преобразовател ми, ориентированными соответственно под критическим углом образовани дл продоль ной волны или критическим углом образовани дл поперечной волны, перечисленные функции будут одинаковыми дл обеих волн, а амплитуды волн будут .зависеть лишь от угла направленности сфокусированного излучени (приема) акустической энергии. С уче том выражений (1) и (2) дл коэффициентов образовани максимальна амп литуда продольной волны (преимущественное возбуждение) будет наблюдатьс при фокусировании ультразвуковой энергии под углом: Ркр.р Максимальна амплитуда поперечной во ны при фокусировании энергии под угMup . Принима , что скорость продольной волны в буроной жидкости посто нна по всей глубине скважины, получаем: Cкp.sp где С - посто нна . Полученна зависимость св зывает угол излучени Физд. (приема) акустической энергии только с одной переменной - со скоростью волны по горной породе, преимущественное возбуж дение (прием) который необходимо осуществить. Согласно способу, про вод т непрерывное измерение скоростей продольной и поперечной волн и измен ют угол направленности излуча телей (приемников) в зависимости от литологии разреза скважины. Изменение этого узла зависит от скоростей волн, измеренных в предыдущих циклах излучени (приема) упругого импульса С учетом того, что средние точки записи компенсационных параметров од ного типа волны при скорости карота Аа 10000 м/ч сдвинуты по разрезу на 9 см, с достаточной степенью точности можно считать, что угол излучени (приема) будет равен критическим углам образовани волн в горной породе Это условие будет выполн тьс еще более точно при уменьшении скорости каротажа и увеличении частоты излучений упругого импульса в са важине. Таким образом, используют выражение (5) и значени измеренных скоростей волны, можно в зависимости от типов горных пород в процессе непрерывного акустического каротажа поочередно возбуждать преимущественно продольную или поперечную волну. Повышение надежности выделени продольной и поперечной волн из полного сигнала акустического каротажа и более точна регистраци их параметров объ сн етс следующим. Из выражений (1), (2) следует, что фокусирование акустического излучени (приема) с узкой диаграммой направленности под углом, равным критическому дл образовани выбранного типа волны, например, продольной, эквивалентно акустическому коэффициенту усилени данной волны К. 1. в этом случае дл другого типа волны, а также дл всех волн-помех, образованных этой волной, например волн-спутников, дифрагированных, рефрагированных, обменно-отраженных и обменно-преломленных , акустический коэффициент усилени .«. 1. В данном случае это приводит к тому, что амплитуда продольной волны максимальна и надежность ее выделени и точность измерени параметров увеличиваютс . В случае фокусировки излучени (приема ) под углом, равным критическому, дл образовани поперечной волны 1, а . Это приводит к тому, что в полном сигнале акустического каротажа практически подавл етс продольна волна и все св занные с ней волны-помехи и их зоны интер-. ференции с поперечной волной. Надежность выделени поперечной волны увеличиваетс , а точность регистрации ее параметров приближаетс к точности регистрации параметров продольной волны. Однако, в первых циклах (1-4) излучений упругого импульса необ зательна больша надежность выделени и высока точность измерени скоростей продольной и поперечной волн. Это объ сн етс тем, что данным способом работает самонастраивающа с акустическа система с экстремальным регулированием, котора характеризуетс повышенной точностью управлени при неполной априорной информации. Недостающа информаци , в данном случае - значение критических углов образовани обоих типов волн, пополн етс в процессе работы самой системы путем дискретных измерений скоростей этих волн в горной породе и воздействи на процесс управлени - ориентирование диаграммы направленности излучателей (приемников ) в скважинном приборе. Так, первое измерение скорости продольной волны (циклы 1 и 2) позволит сформи ровать диаграмму направленности излу чателей (приеЛников) под углом, близ ким к критическому углу ее образовани . При втором измерении произойдет частичное преимущественное возбуждение продольной волны, амплитуда ее увеличитс ( D и, следователь .но, надежность ее вьщелени и точность регистрации скорости повыс тс Это приведет к более точной настройке угла направленности преобразователей на критический угол образовани волны и т.д. до тех пор, пока угол излучени фц дстанет равным ф)р.р а 1. При первом (ненаправленное излучение) измерении скорости поперечной волны произойдео настройка направленности излучени (приема) на угол Фцр5- Это, в свою очередь , приведет к частичному подавлению продольной волны и ее волн-помех что позволит более точно измерить и, следовательно, более точно скорректировать tpj в последующих циклах и т.д.,. до тех пop,пoкaЧ Jд Ч p.з,, Какр 1 В результате точность измерени кинематических и динамических парамегров поперечной волны будет равна точности измерени аналогичных параметров продольной волны. Увеличение точности измерени комплекса указанных параметров этих волн позволит выделить сложные колле торы с трещиноватой, кавернозной и смешанной пористостью, а комплекса кинематических параметров - увеличить точность определени пористости коллектора, определить структуру порогового пространства коллектора и т.д. Формула изобретени .. Способ акустического каротажа, основанный на направленном возбуждении в скважине ультразвуковых колебаний и регистрацию параметров продольной и поперечной волн, отличающийс тем, что, с целью повышени точности регистрации кинематических и динамических параметров волн, регистрацию волн осуществл ют через каждые два цикла возбуждени колебаний, при этом измер ют интервальное врем распространени соответствующей волны в предьщущих циклах , определ ют по нему угол образовани волны в породе и в последующих циклах осуществл ют направленное возбуждение под углом относительно нормали к стенке скважины, определ емом выражением: C-Atsp фgp aгcs n--5 где С - посто нна , характеризующа скорость распространени упругой волны в буровом растворе; S - посто нна , характеризующа размеры измерительной базы зонда; Atgp - интервальное врем соответственно поперечной и продольной волн. Источники информации, прин тые во внимание при экспертизе 1. Патент США №3496533, кл. 181-5, 1970. The goal is achieved by registering the waves every two cycles of oscillation excitation, while measuring the interval time of propagation of the corresponding wave in previous cycles, determining the angle of wave formation in the rocks by it, and in subsequent cycles performing directional excitation at an angle relative to the normal to the borehole wall defined by the expression arc5in, where C is the constant characteristic wave propagation velocity of the elastic wave in the drilling mud; S is a constant characterizing the dimensions of the measuring base of the probe; g {5p is the interval time of transverse and longitudinal waves, respectively. The essence of the method is as follows. In the course of pulsed continuous logging, using a three-element downhole tool of structure I, the acoustic wave is separated from the full signal at the receiver by a longitudinal wave, for example, on the amplitude basis, its propagation time (interval time) over the rock is measured and stored on an analog or digital storage device for use in either the 5th and 6th radiation cycles. In the 3rd and 4th cycles of the radiation of acoustic energy, the shear wave is extracted from the full signal, for example, by the amplitude or frequency attribute, its propagation time (interval time) is measured and stored for use in the 7th and 8th stages. m cycles of radiation of an elastic pulse in a well. In the 5th and 6th cycles, a narrow radiation pattern of the emitters and receivers is formed, and the acoustic energy is emitted at an angle relative to the normal to the surface of the well, equal to the critical angle to form a longitudinal wave. This angle is determined on the basis of the speed of this wave, measured in the 1st and 2nd cycles of radiation. Take the signal at a selected critical angle; The velocity of the longitudinal wave (interval time) is measured and stored to form the radiation angle and receive acoustic energy in the 9th and 10th cycles. In the 7th and 8th cycles, a narrow radiation pattern of the transducers is formed and the acoustic energy is emitted at an angle equal to the critical one for the formation of a transverse wave, which is determined by the speed of this wave, measured in the 3rd and 4th cycles. The signal is received at a critical angle, the velocity (interval time) of the shear wave is measured, and it is memorized to form the directivity angle of the transducers in the II and 12th radiation cycles and to register the elastic pulse. Further, in the 9th and 10th cycles, the predominant excitation and recording of the parameters of the longitudinal wave occurs; in the 11th and 12th - preferential excitation and registration of the parameters of the transverse wave, etc. during the entire continuous well logging. In a pulsed acoustic logging, the frequency of the radiation of an elastic pulse in the well is 8-15 Hz, the most optimal distance between the radiators or receivers (measurement base) is 50 cm. At a logging speed of 1000 m / h, the registration points of the full signal are spaced from each other. 2.0-2.5 cm. This distance is 20 times shorter than the measurement base. Therefore, it is considered that the measurement of the interval time and the decay time of elastic waves (two channels for recording the propagation time and amplitude) when the downhole tool moves worn away at one point. With alternate excitation and recording of longitudinal and transverse wave parameters by the proposed method, the average points of the recording of the compensation parameter will be two times longer than the usual logging distance from one another. Therefore, using this measurement base, we can assume with sufficient accuracy that the excitation and registration of longitudinal and transverse waves are also performed at one point in the borehole section. This condition will be fulfilled even more accurately by lowering the logging speed and increasing the frequency of the elastic pulses (cycles) into the well. In acoustic logging, in terms of the intensity of longitudinal and transverse waves in a complete signal, one can judge their formation coefficients (glancing). For a transverse wave, V 2 -Y (VV..l-.p (ii,: 2i). (,.,) Ve-o - XT, (: V. (Y -V UY (y -V) P2 Pi / -pi S2 / dl longitudinal wave: v. -v P2 Pi) K -VV. P2 -pi) where p} Pi is the density of the drilling fluid; Pa is the density of the rock; Vp. is the velocity of the longitudinal wave in the drilling fluid; Vp2, V52 the speed of the longitudinal and transverse waves in the rock.The theoretical dependences (1), (2) are in good agreement with the experiment and show that the coefficients of the formation of the longitudinal and transverse waves depend on the velocity of the elastic waves in the underlying and covering media (brown fluid - rock) It is known that a The head of the head is determined by the intensity and directional function of the oscillating source (SRI) (receiver), the divergence and focusing function (for a cylindrical well), as well as the function describing the oscillation pattern in the incident wave. Considering that when logging using the proposed method, elastic oscillations (excited and accepted by the same transducers oriented respectively at a critical formation angle for a longitudinal wave or at a critical formation angle for a transverse wave, listed The information will be the same for both waves, and the wave amplitudes will depend only on the directivity angle of the focused radiation (reception) of acoustic energy. Taking into account expressions (1) and (2) for the coefficients of formation, the maximum amplitude of the longitudinal wave (preferential excitation) will be observed when the ultrasonic energy is focused at an angle: Rcr.r The maximum amplitude of the transverse war when the energy is focused at angular momentum. Assuming that the velocity of the longitudinal wave in a bored fluid is constant over the entire depth of the well, we get: Skp.sp where C is constant. The resulting relationship relates the radiation angle of Fiz. (reception) of acoustic energy with only one variable - with the wave velocity over the rock, the predominant excitation (reception) that needs to be done. According to the method, continuous measurements of the velocities of the longitudinal and transverse waves are carried out and change the directivity angle of the emitters (receivers) depending on the lithology of the well section. The change of this node depends on the wave velocities measured in previous cycles of radiation (reception) of an elastic pulse. Considering the fact that the average recording points of the compensation parameters of one type of wave at a carot velocity of AA 1000 m / h are shifted along the section by 9 cm, with a sufficient degree Accuracy can be assumed that the radiation (reception) angle will be equal to the critical angles of wave formation in the rock. This condition will be fulfilled even more accurately by decreasing the logging speed and increasing the frequency of the radiation of the elastic impulse in the sea. Thus, expression (5) and the values of the measured wave velocities are used, depending on the types of rocks in the process of continuous acoustic logging, alternately excite a predominantly longitudinal or transverse wave. Improving the reliability of the selection of longitudinal and transverse waves from the full acoustic logging signal and more accurate recording of their parameters is explained as follows. From expressions (1), (2) it follows that focusing acoustic radiation (reception) with a narrow radiation pattern at an angle equal to the critical one to form a selected type of wave, for example, a longitudinal one, is equivalent to the acoustic gain factor of a given wave K. 1. in this case for a different type of wave, as well as for all of the interference waves produced by this wave, such as satellite waves, diffracted, refracted, exchange-reflected and exchange-refracted, the acoustic gain factor. ". 1. In this case, this leads to the fact that the amplitude of the longitudinal wave is maximum and the reliability of its extraction and the accuracy of measurement of the parameters increase. In the case of focusing the radiation (reception) at an angle equal to the critical one, to form shear wave 1, a. This leads to the fact that in the full acoustic logging signal, the longitudinal wave and all its interfering waves and their inter-inter zones are practically suppressed. fermentation with a transverse wave. The reliability of separation of the transverse wave increases, and the accuracy of recording its parameters approaches the accuracy of recording the parameters of the longitudinal wave. However, in the first cycles (1-4) of the radiation of an elastic pulse, there is no need for greater separation reliability and high accuracy in measuring the velocities of the longitudinal and transverse waves. This is due to the fact that in this way a self-adjusting acoustic system with extreme regulation works, which is characterized by increased control accuracy with incomplete a priori information. The missing information, in this case, the value of the critical angles of formation of both types of waves, is replenished during the operation of the system itself by discrete measurements of the velocities of these waves in the rock and influencing the control process — the orientation of the radiation pattern of the emitters (receivers) in the downhole tool. Thus, the first measurement of the velocity of the longitudinal wave (cycles 1 and 2) will make it possible to form the radiation pattern of radiators (receiver) at an angle close to the critical angle of its formation. In the second measurement, a partial predominant excitation of the longitudinal wave will occur, its amplitude will increase (D and, consequently, the reliability of its distribution and the accuracy of speed registration will increase. This will lead to a more precise adjustment of the directivity angle of the transducers to the critical angle of wave formation, etc. to as long as the radiation angle fc is equal to f) r.r 1. At the first (non-directional radiation) measurement of the velocity of the shear wave, the radiation directivity (reception) is set to the angle Fcr5- This will lead to partial suppression of the longitudinal wave and its interference waves, which will allow more accurate measurement and, therefore, more accurate correction of tpj in subsequent cycles, etc.,. up to that, as the Jd Ch pz, Qaqr 1. As a result, the measurement accuracy of the kinematic and dynamic shear wave parameters will be equal to the measurement accuracy of similar parameters of the longitudinal wave. Increasing the accuracy of measuring the specified parameters of these waves will make it possible to isolate complex collectors with fractured, cavernous and mixed porosity, and a complex of kinematic parameters to increase the accuracy of determining the porosity of the reservoir, determine the structure of the threshold space of the collector, etc. An inventive method of acoustic logging based on directional excitation of ultrasonic vibrations in the well and recording the parameters of longitudinal and transverse waves, characterized in that, in order to improve the accuracy of recording the kinematic and dynamic parameters of the waves, the waves are recorded every two cycles of oscillation , at the same time, the interval time of propagation of the corresponding wave in previous cycles is measured, the angle of wave formation in the rock and in subsequent klah directional excitation is performed at an angle relative to the normal to the borehole wall defining emom expression: C-Atsp fgp agcs n - where C 5 - constant, characterized velocity of propagation of the elastic wave in the drilling fluid; S is a constant characterizing the dimensions of the probe measuring base; Atgp is the interval time of the transverse and longitudinal waves, respectively. Sources of information taken into account in the examination 1. US patent No. 3496533, cl. 181-5, 1970.
2.Патент США №3614725, кл. 181-5, 1971. 2. US patent number 3614725, cl. 181-5, 1971.
3.Патент США №3496533, кл. 181-5, 1970.3. US patent number 3496533, cl. 181-5, 1970.