WO1985005696A1 - Procede de diagraphie acoustique instantanee dans un puits de forage - Google Patents

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WO1985005696A1
WO1985005696A1 PCT/FR1985/000119 FR8500119W WO8505696A1 WO 1985005696 A1 WO1985005696 A1 WO 1985005696A1 FR 8500119 W FR8500119 W FR 8500119W WO 8505696 A1 WO8505696 A1 WO 8505696A1
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WO
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recording
tool
drilling tool
waves
elementary
Prior art date
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PCT/FR1985/000119
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Inventor
Philippe Staron
Georges Arens
Pierre Gros
Original Assignee
Societe Nationale Elf Aquitaine (Production)
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    • 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
    • G01V1/42—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators in one well and receivers elsewhere or vice versa
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
    • G01V2210/16—Survey configurations
    • G01V2210/161—Vertical seismic profiling [VSP]

Definitions

  • the present invention relates to a method of instantaneous acoustic logging in a wellbore, and more generally a method of continuous measurement of the acoustic characteristics of the underground layers surrounding the wellbore.
  • flow diagrams a certain number of physical measurements, called flow diagrams, are carried out on the underground layers, also called formations, traversed by a drilling tool.
  • logs are carried out during the actual drilling operation, they are instant logs, while others are carried out during interruption of drilling operations, and they are deferred logs.
  • Certain logs are of the acoustic type, that is to say that by means of a transmitter, an acoustic energy is created which crosses all or part of the formations before reaching the receivers, the received signals being recorded then possibly processed ,of so as to be able to separate, in particular, compression waves or P waves, shear waves or S waves
  • a “Sonic” logging is generally carried out by means of a special tool which is lowered into a drilled well, said tool comprising in its upper part at least one pulse emitter (ultra-short pulses repeating at very short intervals) and a receiver.! its lower part.
  • pulse emitter ultra-short pulses repeating at very short intervals
  • the vertical seismic profile can be obtained using specific tools, such as those described in patent applications Nos. 8,402,895 and 8,319,727 filed in the name of the plaintiff.
  • deferred logging is certainly useful even if it requires releasing the well drilled by raising the drilling tool to have a logging tool there, it is also useful to carry out instant logging. ⁇ born, if only to improve the conduct of drilling and verify, in real time, the characteristics and fluid content of the formations.
  • the instant logs that are always performed during drilling operations demonstrate uses either surface measurements, for example measurement of the differential flow of the drilling fluid, thence the speed of rotation and / or advancement of the drilling tool, the hydrocarbon content of the drilling fluid, or measurements of bottom which are made in the vicinity of the drilling tool and which are brought to the surface by various means, including an acoustic transmission in the drilling mud.
  • a vibration source not a specific acoustic emitter, but the drilling tool itself or more precisely its lower end part which, for more convenience, will be called a tool of work.
  • the knurled working tools for example, work on the cutting face of a drilling well by percussion, the rotation of the knurling of a tooth on the next tooth ensuring the destruction of the rock.
  • US Patents Nos. 3,817,345 and 4,003,017 there is described a device and a method for determining the position of a working tool in an inclined wellbore.
  • the device comprises means for producing elastic waves in the formation located around and near the bottom of the well; an accelerometer or velocimeter type rod sensor, disposed at the top of the drill string; and ground sensors such as geophones arranged on the surface in appropriate directions.
  • the elastic waves are produced by the fall of the working tool into the bottom of the well, or by a sudden separation of said working tool from the well bottom.
  • the object of the present invention is to propose a method in which the drilling tool or more precisely the working tool as defined above constitutes an acoustic source, and which uses the signals produced by abrasion or destruction of the rock for, after reception on judiciously arranged sensors and processing of the received signals, to obtain information similar to that provided by the acoustic logs and the seismic type measurements in the wells.
  • the present invention relates to an instantaneous logging process in a wellbore, of the type according to which it consists in recording, in the form of signals, elastic waves created by the lower part of '' a drilling tool disintegrating the rocks in the wellbore, a first series of waves propagates giant in said drilling tool being received on at least a first sensor mounted at the top of said drilling tool so as to produce at least a first recording called rod recording, while a second series of waves propagating from the bottom of the drilling tool up to the surface of the well and through the layers of land surrounding said well is received on at least a second sensor, so as to produce at least a second recording called ground recording, characterized in that 'it consists in locating on each of said first and second records the parts of the signals corresponding to the same position of the lower part of the tool in the well, each of said parts thus constituting elementary records; in that it consists in grouping the elementary recordings by pairs, each pair comprising an elementary rod record and an elementary ground record, then in intercor
  • An advantage of the present invention lies in the fact that it is possible to estimate in real time, from the two recordings of the stem and the ground, the acoustic characteristics of the formations crossed, the visual comparison of the two recordings with each other being capable of allow a first verification of the nature of the formations crossed.
  • the method also consists in determining for each considered position of the lower part of the tool in the well, the travel time of the waves propagating between the lower part of the tool and the mounted sensor. at the upper part of said drilling tool, then shifting the correlated signal corresponding to the position considered by an amount equal to said travel time thus determined.
  • the rod recording is subjected to a pretreatment consisting in eliminating secondary events in order to store only on said recording the main events of interest.
  • the parasitic effect on the measurement of the correlation peak times due to the addition of rods during drilling is then eliminated by determining the propagation time of the waves in the drill string. Such a propagation time can be determined by various methods which are mentioned in the description and the claims.
  • Figure 1 is a schematic representation in section of the basement and the means used in the method according to the invention.
  • FIG. 2 is a diagrammatic and expanded representation of a recording part of the signal received on a geophone and resulting from the emission by the working tool of an elementary pulse.
  • Figures 3a and 3b are, for a given depth, simulated representations of portions regis- '10 tration signals received respectively on an cap ⁇ tor mounted on the drill bit and a geophone, while Figure 3c is the result of the correlation of the recording parts shown in FIGS. 3a and 3b.
  • Figures 4a to 4c are similar to the figures
  • FIG. 5 is a very schematic representation of a seismic profile of a well as obtained following the invention.
  • FIG. 6 is the result of the correlation of the two intercorrelation functions d 1 represented in FIGS. 3c and 4c. 25 In a basement 1 materialized by the surface
  • a well 3 is drilled using a drilling tower 4.
  • a drilling tool represented schematically by a drill string 5 and a working tool 6 is also represented in the well 3, as well as a 30 sensor-rod 7 mounted, on the upper part of the drill string 5, above the rotation table, that is to say above the surface 2.
  • Sensors 8, 9 such as geophones are arranged on the surface 2 and in appropriate directions according to the results sought.
  • the geophones 8 and 9 are shown on each side of the well 3 but can also be located all on the same side.
  • the sensor 7 and the geophones 8, 9 are connected by conductors 10 to 12, or by telemetry, to an amplifier 13 which is connected to a recorder 14 with or without display means.
  • the working tool 6, for example of the wheel type, is well known to drillers and will therefore not be described in detail.
  • the rotation-percussion of the working tool 6 on the rock of the bottom of the well 3 generates elastic waves which propagate, continuously or at least during the operation of said working tool 6, along two main paths.
  • the first path consists of the train of rods 5 and the signal received on the sensor 7 which can be an accelerometer, a velocimeter or any other suitable type of transducer, is recorded on the recorder 14, after amplification.
  • the sensor 7 which can be an accelerometer, a velocimeter or any other suitable type of transducer, is recorded on the recorder 14, after amplification.
  • the characteristics of the signal received on the sensor 7 do not vary much and can be considered as a reference of the vibrations emitted by the working tool 6.
  • the different positions of the working tool 6, in the well 3 ' will be defined by the term dimension.
  • the working tool, in the upper position is said to be at dimension Z. while Z. is the dimension of the working tool 6 in the lower position, at a greater depth than the upper posi ⁇ tion.
  • the dimension of the working tool 6 as a function of time given, for example, in minutes.
  • the second path consists of the formation or formations crossed and included between the working tool 6 and the surface of the ground 2.
  • the vibrational energy transmitted to the geophone 9 by the working tool, at dimension Z., which is then considered to be a seismic source, can follow at least three different acoustic paths, for example.
  • the first acoustic path 15 is direct and corresponds to a first arrival on the geophone 9.
  • the second acoustic path 16 ends at the same geophone 9 after reflections on the reflectors R, and R-.
  • the third acoustic path 16a ends at the same geophone 9 after a simple reflection on the reflector R,.
  • the instants at which the signals produced by the elastic waves propagating along one of the acoustic paths 15, 16, 16a are recorded will be more or less offset in time, depending on the number of reflections occurring in these paths.
  • the second arrival 18 occurs at another ins ⁇ as T Cruand corresponds to an acoustic path after a simple reflection of said wave on the reflector R, following the acoustic path 16a.
  • the signal received on the geophone 8 for the rating Z. of the working tool 6 can also follow at least two different acoustic paths for example, one 19 direct and the other 20 after reflections on the reflectors R, and.
  • One step of the method according to the invention consists in recording, simultaneously continuously or discontinuously, the signals received on the sensor 7 on the one hand and the geophone speakers 8, 9 on the other hand, pen ⁇ during the drilling of well 3, as the working tool 6 advances in the formations.
  • the raw recording of the amplitude of part of a signal 3u received on the sensor 7 is represented as a function of the time measured in milliseconds, for a dimension of 36 m from the tool. 6 and a length Li of the drill string. Events 31, 32, 33 and 34 appear more or less clearly on the recording 30.
  • FIG. 3b shows the raw recording of the amplitude of part of a signal 35 received on the geophone 8, 9 as a function of the time measured in milliseconds, and under the same conditions as those of Figure 3a.
  • a visual examination detects events 36 to 39 which seem to correspond to events 31 to 34, but does not allow to make the precise distinction between the arrivals due to the reflections on the reflectors.
  • the second step consists in selecting from the raw records 30 and 35, portions or windows of records corresponding to the same dimension of the working tool 6, 36 m in the examples shown, then intercorrelating said windows with one another so as to dissociate the events between them.
  • the result (FIG. 3c) is a primary intercorrelation function 40 which comprises four main peaks 41 to 44 whose amplitudes are large compared to those of the correlation residues.
  • the first peak 41 corresponds to a direct arrival while the peaks 42 to 44 correspond to the arrivals of the waves reflected by reflectors.
  • the peak 42 separated from the peak 41 of 28 ms corresponds to a wave reflected by a reflector situated at 60 m, the peak 43 being at 68 ms from peak 41 and corresponding to a reflection on a reflector located at 120 m, while peak 44 is 98 ms from peak 41 and corresponds to a reflection on a reflector located at 180 m.
  • the length of the window of the raw recording 30 can be equal to or different from that of the window of the raw recording 35. It is also possible to take overlapping windows on each other.
  • the selection of the windows to be correlated is done as follows, for the same dimension of the work tool.
  • the start of the windows is arbitrarily selected, for example 3 hours after the start of the recordings. Reference is then made to the recording of the dimension of the tool as a function of time in order to determine the dimension of the tool corresponding to this 3 hour delay.
  • the processing of the signals recorded in the form of raw recordings on the recorder 14, therefore consists in identifying on the
  • the travel times of the waves in the drilling tool are represented in FIG. 5 by the line in staircase steps 45, each level B, C, D ... J corresponding to the addition of a new rod in the drill string 5.
  • the negative bearing A takes into account the fact that the sensor 7 is not at the level of the ground surface 2 but above, as it appears in FIG. 1.
  • the distance separating the axis of the ordinates, giving the depth in meters, of line 45 represents the travel time of the waves produced by the working tool 6 and propagating in the drill string 5.
  • the distance T_ corresponds to the first addition or addition of a rod in the drill string and. represents the travel time of the acoustic waves in said addition.
  • the distance T is equal to the distance T réelleplus the bearing CC ? which corresponds to a second addition of rods.
  • the length of each addition of rods being constant, for example of 18 m, it is normal to note that the bearing C is equal to the bearing B with the errors close likely to be introduced by the connections between the rods. Therefore, the travel time r of the acoustic waves in the drill string is equal to the travel time T R + C. Z.
  • the sums of the primary intercorrelation functions relating to each dimension of the work tool may have different temporal origins, it is necessary to calibrate or locate them in relation to a common temporal origin.
  • the sums of the primary intercorrelation functions are wedged with respect to the theoretical instant 0 which would be obtained if the sensor 7 were on the working tool 6.
  • the method consists in add to the difference in travel time over the sum of the primary intercorrelation functions corresponding to each dimension, a time which is equal to the time of tra ⁇ jet of the waves in the drill string for the dimension considered.
  • One of these methods is based on the assumption that the drill string is homogeneous regardless of its length. Under these conditions, the propagation speed of a wave in said element is determined on an element of the drill string, and outside the wellbore. Knowing thus the speed and the length of the drill string, for a given dimension of the working tool 6 in the wellbore, the propagation time of the waves propagating from said tool to the sensor 7 is calculated.
  • Another method consists in creating a disturbance in the drill string, starting from the surface 2 or at the level of the sensor 7, each time the rod is added, and to be measured on the sensor 7 or using a other sensor, the propagation time of the back and forth shaking, that is to say after reflection on the working tool 6. The simple propagation time is then deduced therefrom.
  • the first method is approximate because it does not take account of the changes which may appear in the structure of the string of rods, changes which are due in particular to variations in diameter, to the junction elements between the different rods.
  • the second method which has the advantage of being carried out in situ, requires an additional operation since, with each addition of rods, it is necessary to create a shock.
  • the present invention proposes to provide an original solution to this problem of in situ measurement of the propagation time of a wave in the drill string, during drilling of the well.
  • the measurement of the travel times T O_, to TU, - (FIG. 5) is obtained by a specific processing of the primary intercorrelation functions or their sums.
  • the figu ⁇ re 4c shows the function of intercorrelation 1 primai ⁇ re 52 which is the product of the correlation of signals 50 and 51 recordings.
  • a step according to the method consists in correlating the part of the raw recording 30 of the sensor 7 for the length Li with the part of the raw recording 35 of the geophone 8, 9 for the same length Li, and to intercorrelate the raw recording part 50 of the sensor 7 for the length Li + û'L with the raw recording part 51 of the geophone 8, 9 for the same length Li + ⁇ L.
  • Two primary intercorrelation functions 40 and 52 are then obtained corresponding to points B. and B 2 respectively (FIG. 5).
  • the next step consists in intercorrelating between them these two primary intercorrelation functions, the result of which is a secondary intercorrelation function 53 characterized by a difference in travel time AT which is precisely the travel time BB waves in the added rod.
  • This secondary cross-correlation function 53 is represented felt in FIG. 6 and the __T measured is of the order of 3 ms.
  • junction points of lines 61 to 63 with line 60 specify the position of the various reflectors in the basement.
  • junction point 64 defines a reflector 64 located at the level 60 m while the junction points 65 and 66 define reflectors 65_. and 66_. located respectively at dimensions 120 and 180 m.
  • the method according to the invention makes it possible to obtain sharper and more precise seismic profiles than with the logging methods of the prior art, especially in the lithological layers close to the ground surface where the noise is very high. With conventional methods the results do not begin to be convincing until 120 ms and therefore when has drilled a few hundred meters.
  • the interest of the present invention is, therefore, very important not only for the conduct of drilling operations by better knowledge in real time, of the interfaces or reflectors which follow one another in the basement, but also with regard to the physical characteristics of the lithological layers crossed by the wellbore.
  • the present invention can also be implemented for the determination of transit time between two relatively close dimensions, of the order of a few tens of centimeters.
  • some of the geophones 8 and 9 can be on the surface of the ground 2 and others arranged in another wellbore distinct from the well 3. This makes it possible to know the time of travel of the waves propagating between the two wells, thus facilitating knowledge of the geological formations located between the wells.

Abstract

Le procédé est caractérisé en ce qu'il consiste à repérer sur des enregistrements tige (7) et sol (8, 9) des enregistrements élémentaires correspondant à une même cote (Z1 ou Z4) de l'outil de forage (5), à grouper par paires ces enregistrements élémentaires, puis à intercorréler lesdits enregistrements des paires de manière à produire, pour chaque paire, un signal corrélé représentatif de l'énergie acoustique créée et de la différence des temps de trajet des ondes reçues sur des capteurs (7, 8, 9) à partir desquels la paire d'enregistrements a été obtenue. Applications notamment à la détermination d'un profil sismique de puits.

Description

Procédé de diagraphie acoustique instantanée dans un puits de forage.
La présente invention concerne un procédé de diagraphie acoustique instantanée dans un puits de forage, et plus généralement un procédé de mesure con¬ tinue des caractéristiques acoustiques des couches sou¬ terraines entourant le puits de forage.
Au cours d'opérations de forage, on effectue un certain nombre de mesures physiques appelées diagra- phies sur les couches souterraines, dénommées également formations, traversées par un outil de forage.
Certaines de ces diagraphies sont effectuées pendant l'opération du forage proprement dite, ce sont des diagraphies instantanées, alors que d'autres sont effectuées lors d'interruptions des opérations de fora¬ ge, et ce sont des diagraphies différées.
Les diagraphies ainsi réalisées permettent d'améliorer la connaissance des formations traversées et ceci, à la fois, pour une meilleure conduite du forage et une contribution directe à l'exploration des gisements d'hydrocarbure et autres.
Certaines diagraphies sont du type acoustique, c'est-à-dire qu'au moyen d'un émetteur, on crée une énergie acoustique qui traverse tout ou partie des formations avant d'atteindre des récepteurs, les signaux reçus étant enregistrés puis éventuellement traités,de manière à pouvoir séparer, notamment, les ondes de com¬ pression ou ondes P, des ondes de cisaillement ou ondes S.
Parmi les diagraphies acoustiques auxquelles on s'intéresse plus particulièrement on peut citer celles dénommées "Sonic", réalisées seulement en dif¬ féré, et celles plus directement sismiques , produi¬ sant ce qu'on appelle un profil sismique vertical ou de puits, et réalisées également en différé. Une diagraphie "Sonic" est généralement effec¬ tuée au moyen d'un outil spécial qui est descendu dans un puits foré, ledit outil comprenant à sa partie supé¬ rieure au moins un émetteur d'impulsions (impulsions ultra-courtes se répétant à des intervalles très courts) et un récepteur.! sa partie inférieure. On enregistre au fur et à mesure de la remontée de l'outil, le temps que met l'onde créée par les impulsions à se propager à travers les formations proches et autour du puits foré, sur une tranche d'épaisseur constante ; un intë- grateur permet de connaître le temps de parcours de¬ puis la cote origine de l'enregistrement.
Le profil sismique vertical peut être obtenu au moyen d'outils spécifiques, tels que ceux décrits dans les demandes de brevets Nos. 8 402 895 et 8 319 727 déposées au nom de la demanderesse.
Bien que les diagraphies différées présentent une utilité certaine même si elles nécessitent de libé¬ rer le puits foré en remontant l'outil de forage pour y disposer, à la place, un outil de diagraphie, il est également utile de procéder à des diagraphies instanta¬ nées, ne serait-ce que pour améliorer la conduite du forage et vérifier, en temps réel, les caractéristiques et le contenu en fluide des formations.
Les diagraphies instantanées qui sont toujours réalisées pendant les opérations de forage mettent en oeuvre soit des mesures de surface, par exemple mesure du débit différentiel du fluide de forage, de là vitesse de rotation et/ou d'avancement de l'outil de forage,de la teneur en hydrocarbures du fluide de forage, soit des mesures de fond qui sont faites au voisinage de l'outil de forage et qui sont remontées en surface par divers moyens, dont une transmission acoustique dans la boue de forage.
Pour les diagraphies instantanées, on a proposé d'utiliser comme source de vibrations non pas un émet¬ teur acoustique spécifique, mais l'outil de forage lui- même ou plus exactement sa partie extrême inférieure qui, pour plus de commodité, sera appelée outil de tra¬ vail. En effet, les outils de travail à molettes par exemple, travaillent sur le front de taille d'un puits de forage par percussion, la rotation de la molette d'une dent sur la dent suivante assurant la destruc¬ tion de la roche.
Dans les brevets français Nos.l 587 350, 1 590 327 et son addition 96 617, on propose d'utili¬ ser l'énergie vibratoire émise par l'outil de travail et se propageant dans l'outil de. forage, le long du train de tiges, puis de traiter, après enregistrement, le signal reçu en surface à la partie supérieure de l'outil de forage, sur des capteurs de contraintes et d'accélérations, de manière à déduire des informations sur les caractéristiques de la roche attaquée par l'outil de travail, lesdites informations étant égale¬ ment utilisées pour l'asservissement des paramètres de forage à certaines caractéristiques mécaniques de la roche attaquée.
De telles informations ne donnent pas directe¬ ment à elles seules de renseignements relatifs à la vitesse de propagation des ondes dans les formations traversées par l'outil de forage. Dans les brevets US Nos. 3 817 345 et 4 003 017, il est décrit un dispositif et un procédé pour la dé¬ termination de la position d'un outil de travail dans un puits de forage incliné. Le dispositif comprend des moyens pour produire des ondes élastiques dans la for¬ mation située autour et près du fond du puits ; un capteur-tige du type accéléromètre ou vêlocimètre, disposé à la partie supérieure du train de tiges ; et des capteurs-sol_ tels que des géophones disposés à la surface suivant des directions appropriées. Dans le brevet US No. 4 003 017, les ondes élastiques sont pro¬ duites par la chute de l'outil de travail dans le fond du puits, ou par une séparation brusque dudit outil de travail du fond de puits. Dans le brevet US No. 3 817 345, les ondes élastiques sont produites par la chute de la partie supérieure du train de tige de manière à créer dans ledit train de tige une onde qui se propage ensuite dans la formation entourant le puits de forage. Les instants d'émission desdites ondes sont reçus sur le capteur-tige, puis enregistrés, tandis que les premières arrivées des ondes élastiques direc¬ tes, après traversée des formations situées entre le fond du puits et la surface, sont reçues sur les cap- teurs-sol et enregistrées. Les enregistrements de ces différents instants permettent de calculer les temps de trajet des ondes se propageant dans la ou les forma¬ tions et dans le train de tiges.
A partir d'un certain nombre de paramètres connus, on déduit par la résolution d'un système d'équations donné dans le brevet US No.3 739 871 la position de l'outil de travail.
Il est également précisé dans ces brevets US, que les enregistrements des premières arrivées sont utilisés pour le calcul des vitesses moyennes des ondes élastiques se propageant dans la ou les forma¬ tions du sous-sol.
De l'analyse de ces brevets, on peut admettre qu'on est en présence d'une diagraphie instantanée, car les mesures sont effectuées pendant le forage du puits.
Toutefois, le traitement des signaux enregis¬ trés, en considérant le brevet US No. 3 739 871 qui est mentionné comme faisant partie intégrante des bre- vêts US Nos. 3 817 345 et 4 003 017, concerne la déter¬ mination exacte des instants d'émission et la différen¬ ce des temps det trajet des ondes élastiques se propa¬ geant suivant deux chemins distincts. Comme dans les diagraphies classiques, un temps d'écoute est nécessai- re entre deux émissions acoustiques, faute de quoi il serait impossible de faire la séparation entre les premières arrivées directes et les arrivées secondai¬ res dues à la réflexion des ondes sur des réflecteurs situés aux interfaces des formations géologiques. En définitive, il s'agit d'un procédé discon¬ tinu dans lequel deux instants d'émission consécutifs des ondes élastiques sont séparés par un temps d'écoute qui doit être au moins égal au temps de trajet simple suivi par lesdites ondes entre les moyens d'émission et les capteurs-sol.
Il faut noter également que le procédé décrit dans cet art antérieur met en oeuvre une méthode im¬ pulsionnelle, puisqu'à chaque chute de la partie supé¬ rieure du train de tige ou de l'outil de travail, une impulsion est émise et produit les ondes classiques qui sont enregistrées sous forme de signaux électri¬ ques après réception sur le capteur-tige et les cap¬ teurs-sol.
Enfin, dans le brevet US No. 3 739 871 rela- tif au traitement des signaux, il est précisé que les enregistrements associés aux capteurs-sol peuvent être additionnés, après calage par rapport à une ori¬ gine des temps, de manière à mettre en évidence un même événement reçu sur les capteurs-sol et améliorer le rapport signal sur bruit.
Parmi les inconvénients que présentent les dispositifs et le procédé décrits dans ces brevets, il faut citer qu'il est nécessaire d'interrompre, de temps en temps, le forage pour créer des ondes élasti- ques et surtout qu'on ne prend en considération que les arrivées premières, écartant de ce fait les nom¬ breuses réflexions sur les différents réflecteurs. En fait, la seule onde qu'on favorise est l'onde de com¬ pression ou onde P, alors que, toutes les recherches actuelles l'attestent, les ondes de cisaillement ou ondes S sont également très importantes pour une meilleure connaissance des caractéristiques du sous- sol.
La présente invention a pour but de proposer un procédé dans lequel l'outil de forage ou plus exactement l'outil de travail tel que défini précédem¬ ment constitue une source acoustique, et qui utilise les signaux produits par l'abrasion ou la destruction de la roche pour, après réception sur des capteurs judicieusement disposés et traitement des signaux reçus, obtenir des informations similaires à celles fournies par les diagraphies acoustiques et les mesu¬ res de type sismique dans les puits.
Pour atteindre notamment ce but, la présente invention a pour objet un procédé de diagraphie ins¬ tantanée dans un puits de forage, du type selon le¬ quel il consiste à enregistrer, sous forme de signaux, des ondes élastiques créées par la partie inférieure d'un outil de forage désagrégeant les roches dans le puits de forage,.une première série d'ondes se propa- géant dans ledit outil de forage étant reçue sur au moins un premier capteur monté à la partie supérieure dudit outil de forage de manière à produire au moins un premier enregistrement dénommé enregistrement tige, tandis qu'unedeuxième série d'ondes se propageant depuis la partie inférieure de l'outil de forage jus¬ qu'en surface du puits et à travers les couches de terrain entourant ledit puits est reçue sur au moins un deuxième capteur, de manière à produire au moins un deuxième enregistrement dénommé enregistrement sol, caractérisé en ce qu'il consiste à repérer sur chacun desdits premier et deuxième enregistrements les par¬ ties des signaux correspondant à une même position de la partie inférieure de l'outil dans le puits, chacune desdites parties constituant ainsi des enregistrements élémentaires ; en ce qu'il consiste à grouper les enre¬ gistrements élémentaires par paires, chaque paire com¬ portant un enregistrement élémentaire tige et un enre¬ gistrement élémentaire sol, puis à intercorréler entre eux les enregistrements élémentaires de chaque paire, de manière à produire, pour chaque paire, un signal corrélé représentatif de l'énergie acoustique créée par la partie inférieure de l'outil de forage et de la différence des temps de trajet des ondes reçues sur les capteurs à partir desquels la paire d'enregistre¬ ments a été obtenue.
Un avantage de la présente invention réside dans le fait qu'on peut estimer en temps réel, à par¬ tir des deux enregistrements tige et sol, les caracté- ristiques acoustiques des formations traversées, la comparaison visuelle des deux enregistrements entre eux étant susceptible de permettre une première véri¬ fication de la nature des formations traversées.
Bien évidemment, ce qu'il est important de connaître, ce sont les caractéristiques de chaque formation traversée. Les informations nécessaires à cet effet sont fournies par les signaux corrélés et représentatifs des parties d'enregistrements élémen¬ taires choisies. Selon une autre caractéristique, le procédé consiste, en outre, à déterminer pour chaque position considérée de la partie inférieure de l'outil dans le puits, le temps de trajet des ondes se propageant entre la partie inférieure de l'outil et le capteur monté à la partie supérieure dudit outil de forage, puis à décaler le signal corrëlé correspondant à la position considérée d'une quantité égale audit temps de trajet ainsi déterminé.
Cela permet de recaler les deux enregistre- ments entre eux de manière à mettre en phase les mêmes événements enregistrés et de permettre d'obtenir pour chaque événement un pic de corrélation qui soit rela¬ tivement important par rapport aux résidus de corréla¬ tion. Selon une autre caractéristique, l'enregistre¬ ment tige est soumis à un prétraitement consistant à éliminer des événements secondaires pour conserver uniquement sur ledit enregistrement des événements principaux d'intérêt. L'effet parasite sur la mesure des temps de pics de corrélation dû aux rajouts de tiges pendant le forage est alors éliminé par la détermination du temps de propagation des ondes dans le train de tiges. Un tel temps de propagation peut être déterminé par diver- ses méthodes qui sont mentionnées dans la description et les revendications.
D'autres avantages et caractéristiques ressor- tiront à la lecture de la description d'un procédé selon l'invention, donnée à titre indicatif mais non limitatif, ainsi que du dessin annexé, sur lequel : La figure 1 est une représentation schémati¬ que en coupe du sous-sol et des moyens mis en oeuvre dans le procédé selon l'invention.
La figure 2 est une représentation schémati- 5 que et dilatée d'une partie d'enregistrement du signal reçu sur un gêophone et résultant de l'émission par l'outil de travail d'une impulsion élémentaire.
Les figures 3a et 3b sont, pour une profondeur donnée, des représentations simulées de parties d'enre-' 10 gistrement des signaux reçus respectivement sur un cap¬ teur monté sur l'outil de forage et sur un gêophone, tandis que la figure 3c est le résultat de la corréla¬ tion des parties d'enregistrement représentées sur les figures 3a et 3b. 15 Les figures 4a à 4c sont analogues aux figures
3a à 3c, à la même profondeur donnée mais après rajout d'une tige dans le train de tiges de l'outil de forage.
La figure 5 est une représentation très schéma- 20 tique d'un profil sismique de puits tel qu'obtenu sui¬ vant l'invention.
La figure 6 est le résultat de la corrélation des deux fonctions d1intercorrélation représentées sur les figures 3c et 4c. 25 Dans un sous-sol 1 matérialisé par la surface
2, on fore un puits 3 à l'aide d'une tour de forage 4. Un outil de forage représenté schématiquement par un train de tiges 5 et un outil de travail 6 est également représenté dans le puits 3, ainsi qu'un 30 capteur-tige 7 monté, sur la partie supérieure du train de tiges 5, au-dessus de la table de rotation, c'est-à-dire au-dessus de la surface 2. Des capteurs 8, 9 tels que des géophones sont disposés sur la surfa¬ ce 2 et suivant des directions appropriées en fonction 35 des résultats recherchés. Pour plus de commodité dans les explications qui vont suivre, les gêophones 8 et 9 sont représentés de chaque côté du puits 3 mais peu¬ vent être aussi situés tous du même côté. Le capteur 7 et les gêophones 8, 9 sont reliés par des conduc- teurs 10 à 12, ou par télémesure, à un amplificateur 13 qui est connecté à un enregistreur 14 équipé ou non de moyens d'affichage.
L'outil de travail 6, par exemple du type à molettes, est bien connu des foreurs et ne sera donc pas décrit dans le détail. La rotation-percussion de l'outil de travail 6 sur la roche du fonds du puits 3 engendre des ondes élastiques qui se propagent, de façon continue ou tout au moins pendant le fonctionne¬ ment dudit outil de travail 6, suivant deux chemins principaux.
Le premier chemin est constitué par le train de tiges 5 et le signal reçu sur le capteur 7 qui peut être un accëléromètre, un vélocimètre ou tout autre type de transducteur approprié, est enregistré sur l'enregistreur 14, après amplification-. Pour une posi¬ tion donnée de l'outil de travail 6 dans le puits 3, c'est-à-dire à une certaine profondeur dans le puits 3, les caractéristiques du signal reçu sur le capteur 7 ne varient pas beaucoup et peuvent être considérées comme une référence des vibrations émises par l'outil de travail 6. Pour plus de facilité, les différentes positions de l'outil de travail 6, dans le puits 3', seront définies par le terme cote. Ainsi, sur la figure 1, l'outil de travail, dans la position supé- rieure, est dit être à la cote Z. tandis que Z . est la cote de l'outil de travail 6 dans la position inférieure, à une profondeur plus grande que la posi¬ tion supérieure.
Sur un enregistreur 14', distinct ou intégré dans l'enregistreur 14, on enregistre la cote de l'outil de travail 6 en fonction du temps, donné, par exemple, en minutes.
Le deuxième chemin est constitué par la ou les formations traversées et comprises entre l'outil de travail 6 et la surface du sol 2.
Entre la surface 2 et la cote Z ^ on suppose que la formation est homogène et presque isotrope, ou qu'en tout cas elle ne comporte pas de réflecteur, alors qu'aux cotes Z et Z,, se trouvent deux réflec- teurs R, et R~ .
L'énergie vibratoire transmise au gêophone 9 par l'outil de travail, à la cote Z., qui est alors considéré comme une source sismique, peut suivre au moins trois trajets acoustiques différents, par exe - pie. Le premier trajet acoustique 15 est direct et correspond à une première arrivée sur le gêophone 9. Le deuxième trajet acoustique 16 aboutit au même gêophone 9 après réflexions sur les réflecteurs R, et R-. Le troisième trajet acoustique 16a aboutit au même gêophone 9 après une simple réflexion sur le réflec¬ teur R, . Les instants auxquels sont enregistrés les signaux produits par les ondes élastiques se propageant suivant l'un des trajets acoustiques 15, 16, 16a, seront plus ou moins décalés dans le temps, selon le nombre de réflexions intervenant dans ces trajets.
Sur la figure 2, on a représenté une trace théorique sur laquelle on distingue un premier pic 17, enregis¬ tré au temps T-^, correspondant au temps de trajet mis par une onde élastique suivant le trajet direct 15 ; le pic 17 est donc la première arrivée.
La seconde arrivée 18 se produit à un autre ins¬ tant T„ et correspond à un trajet acoustique après une simple réflexion de ladite onde sur le réflecteur R, suivant le trajet acoustique 16a. Le signal reçu sur le gêophone 8 pour la cote Z . de l'outil de travail 6, peut également suivre au moins deux trajets acoustiques différents par exemple, l'un 19 direct et l'autre 20 après réflexions sur les réflecteurs R, et . Une étape du procédé,selon l'invention, con¬ siste à enregistrer, de façon simultanée en continu ou en discontinu, les signaux reçus sur le capteur 7 d'une part et les gêophones 8, 9, d'autre part, pen¬ dant le forage du puits 3, au fur et à mesure que l'outil de travail 6 avance dans les formations.
Sur les enregistrements bruts ainsi obtenus, l'un correspondant au capteur 7 et l'autre correspon¬ dant au gêophone 8 ou 9, tous les événements caracté¬ ristiques ou non sont mélangés et ne pourraient être dissociés sans un traitement particulier, constituant une autre étape originale du procédé selon l'invention.
En effet, sur un enregistrement brut, réel, et s'étalant sur plusieurs heures, il est impossible de distinguer les premières arrivées, aux cotes Z_, Z_ ... Z , et encore moins les arrivées secondes dues aux réflexions.
Sur la figure 3a, on a représenté l'enregistre¬ ment brut de l'amplitude d'une partie d'un signal 3u reçu sur le capteur 7 en fonction du temps mesuré en millisecondes, pour une cote de 36 m de l'outil de travail 6 et une longueur Li du train de tiges. Des événements 31, 32, 33 et 34 apparaissent plus ou moins clairement sur l'enregistrement 30.
Sur la figure 3b, on a représenté l'enregistre- ment brut de l'amplitude d'une partie d'un signal 35 reçu sur le gêophone 8, 9 en fonction du temps mesuré en millisecondes, et dans les mêmes conditions que celles de la figure 3a. De façon analogue, un examen visuel décèle des événements 36 à 39 qui semblent correspon- dre aux événements 31 à 34, mais ne permet pas de faire la distinction précise entre les arrivées dues aux réflexions sur les réflecteurs.
La seconde étape, selon la procédé de l'inven¬ tion, consiste à sélectionner sur les enregistrements bruts 30 et 35, des portions ou fenêtres d'enregistre¬ ments correspondant à une même cote de l'outil de tra¬ vail 6, 36 m dans les exemples représentés, puis à intercorréler entre elles lesdites fenêtres de manière à dissocier les événements entre eux. Le résultat (figure 3c) est une fonction d'intercorrélation primai¬ re 40 qui comprend quatre pics principaux 41 à 44 dont les amplitudes sont importantes par rapport à celles des résidus de corrélation. Le premier pic 41 corres¬ pond à une arrivée directe tandis que les pics 42 à 44 correspondent aux arrivées des ondes réfléchies par des réflecteurs. Dans l'exemple donné et en se reportant à la figure 5, on constate que le pic 42 sé¬ paré du pic 41 de 28 ms correspond à une onde réflé¬ chie par un réflecteur situé à 60 m, le pic 43 étant à 68 ms du pic 41 et correspondant à une réflexion sur un réflecteur situé à 120 m, tandis que le pic 44 est à 98 ms du pic 41 et correspond à une réflexion sur un réflecteur situé à 180 m.
La longueur de la fenêtre de l'enregistrement brut 30 peut être égale ou différente de celle de la fenêtre de l'enregistrement brut 35. Il est également possible de prendre des fenêtres qui se chevauchent les unes sur les autres.
La sélection des fenêtres à intercorréler se fait de la façon suivante, pour une même cote de l'outil de travail.
Etant donné que les enregistrements des si¬ gnaux reçus sur le capteur 7 et les gêophones 8, 9 ont une même origine des temps et une même graduation qui peut être en milliseconde, en seconde ou autre 14
unité de temps, on sélectionne arbitrairement le début des fenêtres, par exemple 3 heures après le commencement des enregistrements. On se reporte en¬ suite à l'enregistrement de la cote de l'outil en 5 fonction du temps pour déterminer la cote de l'outil correspondant à ce délai de 3 heures.
La cote Z et le début des fenêtres étant défi¬ nis, on sélectionne, à l'intérieur de fenêtres de grandes longueurs pour lesquelles on peut considérer
10 que la cote Z de l'outil de travail n'a pratiquement pas varié, des fenêtres plus petites de longueur de quelques secondes ou dizaines de secondes, par exemple de 50 secondes. Ces fenêtres de plus petites longueurs sont utilisées pour les opérations de corrélation dont
15 les résultats, analogues à celui représenté sur la figure 3c, sont ensuite sommés de manière à renforcer les événements caractéristiques 41 à 44, et obtenir une trace somme correspondant à une horizontale de la figure 5 de cote Z, sur laquelle le temps, en milli-
20 seconde est en abscisse, et la profondeur, en mètres, est en ordonnée.
De ce qui précède, le traitement des signaux enregistrés sous la forme d'enregistrements bruts sur l'enregistreur 14, consiste donc à repérer sur les
25 enregistrements bruts les parties des enregistrements correspondant à une même cote de l'outil ; puis à choisir dans lesdites parties des enregistrements des portions ou fenêtres de corrélation, de manière à constituer des paires d'enregistrements dits élëmen-
30 taires ; puis à intercorréler entre eux les enregis¬ trements élémentaires tels que ceux 30 et 35 repré¬ sentés sur les figures 3a, 3b et produire, pour cha¬ que paire, une fonction d' intercorrélation analogue à celle de la figure 3c qui est représentative de
35 l'énergie acoustique émise par l'outil de travail 6 et de la différence des temps de trajet des ondes élastiques reçues sur le capteur 7 et les gêophones 8, 9 , respectivement.
Les temps de trajet des ondes dans l'outil de forage sont représentés sur la figure 5 par la ligne en marches d'escalier 45, chaque palier B, C, D ... J correspondant à l'adjonction d'une nouvelle tige dans le train de tiges 5. Le palier négatif A tient compte du fait que le capteur 7 n'est pas au niveau de la surface du sol 2 mais au-dessus, comme cela apparaît sur la figure 1. La distance séparant l'axe des ordon¬ nées, donnant la profondeur en mètres, de la ligne 45 représente le temps de trajet des ondes produites par l'outil de travail 6 et se propageant dans le train de tiges 5.
La distance T_ correspond à la première adjonc- tion ou rajout d'une tige dans le train de tiges et. représente le temps de trajet des ondes acoustiques dans ledit rajout. La distance T est égale à la distance T„ plus le palier C.C? qui correspond à un deuxième rajout de tiges. La longueur de chaque rajout de tiges étant constante, par exemple de 18 m, il est normal de constater que le palier C est égal au palier B aux erreurs près susceptibles d'être introduites par les raccords entre les tiges. De ce fait, le temps de trajet r des ondes acoustiques dans le train de tiges est égal au temps de trajet TR + C. Z .
De même le temps de trajet, au palier D est T = T_, + D.D2, et ainsi de suite pour les autres paliers.
Les sommes des fonctions d' intercorrélation primaires relatives à cnaque cote de l'outil de travail pouvant avoir des origines temporelles différentes, il est nécessaire de les caler ou de les repérer par rapport à une origine temporelle c o m m u n e . Suivant l'invention, on cale les sommes des fonctions d'intercorrélation primaires par rapport à l'instant théorique 0 qui serait obtenu si le capteur 7 se trou¬ vait sur l'outil de travail 6. A cet effet, le procédé consiste à ajouter à la différence de temps de trajet sur la somme des fonctions d" intercorrélation primaires correspondant à chaque cote, un temps qui est égal au temps de tra¬ jet des ondes dans le train de tiges pour la cote considérée.
En se référant à nouveau à la figure 5, on voit que le signal corrêlé pour la cote 80 m devra être décalé de T_j= 9 ms alors que le signal corrélé pour la cote 180 m sera décalé de = 25 ms. Seul le temps de propagation dans le train de tiges, pour chaque cote considérée, est important à connaître pour le calage des sommes des fonctions d'in- tercorrêlation primaires.
Plusieurs méthodes de détermination des temps de propagation dans le train de tiges peuvent être mises en oeuvre.
Une de ces méthodes est basée sur l'hypothèse que le train de tiges est homogène quelle que soit sa longueur. Dans ces conditions, on détermine sur un élément du train de tiges, et à l'extérieur du puits de forage, la vitesse de propagation d'une onde dans ledit élément. Connaissant ainsi la vitesse et la longueur du train de tiges, pour une cote donnée de l'outil de travail 6 dans le puits de forage, on cal- cule le temps de propagation des ondes se propageant depuis ledit outil jusqu'au capteur 7.
Une autre méthode consiste à créer un ébranle¬ ment dans le train de tiges, à partir de la surface 2 ou au niveau du capteur 7, à chaque rajout de tige, et à mesurer sur le capteur 7 ou à l'aide d'un autre capteur, le temps de propagation de l'ébranlement aller et retour, c'est-à-dire après réflexion sur l'outil de travail 6. Le temps de propagation simple en est alors déduit. La première méthode est approximative car elle ne tient pas compte des changements qui peuvent apparaître dans la structure du train de tiges, chan¬ gements qui sont dus notamment aux variations de dia¬ mètre, aux éléments de jonction entre les différentes - tiges.
La seconde méthode qui présente l'avantage d'être réalisée in situ nécessite une opération supplé¬ mentaire puisqu'à chaque rajout de tiges, il faut créer un ébranlement. La présente invention se propose de donner une solution originale à ce problème de mesure in situ du temps de propagation d'une onde dans le train de tiges, pendant le forage du puits.
Selon une autre caractéristique de l'invention, la mesure des temps de trajet T O_, à TU, -(figure 5) est obtenue par un traitement particulier des fonctions d'intercorrélation primaires ou de leurs sommes.
Un exemple de la mesure des temps de trajet va être donné pour le palier B uniquement, étant précisé qu'on fera de même pour les autres paliers C à J. Lorsque l'outil de travail atteint la cote 36 m, un rajout d'une tige est effectué. La longueur du train de tiges qui était Li avant le rajout, se trouve être augmentée d'une quantité__'L égale à la longueur de la nouvelle tige ajoutée, à savoir 18 m, et devient Li + β'L. Toutefois, l'outil de travail 6 est toujours à la cote 36 m lorsqu'il fonctionne à nouveau engendrant une autre série d'impulsions aléatoires qui donnent naissance à des ondes élasti- ques reçues sur le capteur 7 et les gêophones 8, 9. Les parties des enregistrements bruts 50 et 51 du capteur 7 et des gêophones 8, 9 sont représen¬ tées sur les figures 4a et 4b, pour la cote de 36 m mais après rajout d'une tige de 18 m, c'est-à-dire pour la longueur Li +Û.L du train de tiges 5. La figu¬ re 4c représente la fonction d1intercorrélation primai¬ re 52 qui est le produit de la corrélation des signaux des enregistrements 50 et 51.
Ainsi, sur l'enregistrement brut du capteur 7 on peut déterminer pour la cote 36 m, les parties d'enregistrement 30 et 50 correspondant aux longueurs Li et Li +ΛL respectivement. De même, sur l'enregis¬ trement brut du gêophone 8, 9 on peut déterminer, pour la même cote 36 m, les parties d'enregistrement corres- pondant aux longueurs Li et Li + £γL. Mais, dans ce dernier cas, le trajet acoustique depuis l'outil de travail 6 jusqu'aux gêophones 8, 9 n'a pratiquement pas varié.
Une étape selon le procédé consiste à inter- corréler la partie de l'enregistrement brut 30 du cap-, teur 7 pour la longueur Li avec la partie de l'enre¬ gistrement brut 35 du gêophone 8, 9 pour la même lon¬ gueur Li, et à intercorréler la partie d'enregistrement brut 50 du capteur 7 pour la longueur Li + û'L avec la partie de l'enregistrement brut 51 du gêophone 8, 9 pour la même longueur Li +ÛL. On obtient alors deux fonctions d' intercorrélation primaires 40 et 52 corres¬ pondant aux points B. et B2 respectivement (figure 5) . L'étape suivante consiste à intercorréler en- tre elles ces deux fonctions d' intercorrélation pri¬ maires dont le résultat est une fonction d'intercorrê- lation secondaire 53 caractérisée par une différence de temps de trajet AT qui est justement le temps de trajet B.B des ondes dans la tige rajoutée. Cette fonction d'intercorrélation secondaire 53 est repré- sentée sur la figure 6 et le __T mesuré est de l'ordre de 3 ms.
De proche en proche, on détermine les temps de trajet C. C- à J, ϋ" 2 qui permet le calage par rapport à l'instant théorique 0.
Dans la description, on a fait référence aux gêophones 8, 9 sans distinction car tous deux reçoivent chacun toutes les ondes élastiques dues à l'énergie vibratoire émise par l'outil" de travail, aux atténua- tions près. Les gêophones 8, 9 peuvent être plus nom¬ breux et disposés sur la surface du sol 2,' suivant une géométrie prédéterminée permettant, en outre, de déter¬ miner les coordonnées de l'outil de travail 6 pendant le forage du puits. Le profil sismique de puits qu'on obtient sui¬ vant l'invention est simulé sur la figure 5 où le trait continu 60 de pente inclinée de.'la gauche vers la droite correspond aux premières arrivées (arrivées directes) sur les gêophones 8, 9 tandis que les traits continus 61, 62, 63, inclinés de la droite vers la gauche, correspondent aux arrivées réfléchies simples.
On peut voir facilement que les points de jonction des traits 61 à 63 avec le trait 60 précisent la position des différents réflecteurs du sous-sol. Ainsi le point de jonction 64 définit un réflecteur 64 situé à la cote 60 m tandis que les points de jonction 65 et 66 définissent des réflecteurs 65_. et 66_. situés respectivement aux cotes 120 et 180 m.
Le procédé selon l'invention permet d'obtenir des profils sismiques plus nets et plus précis qu'avec les procédés de diagraphie de l'art antérieur, surtout dans les couches lithologiques proches de la surface du sol où le bruit est très important. Avec les procédés classiques les résultats ne commencent à être probants qu'à partir de 120 ms et donc lorsqu'on a foré quelques centaines de mètres.
L'intérêt de la présente invention est, en conséquence, très important non seulement pour la conduite des opérations de forage par une meilleure connaissance en temps réel, des interfaces ou réflec¬ teurs qui se succèdent dans le sous-sol, mais égale¬ ment en ce qui concerne les caractéristiques physiques des couches lithologiques traversées par le puits de forage. La présente invention peut également être mise en oeuvre pour la détermination de temps de transit entre deux cotes relativement rapprochées, de l'ordre de quelques dizaines de centimètres.
Pour cela, on utilise les sommes de fonctions d"intercorrêlation primaires correspondant à ces deux cotes, et dont seules les parties relatives aux pre¬ mières arrivées sont intercorrélées. L'abscisse du maximum de la fonction d'intercorrélation tertiaire ainsi obtenue est représentative du temps de transit de l'onde acoustique dans la portion de terrain entre lesdites cotes. Toutefois, il est à noter que ces in¬ formations sont obtenues en temps réel, contrairement aux procédés antérieurs.
Il va de soi que certains des gêophones 8 et 9 peuvent être sur la surface du sol 2 et d'autres dis¬ posés dans un autre puits de forage distinct du puits 3. Cela permet de connaître le temps de trajet des ondes se propageant entre les deux puits, facilitant ainsi la connaissance des formations géologiques si- tuées entre les puits.
Bien entendu, l'invention n'est nullement limitée aux modes de réalisation de l'exemple décrit et représenté, elle est susceptible de nombreuses variantes accessibles à l'homme de l'art, suivant les applications envisagées et sans s'écarter pour cela du cadre de l'invention.

Claims

REVENDICATIONS 1. Procédé de diagraphie instantanée dans un puits de forage, du type selon lequel il consiste à enregistrer, sous forme de signaux, des ondes élasti- ques créées par la partie inférieure d'un outil de forage désagrégeant les roches dans le puits de forage, une première série d'ondes se propageant dans ledit outil de forage étant reçue sur au moins un premier capteur monté à la partie supérieure dudit outil de forage de manière à produire au moins un premier enre¬ gistrement dénommé enregistrement tige, tandis qu'une deuxième série d'ondes se propageant depuis la partie inférieure de l'outil de forage jusqu'en surface de puits et à travers les couches de terrain entourant ledit puits est reçue sur au moins un deuxième capteur, de'manière à produire au moins un deuxième enregistre¬ ment dénommé enregistrement sol, caractérisé en ce qu'il consiste à repérer sur chacun desdits premier et deuxième enregistrements les parties des signaux cor- respondant à une même position de la partie infé¬ rieure de l'outil dans le puits, chacune desdites par¬ ties constituant ainsi des enregistrements élémentai¬ res ; en ce qu'il consiste à grouper les enregistre¬ ments élémentaires par paires, chaque paire comportant un enregistrement élémentaire tige et un enregistrement élémentaire sol, puis à intercorréler entre eux les 22
enregistrements élémentaires de chaque paire, de ma¬ nière à produire, pour chaque paire, un signal corrëlé représentatif de l'énergie acoustique créée par la partie inférieure de l'outil de forage et de la diffé- 5 rence des temps de trajet des ondes reçues sur les cap¬ teurs à partir desquels la paire d'enregistrements a été obtenue.
2. Procédé suivant la revendication 1, caracté¬ risé en ce que les enregistrements élémentaires de cha-
10 que paire sont corrélés par parties, les différentes fonctions d'intercorrélation obtenues étant ensuite sommées.
3. Procédé suivant la- revendication 1 ou 2, caractérisé en ce qu'il consiste, en outre, à détermi-
15 ner pour chaque position considérée de la partie infé¬ rieure de l'outil dans le puits, le temps de trajet des ondes se propageant entre la partie inférieure de l'outil et le capteur monté à la partie supérieure du- dit outil de forage, puis à décaler le signal corrélë"
20 correspondant à la position considérée d'une quantité égale audit temps de trajet ainsi déterminé.
4. Procédé suivant la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que le premier, enregistrement tige est soumis à un prétraitement consistant à éliminer
25 des événements secondaires pour conserver uniquement sur ledit enregistrement des événements principaux d'intérêt.
5. Procédé suivant la revendication 3, caracté¬ risé en ce que le temps de trajet est déterminé à
30 partir d'une mesure de la vitesse de propagation d'une vibration dans l'outil de forage lorsqu'il est immobile.
6. Procédé suivant la revendication 3, caracté¬ risé en ce que le temps de trajet est déterminé à par¬ tir des enregistrements primaires du capteur tige avant
35 et après rajout d'un élément de train de tiges, lesdits enregistrements primaires correspondant sensiblement à une même profondeur de l'outil de forage.
7. Procédé suivant la revendication 3, carac¬ térisé en ce que le temps de trajet est déterminé à partir d'ondes produites par un ébranlement dans l'ou- til de forage.
8. Procédé suivant l'une des revendications
1 à 7, caractérisé en ce que plusieurs enregistrements sol sont produits à partir de plusieurs capteurs dispo¬ sés en surface suivant au moins une géométrie déter- minée.
9. Procédé suivant la revendication 2, caracté¬ risé en ce que les sommes des fonctions d1 intercorréla¬ tion correspondant à deux cotes prédéterminées sont intercorrëlëes, l'abscisse du maximum de la fonction d'intercorrelation ainsi obtenue étant représentative du temps de transit de l'onde acoustique dans la por¬ tion du terrain située entre lesdites cotes.
10. Procédé suivant la revendication 9, carac¬ térisé en ce que les parties des sommes des fonctions d' intercorrelation relatives aux premières arrivées de l'onde acoustique sont choisies pour effectuer l'inter¬ corrélation.
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