NO20130263A1 - Avbildning av undergrunnens struktur foran borkronen ved logging under boring - Google Patents

Abstract

Foreliggende oppfinnelse vedrører apparater og fremgangsmåter for nedihulls akustisk logging.Verktøyet kan bli anvendt for å generere en ledet borehullsbølge som forplanter seg inn i formasjonen som en volumbølge, reflekteres fra en grenseflate og omdannes tilbake til en ledet borehullsbølge. Ledede borehullsbølger fremkommet fra refleksjon av volumbølgen blir anvendt for å avbilde en reflektor. Fremgangsmåter kan inkludere behandling av akustiske loggsignaler, herunder: bølgefeltseparasjon, autokorrelasjon av bølgefeltkomponenter, filtrering ved anvendelse av et hellingsfilter og estimering av en avstand til den reflekterende grenseflaten.

Description

OPPFINNELSENS OMRÅDE

[0001] Foreliggende oppfinnelse vedrører apparater for logging under boring, og mer spesifikt akustiske apparater for logging under boring samt generering og bruk av ledede bølger for å se foran borkronen.

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN

[0002] For å utvinne hydrokarboner, så som olje og gass, blir brønner eller brønnhull boret inn i jordgrunnen gjennom hydrokarbonførende undergrunnsformasjoner. I dag inkluderer mye av boreaktiviteten ikke bare vertikale brønner, men også boring av horisontale brønner. Under boring må det innhentes informasjon fra selve brønnen. Selv om seismiske data har gitt informasjon vedrørende området som skal bores og tilnærmet dyp for et produserende lag, er ikke den seismiske informasjonen alltid fullstendig pålitelig for store dyp. For å støtte dataene blir informasjon innhentet under boring ved hjelp av logging-under-boring-anordninger eller måling-under-boring-(MWD)-anordninger. Logging under boring (LWD), eller MWD, er metoder som har vært i bruk i mange år. Denne metoden er foretrukket av boreselskaper siden den kan bli utført uten at det er nødvendig å stanse boringen for å logge et hull. Dette er primært som følge av det faktum at logging av et uferdig hull, før innsetting av foringsrør, om nødvendig, kan føre til utvasking og ødelegge det borearbeidet som allerede er utført. Dette kan medføre opphold i kompletteringen av brønnen og forsinke produksjon. Videre kan denne informasjonen være nyttig mens brønnen blir boret for å foreta retningsendringer umiddelbart.

[0003] En viktig del av boreoperasjoner er å forsøke å styre borebanen i en ønsket retning. Dette krever at en er i stand til å "se" foran borkronen. Det er behov for en fremgangsmåte for å prosessere akustiske data for å se foran borkronen. Denne oppfinnelsen møter dette behovet.

SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN

[0004] Én utførelsesform av oppfinnelsen er en fremgangsmåte for å bestemme en avstand til en grenseflate i en grunnformasjon. Fremgangsmåten inkluderer å: frakte et loggeinstrument inn i et borehull; aktivere minst én sender på loggeinstrumentet til å generere en ledet akustisk bølge som forplanter seg nedover til bunnen av borehullet og skaper en akustisk bølge i grunnformasjonen; anvende minst én mottaker på loggeinstrumentet for å: motta et første signal som reaksjon på den nedoverforplantende ledede akustiske bølgen, og motta et andre signal som reaksjon på en oppoverforplantende ledet akustisk bølge fremkommet fra refleksjon av den akustiske bølgen i formasjonen ved en grenseflate i denne; filtrere det første signalet og det andre signalet ved anvendelse av et hellingsfilter; og estimere fra det filtrerte første signalet og det filtrerte andre signalet en avstand til grenseflaten.

[0005] En annen utførelsesform av oppfinnelsen er et apparat innrettet for å estimere en avstand til en grenseflate i en grunnformasjon. Apparatet innbefatter: et loggeinstrument innrettet for å bli fraktet inn i et borehull; minst én sender på loggeinstrumentet innrettet for å generere en ledet akustisk bølge som forplanter seg nedover til bunnen av borehullet og skaper en akustisk bølge i grunnformasjonen; minst én mottaker på loggeinstrumentet innrettet for å: motta et første signal som reaksjon på den nedoverforplantende ledede akustiske bølgen, og motta et andre signal som reaksjon på en oppoverforplantende ledet akustisk bølge fremkommet fra refleksjon av den akustiske bølgen i bunnen av borehullet og i formasjonen ved en grenseflate i denne; og minst én prosessor innrettet for å: filtrere det første signalet og de andre signalene med bruk av et hellingsfilter, og estimere fra det første signalet og det andre signalet en avstand fra bunnen av borehullet til grenseflaten.

[0006] En annen utførelsesform av oppfinnelsen er et ikke-volatilt datamaskinlesbart mediumprodukt som lagrer instruksjoner som når de leses av en prosessor, setter prosessoren i stand til å utføre en fremgangsmåte. Fremgangsmåten inkluderer å: filtrere et første signal og et andre signal med bruk av et hellingsfilter og estimere en avstand fra bunnen av et borehull til en grenseflate i en grunnformasjon, hvor: det første signalet genereres av en mottaker på et loggeinstrument som fraktes i et borehull som reaksjon på en nedoverforplantende ledet akustisk bølge i borehullet; og det andre signalet genereres av mottakeren som reaksjon på en oppoverforplantende ledet seismisk bølge i borehullet, der den oppoverforplantende bølgen er fremkommet fra refleksjon av en akustisk bølge skapt i bunnen av borehullet av den nedoverforplantende ledede akustiske bølgen og reflektert ved grenseflaten.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

[0007] For en gjennomgående forståelse av foreliggende oppfinnelse henvises til den følgende detaljerte beskrivelsen av utførelsesformer, sett sammen med de vedlagte tegningene, der like elementer er gitt like henvisningstall, hvor: Figur 1 er en illustrasjon av en bunnhullsenhet (BHA) som kjøres i et borehull fra et borerør som innbefatter apparatet ifølge én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Figur 2 er en illustrasjon av et eksempel på oppstilling av sendere og mottakere i foreliggende oppfinnelse; Figur 3 illustrerer skjematisk signalene som blir generert og anvendt ifølge én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse for å se foran borkronen; Figur 4 er et flytdiagram som illustrerer noen av fremgangsmåtene og de fysiske prosessene ifølge én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Figur 5 illustrerer gangbanene til de forskjellige typer bølger involvert i én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Figurene 6A-6C illustrere modellen anvendt for å evaluere fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse; Figurene 7A-7F illustrerer øyeblikksbilder ved valgte tidspunkter av den radiale partikkelhastighetskomponenten for modellen i figur 6; Figur 8A-8B viser øyeblikksbilder av bølgefeltet (r-komponenten av partikkelhastigheten): Omdannelse av en S-bølge (TSS) til en borehullsledet bølge (TSST); Figur 9 viser et modellert seismogram (r-komponenten av partikkelhastigheten vist) som dekker mottakere langs borehullet og foran dette med en dipolkilde, 5000 Hz: Omdannelse av en bøyningsbølge (T) til en S-bølge (TS) ved bunnen av borehullet, z= 5m; refleksjon av S-bølgen ved en lagskilleflate z=15omdannelse av den reflekterte S-bølgen (TSS) til en bøyningsbølge (TSST) i bunnen av borehullet; Figur 10 viser signalenergien i omdannede bølger; Figur 11 viser den normaliserte asimutale energien i T-S-omdannede bølger; Figur 12A viser seismogrammer med traser registrert mellom kildeposisjon (S) og omdannelsespunkt (C) før utførelse av dispersjonskorrigering og gangtidsreduksjon: TSST-bølgen er avbildet ved gangtiden tSs, som svarer til avstanden mellom omdannelsespunkt og reflektor; Figur 12B viser seismogrammer etter utførelse av dispersjonskorrigering; Figur 13 illustrerer hvordan hellingen cp til en plan reflektor og dens avstand s'- langs borehullsaksen kan bestemmes; Figur 14 er et flytdiagram av en fremgangsmåte for prosessering av data ifølge én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Figur 15A viser skudd-samlingsdata med bunnen av borehullet 5m vekk fra reflektoren før autokorrelasjon; Figur 15B viser skudd-samlingsdata etter autokorrelasjon. TSST-signalet er ikke synlig. Dets teoretiske ankomsttid er angitt av en gul stiplet linje. Bølgefeltseparasjon i opp- og nedovergående bølger ble ikke anvendt på de syntetiske dataene. Til forskjell fra virkelige data inneholder modellen bare én reflektor. Det er ingen reflektorer ovenfor kildeposisjonen i modellen. Som følge av dette kan autokorrelasjonen bli anvendt på totalbølgefeltet. Figur 16 viser autokorrelerte skudd-samlingsdata etter bruk av et hellingsfilter og sammensetting (stacking); Figur 17A viser autokorrelerte CRG-(Common-Receiver-Gathered)-data før bruk av hellingsfiltrering; Figur 17B viser autokorrelerte CRG-data etter bruk av hellingsfiltrering: TSST-signalet blir synlig etter filtrering; Figur 18A viser hellingsfiltrerte, autokorrelerte CRG-data;

Figur 18B viser sakking-tid-koherens i dataene i figur 18A.

Figur 19A viser de filtrerte CRG-dataene som de innmates til migrasjon; Figur 19B viser resultatet av tradisjonell faseskiftmigrasjon; Figur 19C viser vektingsfunksjonen oppnådd fra alle fem trasene i CRG-samlingen; og Figur 19D viser resultatene av den vektede faseskiftmigrasjonen.

DETALJERT BESKRIVELSE

[0008] Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt apparater for logging under boring. Mer spesifikt vedrører foreliggende oppfinnelse prosessering av akustiske loggdata. Foreliggende oppfinnelse kan realiseres i forskjellige utførelsesformer. Det er i tegningene vist, og vil her bli beskrevet i detalj konkrete utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse, selv om det må forstås at den foreliggende beskrivelsen er å anse som en illustrasjon av prinsippene i oppfinnelsen og ikke er ment å begrense oppfinnelsen til det som er illustrert og beskrevet her. Som vil fremkomme kan idéene i foreliggende oppfinnelse bli anvendt med en rekke forskjellige brønnverktøy og i alle faser av konstruksjon og produksjon av brønner. Utførelsesformene beskrevet nedenfor er således kun eksempler på anvendelser av foreliggende oppfinnelse.

[0009] Figur 1 illustrerer et skjematisk diagram av et MWD-boresystem 10 med en borestreng 20 som fører en boreenhet 90 (også omtalt som en bunnhullsenhet, eller "BHA") som fraktes i et "brønnhull" eller "borehull" 26 for å bore brønnhullet. Boresystemet 10 inkluderer et tradisjonelt boretårn 11 oppstilt på et gulv 12 som støtter et rotasjonsbord 14 som blir rotert av en kraftkilde, så som en elektrisk motor (ikke vist), med en ønsket rotasjonshastighet. Borestrengen 20 inkluderer en rørledning så som et borerør 22 eller et kveilrør som strekker seg nedover fra overflaten inn i borehullet 26. Borestrengen 20 blir presset innover i brønnhullet 26 når et borerør 22 blir anvendt som rørledning. I kveilrøroperasjoner blir en rørinjektor (ikke vist) anvendt for å mate rørledningen ut fra en kilde for denne, så som en trommel (ikke vist), og inn i brønnhullet 26. Borkronen 50 festet til enden av borestrengen 20 maler opp de geologiske formasjonene når den blir rotert for å bore borehullet 26. Dersom et borerør 22 blir anvendt, er borestrengen 20 koblet til et heiseverk 30 via et rotasjonsrør 21, en svivel 28 og en line 29 gjennom en trinse 23. Under boreoperasjoner blir heiseverket 30 betjent for å styre borkronetrykket, en parameter som påvirker borehastigheten. Virkemåten til heiseverket er velkjent for fagmannen og er derfor ikke beskrevet i detalj her.

[0010] Under boreoperasjoner blir et passende borefluid 31 fra en slamtank (kilde) 32 sirkulert under trykk gjennom en kanal i borestrengen 20 av en slampumpe 34. Borefluidet går fra slampumpen 34 inn i borestrengen 20 via en desurger 36, en fluidledning 38 og et rotasjonsrør 21. Borefluidet 31 føres ut ved bunnen 51 av borehullet gjennom gjennomganger i borkronen 50. Borefluidet 31 sirkulerer oppihulls gjennom ringrommet 27 mellom borestrengen 20 og borehullet 26 og returnerer til slamtanken 32 via en returledning 35. Borefluidet tjener til å smøre borkronen 50 og til å føre borehullskaks eller spon vekk fra borkronen 50. En føler S1 fortrinnsvis plassert i ledningen 38 gir informasjon om fluidstrømningsmengden. En dreiemomentføler S2 på overflaten og en føler S3 tilknyttet borestrengen 20 gir henholdsvis informasjon om dreiemomentet på og rotasjonshastigheten til borestrengen. I tillegg blir en føler (ikke vist) tilknyttet linen 29 anvendt for å måle kroklasten fra borestrengen 20.

[0011] Rotasjon av borerøret 22 roterer borkronen 50. I tillegg kan en nedihullsmotor 55 (slammotor) være anbragt i boreenheten 90 for å rotere borkronen 50, og borerøret 22 blir rotert vanligvis for å supplere rotasjonskraften, om nødvendig, og for å bevirke til endringer i boreretningen.

[0012] I utførelsesformen i figur 1 er slammotoren 55 koblet til borkronen 50 via en drivaksel (ikke vist) anbragt i en lagerenhet 57. Slammotoren 55 roterer borkronen 50 når borefluidet 31 passerer gjennom slammotoren 55 under trykk. Lagerenheten 57 støtter opp for de radiale og aksiale kreftene fra borkronen 50. En stabilisator 58 koblet til lagerenheten 57 tjener som en sentreringsmekanisme for den nederste delen av slammotorenheten.

[0013] En borefølermodul 59 er plassert nær borkronen 50. Borefølermodulen 59 kan inneholde følere, kretser og prosessenngsprogramvare og -algoritmer knyttet til de dynamiske boreparametrene. Slike parametere kan inkludere hopping av borkronen, rykkvis gange av boreenheten, bakoverrotasjon, dreiemoment, slag, borehulls- og ringromstrykk, akselerasjonsmålinger og andre målinger av borkronetilstanden. Et passende telemetri- eller kommunikasjonsrør 72, som for eksempel anvender toveistelemetri, er også tilveiebragt som illustrert i boreenheten 90. Borefølermodulen 59 prosesser følerinformasjonen og sender den til overflatestyringsenheten 40 via telemetrisystemet 72.

[0014] Kommunikasjonsrøret 72, en kraftenhet 78 og et NMR-verktøy (ikke vist) er alle koblet etter hverandre langs borestrengen 20. Bøyestykker, for eksempel, er anvendt for å tilkoble MWD-verktøyene 77 i boreenheten 90. Disse rørkomponentene og verktøyene danner bunnhulls-boreenheten 90 mellom borestrengen 20 og borkronen 50. Boreenheten 90 innhenter forskjellige målinger, herunder pulsede kjernemagnetisk resonansmålinger, mens borehullet 26 blir boret. Kommunikasjonsrøret 72 fanger opp signalene og målingene og sender signalene, for eksempel ved anvendelse av toveistelemetri, til prossering på overflaten. Alternativt kan signalene bli prosessert med bruk av en nedihullsprosessor i boreenheten 90.

[0015] Styringsenheten eller prosessoren 40 på overflaten mottar også signaler fra andre følere og anordninger nede i hullet, signaler fra følerne S1-S3 og andre følere som anvendes i systemet 10, og behandler disse signalene i henhold til programmerte instruksjoner tilveiebragt i overflatestyringsenheten 40. Overflatestyringsenheten 40 viser ønskede boreparametre og annen informasjon på en fremvisning/monitor 42 som anvendes av en operatør for å styre boreoperasjonene. Overflatestyringsenheten 40 innbefatter fortrinnsvis en datamaskin eller et mikroprosessorbasert prosesseringssystem, minne for å lagre programmer eller modeller og data, en opptaker for registrering av data samt annet periferisk utstyr. Styringsenheten 40 er fortrinnsvis innrettet for å aktivere alarmer 44 når bestemte utrygge eller uønskede driftsforhold oppstår. Et akustisk loggeverktøy 100 (som vil bli beskrevet i det følgende) kan være plassert på et passende sted, for eksempel som vist.

[0016] Figur 2 viser et eksempel på et verktøy 100 som anvender fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse. Som fagmannen vil vite har en nedihulls akustisk kilde (eller mottaker) en endelig lengde. Kilden kan bestå av flere deler stablet i verktøyets lengderetning. Denne kan omtales som en senderenhet. I én utførelsesform av oppfinnelsen er elementene piezoelektriske transdusere.

[0017] Vist i figur 2 er en første gruppe 221a ... 221 n av mottakere og en andre gruppe 261a... 261 n av mottakere symmetrisk anbragt om en gruppe 241a ... 241 n av sendere. Gruppene kan inneholde elementer som er aksialt og/eller periferisk anordnet. Selv om illustrasjonen viser dem på ett enkelt hus, skal ikke dette forstås som en begrensning av oppfinnelsen; en vanlig oppstilling anvender sendere og mottakere på flere enn ett rørstykke. Også vist i figuren er borehullet 26, borkronen 50 og en reflektor 211. Reflektoren 211 svarer til en grenseflate hvor det er en impedansendring i formasjonen 200, slik at innkommende bølger vil bli reflektert tilbake.

[0018] Et hittil ukjent særtrekk ved foreliggende oppfinnelse er det faktum at den utnytter ledede bølger generert av en akustisk transduser i et borehull. De følgende betegnelser defineres for formålet med denne oppfinnelsen. En ledet bølge er en hvilken som helst type bølge som forplanter seg langs et borehull som innebærer koblet bevegelse av fluidet i borehullet, verktøyet og borehullsveggen. En Stoneley-bølge er en bestemt type ledet bølge, kjennetegnet ved et isotropt retningsvirkningsmønster.

[0019] I foreliggende oppfinnelse kan hvert kildeelement være avstemt på en slik måte at den når maksimal utmating ved en spesifikk senterfrekvens for å maksimere genereringen av disse ledede bølgene. Dersom slik avstemming ikke er mulig, kan forskjellige kildemoduler med forskjellige senterfrekvenser bli anvendt. Dersom flere enn én kilde blir anvendt, er avstanden mellom kilder direkte relatert til de påtrykkede frekvensene (bølgelengdeordener) slik at interferens og stråleretningsstyring blir mulig. Kobling av alle/noen av kildeelementene direkte til formasjonen 200 ved hjelp av sideveggpute-anordninger eller tilsvarende er valgfritt. Kildeelementer kan være piezoelektriske, piezokeramiske, magnetostriktive eller andre impulsgivende eller frekvenssveipede anordninger.

[0020] Dette mangfoldet av kildesenterfrekvenser og -posisjoner muliggjør generering av en maksimal mengde ledet bølgeenergi i monopol-, dipol-, kvadrupol- eller høyere ordens eksitasjonen Nærmere bestemt kan Stoneley-bølger bli generert ved monopol-eksitasjon. Kvadrupol-eksitasjon, som beskrevet i US-patentet 6,850,168 til Tang m.fl., kan generere en ledet bølge som innebærer koblet formasjons- og fluidbevegelse som forplanter seg med en hastighet nær formasjonens skjærbølgehastighet.

[0021] Det å ha flere kilder aksialt fordelt i borestrengen muliggjør gjennomføring av en måling med flere offset-verdier (variabel avstand mellom kilde og mottaker og mellom kilde og reflektor) i én kjøring. Med kun én kilde i borestrengen kan dette kun oppnås ved gjentatte foroverseende målinger under boring. Avbildning av en samme reflektor med endrende kilde/reflektor-avstander og med varierende kilde/mottaker-avstander er fordelaktig for korrekt dataevaluering.

[0022] Hver mottaker 221 a ... 221 n, 261a ... 261 n er avstemt i tilpasning til egenskapene til kilden som anvendes. Dersom forskjellige kildemoduler blir anvendt, må også forskjellige mottakermoduler (med mottakeregenskaper som matcher de respektive kildeegenskapene) anvendes. Den romlige anordningen (periferisk og aksialt) av mottakerne påvirkes av den maksimale kildefrekvensen og eksitasjonsmåten. For lavere frekvenser kan forskjellige følerelementer kobles i parallell. Følerelementer kan være trykk- eller bevegelsesfølsomme anordninger festet direkte i bunnhullsenheten eller koblet til formasjonen via sideveggputer eller tilsvarende systemer. Forskjellige typer følere og innfestinger kan bli anvendt parallelt for å muliggjøre forskjellige eksitasjonsmåter samtidig i én BHA.

[0023] Figur 3 illustrerer det grunnleggende prinsippet i foreliggende oppfinnelse. Aktivering av en sender, så som 300, eksiterer en rekke forskjellige bølger i borehullet, i formasjonen og i grenseflaten mellom borehullet og formasjonen. Det er kjent at i de fleste tilfeller, den sterkeste borehullsledede bølgen generert ved monopol-eksitasjon er en Stoneley-bølge. Den genererte Stoneley-bølgen er vist i figur 3 ved 301. Denne ledede bølgen forplanter seg langs borehullet. Denne såkalt "direkte" ledede bølgen blir registrert av mottakere, så som 311, og anvendt for ytterligere prosessering omtalt nedenfor. Bruk av Stoneley-bølger skal ikke forstås som en begrensning av oppfinnelsen. Generelt kan en ledet bølge bli generert gjennom en hvilken som helst type eksitasjon.

[0024] Det skal bemerkes at borkronen 50 ikke blokkerer borehullet 26 fullstendig, slik at mye av den direkte, ledede bølgen kommer frem til bunnen 51 av borehullet. Når den ledede bølgen kommer til bunnen 51 av borehullet, blir noe av den reflektert tilbake. En betydelig andel av den ledede bølgen blir transmittert inn i formasjonen 200. Dette er angitt ved 303 i figuren.

[0025] Den nedovergående energien 303 blir reflektert av en grenseflate, så som 211, og den reflekterte energien 305 kommer inn i borehullet igjen. Når den kommer inn igjen i borehullet, blir mye av den omdannet tilbake til en ledet bølge (angitt ved 307) som forplanter seg opp borehullet. Alle moder blir eksitert når energien returnerer inn i borehullet. Denne reflekterte ledede bølgen blir også målt av mottakere, så som 311. Målingene av de direkte og de reflekterte ledede bølgene danner grunnlag for avbildning foran borkronen 50. Med en flerpolet mottakergruppe kan en ønsket modus oppnås gjennom asimutal stacking.

[0026] Figur 4 viser et hybrid flytdiagram som illustrerer prosesseringstrinnene og de fysiske prosessene involvert. En ledet bølge blir generert 401 ved å aktivere minst én sender på loggeverktøyet, og det primære bølgefeltet 301 blir registrert 403 av minst én mottaker i mottakergruppen. Dette kan omtales som et "første signal". Ved bunnen 406 av borehullet blir det primære bølgefeltet 301 delvis transmittert 303 som en akustisk bølge inn i formasjonen, som reflekteres 404 ved grenseflaten og genererer det reflekterte bølgefeltet 305 i formasjonen. Det reflekterte bølgefeltet i formasjonen blir omdannet i bunnen 406 av brønnhullet slik at det genereres et uendelig antall ledede bølgemoder 307 i borehullet som inneholder informasjon om den reflekterende grenseflaten. De reflekterte ledede bølgene blir registrert av mottakerne i trinn 405. Disse kan omtales som et "andre signal". De registrerte reflekterte ledede bølgene fra trinn 405 kan bli prosesssert med det registrerte primære bølgefeltet fra trinn 403 i trinn 407. Også vist i figur 3 er en refleksjon 313 av det primære bølgefeltet i bunnen av borehullet.

[0027] Fagmannen som leser foreliggende oppfinnelse vil vite at siden mottakergruppene registrerer både den nedovergående ledede bølgen og den oppovergående ledede bølgen, tradisjonelle bølgefeltseparasjonsmetoder kan bli anvendt for å skille de ledede bølgene basert på forplantningsretning. Se for eksempel Blias, (2005) SEG Extended Absracts.

[0028] Anvendeligheten av fremgangsmåten er undersøkt ved hjelp av numeriske endelig differanse-(FD)-modeller. Modellering blir utført ved anvendelse av den 2.5D FDTD-programvaren FDBH til T. Bohlen og O. Hellwig. Den er basert på en hastighet/spenning-formulering av den elastiske bølgelikningen i sylinderkoordinater med radius r og dyp z som romlige modellvariabler. Selv om modellen antas å være konstant med asimutvinkelen 9, gjør koden det ikke bare mulig å modellere rotasjonssymmetriske bølgefelter eksitert av unipolkilder, men også bølgefelter av høyere orden med en cos( nd)- og s/77(77§)-avhengighet, så som dipolbølgefelter (n = 1) eller kvadrupolbølgefelter (n = 2).

[0029] Modellen omfatter et sylindrisk fluidfylt borehull med et boreverktøy i en homogen formasjon. Boreverktøyet deler inn borehullet i en sentral fluidfylt sylinder og et fluidfylt ringrom. 10 m foran bunnen av borehullet, vinkelrett på borehullsaksen, er det en plan reflektor. Det viste dataeksempelet inneholder en dipol voluminjeksjonskilde, som befinner seg inne i det fluidfylte ringrommet i borehullet. Som et kildesignal anvendes en Ricker-wavelet med en senterfrekvens på 5000 Hz. Modellgeometrien er gitt i figur 6.

[0030] Figur 5 illustrerer gangbanene til de involverte bølgetypene fra kilden (S) til mottakeren (R) og omdannelsen av disse i omdannelsespunktet (C). En fordel med å anvende borehullsledede bølger er at de i mindre grad dempes gjennom geometrisk spredning enn volumbølger. Figur 5 inkluderer muligheten for at reflektoren (211 i figur 3) er skråstilt med en vinkel cp på verktøyaksen. [0031 ] Figur 7 viser øyeblikksbilder ved forskjellige tidspunkter (2,5ms, 7,5ms, 12,5ms, 17,5ms, 22,5ms og 27,5ms) av den radiale komponenten (r-komponenten) av partikkelhastigheten. Disse øyeblikksbildene viser forplantning av forskjellige bølgetyper eksitert av modellkilden (P: direkte P-bølge 701; S: direkte S-bølge 703; T: bøyningsbølge (borehullsledet bølge eksitert av en dipolkilde) 705; TP: bøyningsbølge omdannet til en P- bølge 707; TS: bøyningsbølge omdannet til en S-bølge 709; TT: bøyningsbølge reflektert ved bunnen av borehullet 711; TSS: TS-bølge reflektert i en laggrense 713; TSST: TSS-bølge omdannet til en bøyningsbølge; grenseflaterefleksjon: modelleringsartefakt, refleksjon av bølger i modellgrenseflaten). Merk at den reflekterte TSS-bølgen er tydelig synlig ved 22,5ms og knapt synlig ved 17,5ms.

[0032] Øyeblikksbildene viser tydelig at hovedandelen av bøyningsbølgen (T) omdannes til S-bølger (TS) i bunnen av borehullet. Omdanningstrekket er studert i detalj ved mottakerposisjonene angitt i figur 10. Resultatet er oppsummert i figur 10, som viser signalenergien ju<2>dt til omdannede bølger 5m vekk fra omdannelsespunktet og normalisert av signalenergien til bøyningsbølgen i én mottakerposisjon inne i det fluidfylte ringrommet før omdannelse. De angitte verdiene for T-P-omdannelse og T-SV-omdannelse gjelder for en asimutvinkel 9=0°, mens verdiene for T-SH-omdannelse gjelder for 9=90° som følge av den nevnte cos( nd)- og s/nfnØJ-avhengigheten til de tilhørende bølgefeltkomponentene. SV står for vertikalt polariserte S-bølger og SH står for horisontalt polariserte S-bølger. Figur 10 bekrefter omdannelsen fra T-bølger til S-bølger 1001, 1003 synes å være mye mer effektiv enn omdannelsen fra T-bølger til P-bølger 1005. Signalenergien til de omdannede bølgetypene avviker med flere størrelsesordener. Som følge av dette anses kun TSST-bølger som aktuelle for utforsking foran borehullet.

[0033] Dersom asimutvinkelavhengigheten til T-SV-omdannelsen og T-SH-omdannelsen også blir ihensyntatt, oppnås retningskarakteristikken til T-S-omdannelsen som vist i figur 11. Den viser den normaliserte signalenergien i T-S-omdannede bølger avhengig av deres strålingsretning. Midten av plottet svarer til retningen langs borehullsaksen ((p=0°). Sidekanten svarer til retningen vinkelrett på borehullsaksen ((p=90°), og periferiretningen svarer til asimutvinkelen 0. Figuren viser at hovedandelen av denne omdannede bølgetypen stråles innenfor et vinkelsektor mellom (p=5° og cp=30<o>. Denne vinkelsektoren avhenger av elastisitetsparametrene for formasjonen samt av geometrien til borehullet og spesielt borkronen. Videre er det åpenbart at typen borehullsledet bølge som eksiteres i borehullet og dens frekvens virker inn på retningskarakteristikken til de omdannede bølgene. Dersom formasjonsparametrene er kjent, er det mulig å rette S-bølger fra omdannelsespunktet (borkronen) i en ønsket retning ved justere kildeparametrene (frekvensområde, kildeorden) og således sikte mot reflektorer med en karakteristisk oppstilling i forhold til borehullet.

[0034] Det modellerte seismogrammet (figur 9) viser bølgefeltet (r-komponenten av partikkelhastigheten) langs borehullet ved r= 0,11m (fluidringrommet) og foran borehullet i to forskjellige typer formasjon. Linjen 901 markerer omdannelsespunktet ved bunnen av borehullet z= 5m og linjen 903 markerer laggrenseflaten (reflektoren ved z=15m). Med start ved kildens posisjon (z=0m) og t=0 ms forplanter bøyningsbølgen (T) 905 seg mot bunnen av borehullet ved z=5m. Selv om omdannelsen fra bøyningsbølge til S-bølge oppviser et minimum i borehullsaksens retning (cp =0°; se figur 10), kan omdannelse til en S-bølge (TS), som angitt av 907, observeres. Når den ankommer reflektoren ved z=15m blir en andel av den reflektert og forplanter seg tilbake mot borehullsbunnen (TSS) 909. Der eksiterer den en ny bøyningsbølge (TSST) 911. Dette kan sees ved å sammenlikne de to øyeblikksbildene av bølgefeltet (r-komponenten av partikkelhastigheten) i figur 8. TSS-bølgen nærmer seg bunnen av borehullet og forplanter seg videre langs borehullet. Den eksiterte bøyningsbølgen (TSST) blir separert fra TSS-bølgen og fanget av borehullet. Den forplanter seg med en noe lavere hastighet enn S-bølgen (TSS). Den sakker derfor akterut bak TSS-bølgen.

[0035] Ved hvert målenivå blir de registrerte dataene evaluert i modellmiljøet. Evalueringen omfatter separasjon av det primære og det sekundære bølgefeltet, konstruksjon av en hastighetsmodell for brønnhullet og en hastighetsmodell for området foran borkronen, samt omsortering og kondisjonering av dataene (f.eks. filtrering). Det skal bemerkes at omdannelsen til en akustisk bølge som forplanter seg i formasjonen ikke er begrenset til forplantningsretninger rett foran borehullet. Ved bruk av en sender- og/eller mottakergruppe er det derfor tilstrekkelig åpning til å "avbilde" reflektoren for å bestemme reflektorens posisjon og helling. Avbildningsprosedyren kan være en hvilken som helst metode som omordner de akustiske informasjonselementene på en slik måte at refleksjoner og diffraksjoner blir plottet på deres sanne steder (f.eks. en inversjonsoperasjon så som tids- eller dybdemigrasjon).

[0036] Dataevalueringsresultatene blir anvendt for å optimalisere kilde- og mottakerinnstillingen for neste målesekvens eller -nivå (lukket sløyfe-tilbakemelding). Avhengig av telemetribåndbredden fra nede i hullet til overflaten kan dataevalueringen og lukket sløyfe-tilbakemeldingen bli utført på overflaten eller nedihulls ved hjelp av autonome inversjonsmetoder (dette kan kreve realisering av kunstig intelligens og/eller nevrale nettverk nede i hullet). Den beregnede grensebeliggenheten kan bli anvendt for å styre boreretningen (reservoarnavigering). Betegnelsen "reservoarnavigering" inkluderer styring av borebanen slik at den holder seg i en forbestemt avstand fra en laggrense og/eller holder seg i en forbestemt avstand fra en fluidskilleflate som gir opphav til refleksjon.

[0037] Figur 14 viser et eksempel på en fremgangsmåte 1400 for prosessering av akustiske data for å frembringe et spredt bølgefelt ifølge én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. I trinn 1405 kan trasene (så som i figurene 9 & 12) for gjentatte målinger bli sammensatt (stacked). Sammensettingen kan bli utført for å undertrykke tilfeldig støy. I trinn 1410 kan lavfrekvent støy (for eksempel fra borkronen) bli undertrykket ved hjelp av frekvensfiltrering (høypassfiltrering). I trinn 1415 blir bølgefeltet dekomponert i separate bølgemoder (monopol, dipol etc). I trinn 1420 kan oppovergående og nedovergående bølger inne i borehullet bli separert. Separasjonen kan anvende en rekke mulige teknikker, herunder, men ikke begrenset til minst én av: (i) enkelttraseprosessering og (ii) hellingsfiltrering. I trinn 1425 kan oppovergående og nedovergående bølgefelter bli autokorrelert. Autokorrelasjon kan bli anvendt for å korrigere for dispersjon og gangtidsreduksjon. I trinn 1430 kan hellende hendelser bli undertrykket i de korrelerte skuddseksjonene ved hjelp av hellingsfiltrering (så som medianfiltrering). I trinn 1435 kan det autokorrelerte oppovergående bølgefeltet bli dekonvolvert med det autokorrelerte nedovergående bølgefeltet. I noen utførelsesformer trenger ikke trinn 1435 bli utført, eller kan bli utført etter trinn 1440. I trinn 1440 kan hver skuddseksjon bli sammensatt. I trinn 1445 kan resulterende traser fra suksessive skudd bli sortert i samlinger med felles mottaker (CRG - Common-Receiver-Gathers). I trinn 1450 kan horisontale hendelser bli fjernet fra mottakerseksjonene ved hellingsfiltrering (for eksempel medianfiltrering). I trinn 1455 utføres sakking-tid-koherensanalyse. Denne analysen kan bli anvendt for å bestemme ankomsttid tsSog tilsynelatende sakking pa for hellende hendelser i mottakerseksjonen. I trinn 1460 kan reflektoravstand s bli bestemt. I trinn 1465 kan reflektorens helling cp bli bestemt. Trinn 1465 kan kreve ytterligere informasjon om S-bølgehastigheten, vs, i formasjonen. I trinn 1470 kan reflektorens asimut 0 bli bestemt. Alternativt kan det være mulig å anvende de filtrerte CRG-dataene som innmating til en migrasjonsalgoritme 1475 som er spesielt egnet for avbildning av strukturer foran borkronen med et minimum antall mottakere nede i hullet.

[0038] Noen utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan anvende syntetiske data, sanne data eller en kombinasjon av dette. Syntetiske data kan inneholde kun dipolandelen av et bølgefelt som følge av aksesymmetrien til modellen som anvendes. Sanne data kan vise bidrag fra andre multipol-ordener i tillegg til dipoleandelen siden aksesymmetrien kun er en omtrentlig tilnærming av de virkelige borehullsforholdene. Sanne data kan også inkludere tilfeldig og koherent støy, ofte forårsaket av borkronen og fluidstrømning i og rundt borestrengen.

[0039] Det vil nå bli gitt en mer detaljert forklaring til trinnene i fremgangsmåten 1400. I trinn 1410 blir borkronestøy filtrert ved anvendelse av et høypassfilter med en grensefrekvens nedenfor frekvensbåndet til den aktive kilden og ovenfor den maksimale frekvensen til støyen for å dempe disse uønskede signalene. I noen utførelsesformer kan seismiske bølger generert av borkronen bli anvendt for prediksjon foran borkronen.

[0040] I trinn 1420 kan det oppovergående bølgefeltet ved en mottakerposisjon inneholde refleksjoner med opphav fra borestrengen, fra borkronen og fra foran borkronen forårsaket nedenfor mottakerposisjonen, mens det nedovergående bølgefeltet kan inneholde refleksjoner forårsaket ovenfor mottakerposisjonen. Seismisk prediksjon foran borehull kan fokusere på reflektorer foran borkronen. Dersom det totale bølgefeltet blir anvendt for avbildning, er det veldig sannsynlig at refleksjoner fra ovenfor mottakernivået, der hvor borehullet krysser laggrenser, dekker over TSST-signaler fra foran borkronen og ikke kan skilles fra disse etter korrelasjon. Bølgefeltseparasjon kan bli anvendt som et verktøy for å undertrykke uønskede refleksjoner og for å forsterke refleksjoner inneholdt i det oppovergående bølgefeltet med opphav fra nedenfor mottakerposisjonen. Dersom bølgefeltseparasjon gir gode resultater, kan det nedovergående bølgefeltet bli anvendt i et senere prosesseringstrinn for dekonvolvering. Separasjonen av opp-og nedovergående bølger kan gjennomføres på flere måter, inkludert, men ikke begrenset til minst én av: (i) ved anvendelse av trykkfeltet og den vertikale partikkelhastigheten registrert av to følere, som kan bli utført trase for trase, og (ii) ved anvendelse av hellingsfiltre. Bølgefeltseparasjon trenger ikke bli utført når kun syntetiske data blir anvendt.

[0041] For å bestemme avstanden til reflektorer foran borkronen må gangtiden tissi til TSST-bølger reduseres til gangtiden tsstil S-bølger mellom omdannelsespunktet (bunnen av borehullet) og reflektoren. Videre må det tas hensyn til at den borehullsledede bølgen (T og TSST) kjennetegnes ved dispersjon. Signalet strekker seg og signalets amplitude avtar under forplantning. Målet er å forskyve det registrerte TSST-signalet til gangtiden tssog å redusere innvirkningen av dispersjon, som skissert i figurene 12a-12b. Figur 12a viser en skjematisk seismogramseksjon svarende til mottakere mellom kildeposisjon (S) og omdannelsespunkt (C) langs borehullet. Som vist i figur 12b må den borehullsledede bølgen som er reflektert ved bunnen av borehullet (TT) forskyves til t=0ms, og TSST-signalet til tSs-

[0042] I trinn 1425 kan autokorrelasjonsfunksjonen oppvise et lokal maksimum ved tidsskiftet mellom liknende signalsekvenser i en seismisk trase. Det globale maksimum kan finnes ved null tidsforsinkelse. Amplituden ved null tidsforsinkelse er lik den totale energien i trasen (summen av alle kvadrerte sampler i trasen). Den direkte borehullsledede bølgen (T) som forplanter seg ned borehullet kan bli reflektert ved borkronen (TT). Et annen del av denne bølgen kan bli omdannet til volumbølger (hovedsakelig S-bølger) og strålt inn i formasjonen rundt borkronen (TS). Antatt at den omdannede borehullsledede bølgen (TS) blir reflektert ved en grenseflate foran borkronen (TSS) og kobles tilbake til borehullet som samme bølgemodus (TSST) i likhet med TT-bølgen, har TT- og TSST-bølgen de samme dispersjonsegenskaper som følge av den samme gangbanen inne i borehullet. Dette gjelder for et perfekt aksesymmetrisk borehull og en plan reflektor som står vinkelrett på borehullsaksen. Dersom det er et avvik fra aksesymmetri og dersom reflektoren har en merkbar helling, kan refleksjonsomdannelsen være mer komplisert, og borehullsledede bølger ikke bare av én enkelt orden (f.eks. monopol, dipol eller kvadrupol), men av forskjellige ordener kan være involvert.

[0043] TSST-bølgen er mer eller mindre en tidsforskjøvet TT-bølge med hensyn til bølgemodusen som er eksitert av kilden. Selv om TT- og TSST-bølgen har forskjellig amplitude, kjennetegnes begge ved det samme dispersjonsmønsteret. Forskjellen i gangtid mellom TT- og TSST-bølgen svarer til den toveis gangtiden mellom borkrone og reflektor. Autokorrelasjonen til en trase som inneholder TT- og TSST-signaler gir således et lokalt maksimum ved denne tidsforskyvningen. Videre kan autokorrelasjon korrigere for den dispersive karakteren til bølgene, som kan sees i de følgende likninger: hvor Att angir den borehullsledede bølgen som er direkte reflektert ved borkronen med amplitude Ai og Atsster TSST-bølgen med amplitude A2. S(w) er det normaliserte kildespekteret, z er total ganglengde inne i borehullet og v(w) er den frekvensavhengige bølgeforplantningshastigheten i borehullet, tsser tidsforskyvningen mellom TT- og TSST-bølgen. I frekvensdomenet kan autokorrelasjonen til en trase som inkluderer disse leddene følge som:

hvor<*>angir konvolusjon. Det er lett a se at de eksponentielle leddene som representerer den dispersive karakteren til bølgene forsvinner. I tillegg til det globale maksimum ved t = 0 opptrer de andre maksima eksakt på tidsforsinkelsen mellom TT- og TSST-bølgen, t = TSs- Det gjenværende integralet kan være autokorrelasjonen til kildesignaturen S(w). Et ideelt kildesignal kan være en uendelig kort impuls (et hvitt spektrum), men dette kan i noen tilfeller ikke være mulig. Det kan være ønskelig å anvende et kildesignal med maksimal båndbredde (f.eks. impuls eller sveip) slik at integralet relatert til kildens signatur blir en forholdsvis kortvarig puls. Autokorrelasjonsresultatet kan være uavhengig av gangbanen z inne i borehullet og derfor i fase for alle mottakerne i borehullet, noe som muliggjør ytterligere sammensetting for å minimere tilfeldig støy. Autokorrelasjonen er alltid nullfase, noe som innebærer at tidsforskyvningene mellom forskjellige hendelser enkelt kan fanges opp siden de sammenfaller med lokale maksima.

[0044] Autokorrelasjonsfunksjonen kan gi større bidrag dersom flere enn to bølgetyper forefinnes i bølgefeltet, men uønskede bidrag fra bølger med forskjellig utflytting i seismogrammet vil imidlertid være avbildet med en helling i den tilhørende autokorrelerte seismogrammet og kan fjernes av hellingsfølsomme filtre. I noen utførelsesformer kan T- og TT-bølger bli separert fra det registrerte bølgefeltet og bli krysskorrelert med totalbølgefeltet. Figur 15A gir et eksempel på en skuddseksjon med oppover- og nedovergående bølger. Figur 15B viser den tilhørende autokorrelerte seksjonen.

[0045] Autokorrelasjon gjør det teoretisk mulig å anvende borkronesignalet som kilde. Borkronen kan eksitere en direkte borehullsledet bølge som forplanter seg langs borestrengen og i tillegg stråler seismiske bølger inn i formasjonen. Refleksjoner kan bli koblet tilbake til borehullet som ledede bølgemoder. Korrelasjonen mellom en direkte borkrone-generert bølge og en S-bølgerefleksjon fra formasjonen kan gi et maksimum ved tidsforskyvningen tSs, som er lik tidsforskyvningen mellom TT- og TSST-bølger når aktive kilder blir anvendt. I tillegg kan borkronen stråle P-bølger inn i formasjonen. Tidsforskyvningen mellom den direkte borkrone-genererte bølgen og en omdannet P-refleksjon vil være lik den toveis gangtiden til P-bølgen tPPmellom borkrone og reflektor.

[0046] I trinn 1430 kan ankomstene av TT- og TSST-bølger bli beskrevet ved samme utflytting i en skudd-samling forutsatt at de begge forplanter seg som samme bølgemodus opp borehullet. Bidraget fra TT- og TSST-bølgene til den autokorrelerte skuddseksjonen kan ha en horisontal utflytting. Det samme gjelder for alle (flere) refleksjoner inne i borehullet. Alle hendelser som oppviser en helling i den autokorrelerte skuddseksjonen kan bli fjernet av hellingsavhengig filtrering. Disse hellende hendelsene i den autokorrelerte skuddseksjonen, som for eksempel korrelasjonen mellom T- og TT-bølger, svarer til bidraget fra bølger med forskjellige utflyttinger. Påfølgende sammensetting av alle traser innenfor skudd-samlingen reduserer tilfeldig støy (figur 16). Signal/støy-forholdet forbedres med en faktor , der N er antallet sammensatte traser. Et medianfilter som inkluderer et definert antall nabotraser er én mulig realisering av et slikt hellingsfølsomt filter. I stedet for bruk av denne typen medianfilter og påfølgende sammensetting er det også mulig å ta medianen til alle traser for hvert tidssample. De resulterende trasene til alle skuddseksjoner danner en CRG-samling.

[0047] I trinn 1435 kan det nedovergående bølgefeltet registrert ved en mottakerposisjon betraktes som en kildesignatur til en nedovergående bølge. Denne bølgen kan bli reflektert på forskjellige steder nedenfor mottakeren. Det oppovergående bølgefeltet kan da vise seg å være konvolusjonen av det nedovergående bølgefeltet med impulsresponsen til systemet nedenfor mottakeren. Denne impulsresponsen kan relateres til en serie av refleksjonskoeffisienter nedenfor mottakerposisjonen, som står for kontraster i de elastiske formasjonsegenskapene eller i verktøyparametrene. Det er således mulig å finne disse refleksjonskoeffisientene gjennom dekonvolvering av det oppovergående bølgefeltet med det nedovergående bølgefeltet, og derfor å undertrykke flere refleksjoner fra over mottakerposisjonen. Noen ganger vil imidlertid ikke dekonvolvering bedre datakvaliteten, spesielt når separasjonen av oppover- og nedovergående bølger av forskjellige grunner ikke er vellykket. I tilfeller hvor separasjonen ikke er vellykket kan trinn 1435 utelates, og de etterfølgende trinnene må bli utført på det korrelerte oppovergående bølgefeltet.

[0048] I trinn 1450 kan hellingsfiltrering bli utført på nytt, denne gang for å fjerne horisontale hendelser. Horisontale hendelser, som svarer til (flere) refleksjoner inne i borehullet, kan bli subtrahert fra de innmatede trasene. Etter vellykket bruk av hellingsfilteret (for eksempel et medianfilter), kan TSST-signalene bli synlige. Når borkronen nærmer seg reflektoren, kan gangtiden til TSST-signalet avta og det har således en distinkt utflytting i en mottaker-samling. Til forskjell kan gangtidene til alle refleksjoner som følge av boreverktøyets struktur (f.eks. TT-refleksjon ved borkronen) forbli konstante i en mottaker-samling så lenge det ikke forekommer sterke variasjoner i formasjonshastighet langs borehullet siden gangbanene inne i borehullet ikke endrer seg. Refleksjoner fra ovenfor mottakerenheten forårsaket av laggrenser som allerede er krysset av borehullet vil oppvise en tilsvarende utflytting som TSST-signalene med motsatt fortegn, men disse refleksjonene forefinnes imidlertid ikke lenger i dataene siden bare det (dekonvolverte) oppovergående bølgefeltet blir prosessert. For illustrasjonsformål viser figur 17A en mottaker-samling før gjennomføring av hellingsfiltrering i trinn 1450, og figur 17B viser en mottaker-samling etter gjennomføring av hellingsfiltrering. Hellingsfiltrene filtrerer støy slik at signalene som følge av refleksjoner kan sees langs en linje TSST.

[0049] I trinn 1455 kan tSsog pa bli avledet fra de filtrerte mottaker-samlingene gjennom sakking-tid-koherensanalyse. Energien i en skrå sammensetting kan bli plottet innenfor et bestemt tidsvindu normalisert av den totale energien i alle involverte vindubehandlede traser. Sakking-tid-koherensplottet har et maksimum dersom en hendelse kan spores langs forskjellige mottakerposisjoner. Den tilsynelatende sakkingen pa er koblet med utflyttingen til hendelsen og dens oppfangningstid t avhenger av en referanseposisjon. I den følgende likningen tatt fra Kimball m.fl. (1984) er oppfangningstiden lik ankomsttiden ved mottaker 1. hvor aj(t<*>) angir den målte amplituden ved tiden t<*>ved i-te mottaker. Parameteren T representerer vinduets lengde og bør være 2-3 ganger perioden til hendelsen en ønsker å bestemme tilsynelatende sakking for. Den aksiale koordinaten,Zj, angir avstanden mellom "kilden" og i-te mottaker. N angir det totale antall mottakere.

[0050] Bestemmelsen av avstanden s er uavhengig av bølgetypen som blir anvendt for avbildning. Både PP- og SS-refleksjoner vil bli avbildet ved samme avstand s siden forholdet mellom deres toveis gangtider mellom borkrone og reflektor og deres tilsynelatende sakking er lik. Dette gjelder ikke for bestemmelsen av reflektorhellingen cp, som avhenger av P- eller S-bølgehastigheten i formasjonen.

[0051] I trinn 1460 kan reflektoravstanden s bli bestemt. Figur 13 viser to forskjellige borkroneposisjoner, hvor s angir avstanden mellom borkrone og reflektor langs borehullsaksen mens s' angir halve gangbanen til den omdannede bølgen vinkelrett på reflektoren, ds er avstanden mellom de to skuddposisjonene og ds' er halve forskjellen til de motsvarende gangbanene mellom to skudd. Den reduserte gangtiden tsstil TSST-bølgen er lik

der vser formasjonens S-bølgehastighet og cp er reflektorens helling. Hellingsvinkelen a til TSST-bølgen som kan observeres i mottaker-samlingen er hvor pa angir en tilsynelatende sakking som karakteriserer den observerte utflyttingen av TSST-signalet. Følgende uttrykk for reflektoravstand s (figur 13) og hellingsvinkel cp (trinn 1465) kan avledes fra likningene over:

Bestemmelsen av reflektoravstanden s er uavhengig av bølgetypen som forplanter seg gjennom formasjonen.

[0052] Dette innebærer at reflektoravstanden kun er avhengig av den reduserte TSST-gangtiden tSsog av den tilsynelatende sakkingen pa. Ingen ytterligere formasjonsparametere trenger å være kjent. Til forskjell fra avstanden s kan reflektorens helling cp bare bestemmes dersom formasjonens S-bølgehastighet vsogså er kjent. Reflektorens helling cp kan estimeres fra hastigheten til definerte borehullsledede bølger som det gjøres i tradisjonell borehullslogging. For eksempel forplanter kvadrupolbølger seg med en formasjons sanne S-bølgehastighet ved sin lavfrekvensgrense (grensefrekvens).

[0053] I trinn 1470 kan asimutorienteringen 0 til reflektoren bli bestemt. Omdannelsesegenskapene til forskjellige bølger ved borkronen og orienteringen til kilder med høyere orden enn monopol må tas med i betraktningen. Avhengig av polarisasjonen til borehullsledede bølger blir formasjonsområder med en bestemt asimutvinkel bestrålt av borkrone-omdannede bølger som følge av deres omdannelsesegenskaper. Det samme gjelder for tilbakeomdannelse av S-bølger ved borkronen. Avhengig av innfallsvinkelen (helling og asimut) ved borkronen, blir karakteristiske borehullsledede bølgemoder med karakteristisk polarisasjon eksitert ved borkronen. Denne informasjonen kan bli anvendt for å bestemme asimutorienteringen til reflektoren foran borkronen.

[0054] Den hellingsfiltrerte CRG-samlingen kan bli brukt som innmating til migrasjonsalgoritmer som er egnet for avbildning av strukturer foran borkronen med et minimum antall nedihullsmottakere. Én mulig utførelse av en migrasjonsalgoritme kan være en faseskiftmigrasjon med en modifisert avbildningsbetingelse (strålemigrasjon). De filtrerte seismiske trasene i CRG-samlingen blir forskjøvet med gangtiden At avhengig av avstanden mellom den aktuelle mottakerposisjonen xjog et avbildningspunkt x' og av en gitt hastighetsmodell v i nærheten av borehullet, og den tilhørende amplituden blir avbildet ved x' (faseskiftmigrasjon). Signalene forårsaket av reflektorer eller spredere blir således smurt utover på isokronen rundt borkronens posisjon. Konstruktiv superposisjon av disse bildene kan observeres ved den sanne reflektorposisjonen. Normalt er et stort antall seismiske traser nødvendig for å oppnå gode bilder. Det nødvendige antall traser kan reduseres betydelig dersom innfallsvinkelen til refleksjonene blir anvendt som ytterligere innmating i migrasjonsprosessen. Denne informasjonen bidrar til å begrense bildet til den faktiske reflektorposisjonen. Innfallsvinkelen kan avledes fra den tilsynelatende sakkingen av refleksjoner observert i tilstøtende seismiske traser. For dette formål kan forholdet mellom koherent og total signalenergi i de tidsforskjøvede trasene innenfor tidsintervallet --,+ - rundt t = 0 bli anvendt som vektingsfaktor i den 22j t i ovenfor omtalte migrasjonsprosessen. Den antar verdier mellom 0 (ingen koherens) og 1 (høy koherens). Høy koherens betyr at den innkommende bølgen har opphav fra retningen hvor reflektoren befinner seg mens lav koherens betyr at den tilsynelatende sakkingen observert ved de forskjellige borkroneposisjonene ikke kan forklares av en bølge med opphav fra denne retningen. For ytterligere å undertrykke retninger med lav koherens kan en eksponent p > 1 bli lagt til i vektingsfunksjonen.

Bildet l( x') i likningen over er summen av alle faseskiftede traser A'(t,Xj, x') ved t = 0 vektet med vektingsfunksjonene wtM( x'). At( x}., x', v) representerer gangtiden fra borkronen xs til bildepunktet jc'. gir toveis gangtid med hensyn til borkroneposisjon x}. og avbildningspunktPfor en plan reflektor.

gir toveis gangtid mellom borkroneposisjon xs og avbildningspunkt jc'.

Figur 18a viser en hellingsfiltrert, autokorrelert CRG-samling i:

Figur 18b viser et sakking-tid-koherensplott av dataene i figur 18a; Figur19a viser den filtrerte CRG-samlingen som blir innmatet til migrasjonen. Figur19b viser resultatet av en tradisjonell faseskiftmigrasjon uten bruk av vektingsfunksjonen. Figur19c. Viser vektingsfunksjonen oppnådd fra alle 5 traser i CRG-samlingen, og Figur 19d viser resultatet av den vektede faseskiftmigrasjonen. Som kan sees er bildet av reflektoren 1901 ved 5m tydeligere definert i figur 19d.

[0055] Koherens som avbildningsbetingelse i en migrasjonsalgoritme gjør det mulig å detektere innfallsvinkelen til refleksjoner fra formasjonsstrukturer rundt borehullet uten bruk av flerkomponentmottakere, og således å begrense bildet til denne vinkelsektoren. Det faktum at bare noen få seismiske traser er nødvendig for å frembringe gode bilder gjør denne migrasjonsteknikken anvendelig for borehullsanvendelser. Strålemigrasjon kan derfor bli anvendt for å avbilde undergrunnsstrukturer basert på TSST-refleksjonsdata. Denne spesialtypen migrasjon er ikke begrenset til TSST-avbildning. Den kan også bli anvendt på data innhentet gjennom andre seismiske borehullsmetoder, som ikke fokuserer så mye på formasjonsstrukturer foran borkronen (foroversyn), men for eksempel rundt borehullet (utoversyn). Borehullsmetoder har den ulempe at kilde- og mottakerposisjonene er begrenset til borebanen. Som følge av dette er det nesten umulig å skille mellom innkommende refleksjoner med forskjellig asimutvinkel 9. 3D strålemigrasjon vil derfor avbilde en reflektor som en sirkel rundt borehullet. Borehullskilder med et karakteristisk asimutalt strålingsmønster, så som dipolkildegrupper eller andre kilder som utstråler sin energi i en bestemt retning, kan bli anvendt for å redusere tvetydigheten.

[0056] I evalueringsmodellen anvendes også (hvis det er aktuelt) ytterligere informasjon nyttig for evaluering av de målte dataene. Dette kan være en stratigrafisk modell og en hastighetsmodell av undergrunnen oppnådd fra overflateseismikk, informasjon fra nærliggende brønner, LWD-/MWD-data målt samtidig med målefremgangsmåten ifølge oppfinnelsen etc. Noe av denne informasjonen blir tatt inn før innkjøring i borehullet, mens noe blir oppdatert/matet inn under boring.

[0057] Beskrivelsen over er gitt i forbindelse med et apparat som fraktes på en bunnhullsenhet på et borerør inn i et borehull i grunnformasjonen. Fremgangsmåten og apparatet beskrevet over kan også bli anvendt i forbindelse med en loggestreng som fraktes på en kabel inn i grunnformasjonen. For formålet med foreliggende oppfinnelse kan bunnhullsenheten og loggestrengen omtales som en "nedihullsenhet". Det skal videre bemerkes at selv om det gitte eksempelet viste senderenheten og mottakerenheten på én enkelt rørdel, dette ikke er å forstå som en begrensning av oppfinnelsen. Det er også mulig å ha et segmentdelt akustisk loggeverktøy for å lette kjøring i borehullet.

[0058] Implisitt i prosesseringen av dataene er bruk av et dataprogram realisert på et passende maskinlesbart medium som setter prosessoren i stand til å utføre styringen og prosesseringen. Det maskinlesbare mediet kan inkludere ROM, EPROM, EAROM, flashminner og optiske platelagre. De beregnede formasjonshastighetene og grensebeliggenhetene kan bli registrert på et passende medium og anvendt for senere prosessering ved opphenting av bunnhullsenheten. De beregnede formasjonshastighetene og grensebeliggenhetene kan også bli sendt oppihulls via telemetri for fremvisning og analyse.

[0059] Mens beskrivelsen over er rettet mot foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen, vil forskjellige modifikasjoner sees av fagmannen. Det er meningen at alle variasjoner skal omfattes av beskrivelsen over.

Claims (20)

1. Fremgangsmåte for å bestemme en avstand til en grenseflate i en grunnformasjon, fremgangsmåten omfattende å: frakte et loggeinstrument inn i et borehull; aktivere minst én sender på loggeinstrumentet for å generere en ledet akustisk bølge som forplanter seg nedover til bunnen av borehullet og genererer en akustisk bølge i grunnformasjonen; anvende minst én mottaker på loggeinstrumentet for å: motta et første signal som reaksjon på den nedoverforplantende ledede akustiske bølgen, og motta et andre signal som reaksjon på en oppoverforplantende ledet akustisk bølge fremkommet fra refleksjon av den akustiske bølgen i formasjonen ved en grenseflate i denne; filtrere det første signalet og det andre signalet ved anvendelse av et hellingsfilter; og estimere fra det filtrerte første signalet og det filtrerte andre signalet en avstand til grenseflaten.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende å: separere et totalt bølgefelt i oppover- og nedovergående bølger; autokorrelere de nedover- og oppovergående bølgene; anvende et medianfilter på autokorrelerte samlinger med felles mottaker (CSG - Common-Receiver-Gathers) dekonvolvere det autokorrelerte og filtrerte oppovergående bølgefeltet med det autokorrelerte og hellingsfiltrerte nedovergående bølgefeltet; og anvende et medianfilter på den autokorrelerte CRG-samlingen.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 videre omfattende å: estimere en hellingsvinkel og en asimutvinkel for grenseflaten, og avbilde reflektoren gjennom migrasjon.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende å dekomponere den ledede akustiske bølgen i dens multipol-bestanddeler.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende å utføre en faseskiftmigrasjon ved hjelp av en tilsynelatende sakking av observerte refleksjoner.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den akustiske bølgen i formasjonen videre omfatter en skjærbølge.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1 videre omfattende å: aktivere senderen i minst én multipol-modus.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor det å estimere avstanden til grenseflaten videre omfatter å anvende en dispersjonskorrigering.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende å: styre boreretningen ved hjelp av den beregnede avstanden.

10. Apparat innrettet for å estimere en avstand til en grenseflate i en grunnformasjon, apparatet omfattende: et loggeinstrument innrettet for å bli fraktet inn i et borehull; minst én sender på loggeinstrumentet innrettet for å generere en ledet akustisk bølge som forplanter seg nedover til bunnen av borehullet og genererer en akustisk bølge i grunnformasjonen; minst én mottaker på loggeinstrumentet innrettet for å: motta et første signal som reaksjon på den nedoverforplantende ledede akustiske bølgen, og motta et andre signal som reaksjon på en oppoverforplantende ledet akustisk bølge fremkommet fra refleksjon av den akustiske bølgen ved bunnen av borehullet og i formasjonen ved en grenseflate i denne; og minst én prosessor innrettet for å: filtrere det første signalet og de andre signalene med bruk av et hellingsfilter, og estimere fra det første signalet og det andre signalet en avstand fra bunnen av borehullet til grenseflaten,

11. Apparat ifølge krav 10, hvor den minst ene prosessoren videre er innrettet for å estimere en hellingsvinkel og en asimutvinkel for grenseflaten.

12. Apparat ifølge krav 10, hvor den ledede akustiske bølgen videre er en multipol bølgemodus.

13. Apparat ifølge krav 10, hvor den minst ene senderen videre omfatter et flertall sendere som er minst én av: (i) aksialt anbragt på loggeinstrumentet og (ii) periferisk anbragt på loggeinstrumentet.

14. Apparat ifølge krav 10, hvor den minst ene prosessoren videre er innrettet for å utføre en faseskiftmigrasjon ved anvendelse av en tilsynelatende sakking av en observert refleksjon.

15. Apparat ifølge krav 10, hvor den akustiske bølgen i formasjonen videre omfatter en skjærbølge.

16. Apparat ifølge krav 10, hvor den minst ene prosessoren videre er innrettet for å utføre en bølgefeltseparasjon til et oppover- og et nedovergående bølgefelt.

17. Apparat ifølge krav 11, hvor den minst ene prosessoren videre er innrettet for å styre boreretningen ved hjelp av den beregnede avstanden.

18. Apparat ifølge krav 11, videre omfattende en føringsanordning innrettet for å frakte en nedihullsenhet som inkluderer loggeverktøyet, derføringsanordningen er valgt fra: (i) en kabel og (ii) et borerør.

19. Datamaskinlesbart mediumprodukt som lagrer instruksjoner som når de leses av en prosessor, setter prosessoren i stand til å utføre en fremgangsmåte, fremgangsmåten omfattende å: filtrere et første signal og et andre signal ved anvendelse av et hellingsfilter og estimere en avstand fra bunnen i et borehull til en grenseflate i en grunnformasjon, hvor: det første signalet genereres av en mottaker på et loggeinstrument som fraktes i et borehull som reaksjon på en nedoverforplantende ledet akustisk bølge i borehullet; og det andre signalet genereres av mottakeren som reaksjon på en oppoverforplantende ledet seismisk bølge i borehullet, der den oppoverforplantende bølgen er fremkommet fra refleksjon av en akustisk bølge generert i bunnen av borehullet av den nedoverforplantende ledede akustiske bølgen og reflektert i grenseflaten.

20. Datamaskinlesbart mediumprodukt ifølge krav 19, videre omfattende minst én av (i) et ROM, (ii) et EAROM, (iii) et EPROM, (iv) et EEPROM, (v) et flashminne og (vi) et optisk platelager.