NO335637B1 - Signalprosessering av array-data fra et akustisk loggeverktøy - Google Patents

Abstract

Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte til å bestemme en egenskap ved en berggrunnsformasjon på ved å benytte et akustisk loggeverktøy på en bunnhullsstreng (BHA) i et borehull i en berggrunnsformasjon. Minst én sender blir benyttet i det akustiske loggeverktøyet for å generere akustiske signaler inn i formasjonen på en første dybde i BHA'en. En flerfoldighet av mottagere blir benyttet på loggeverktøyet for mottak av signaler antyder noe om en parameter av interesse. Flerfoldigheten av mottagere er spredt fra hverandre aksialt fra den minst ene senderen. Målingene gjentas på minst én tilleggsdybde i BHA'en. Signalene på den første dybden og etterfølgende tilleggsdybder blir sortert inn i minst én av: (i) en felles mottagersamler, (ii) en felles forskyvningssamler og (iii) en felles midtpunktsamler, hvilket resulterer i omsorterte signaler. De omsorterte signalene blir prosessert for å tilveiebringe parameteren av interesse. Flerfoldigheten av mottagere kan også segmenteres i asimut rundt BHA's akse.

Description

OPPFINNELSENS FAGOMRÅDE

Den foreliggende oppfinnelsen omhandler fagområdet geofysisk prøveboring og en fremgangsmåte og et system for akustisk matriseprosessering av nedihulls seismiske data. Fremgangsmåten og systemet omhandler boring og målesystemer og nærmere bestemt et system med boring av borehull som har et "måling-under-boring"-("MWD"-) verktøy, der MWD-verktøyet har seismiske kilder og sensorer.

OPPFINNELSENS BAKGRUNN

I olje- og gassindustrien er geofysiske leteteknikker i vanlig bruk som hjelpemiddel i søking etter og evaluering av undergrunns hydrokarbonforekomster. Vanligvis blir en seismisk energikilde brukt til å generere et seismisk signal som forplanter seg inn i grunnen og blir i det minste delvis reflektert av seismiske reflektorer under jordens overflate (det vil si grensesnitt mellom undergrunnsformasjoner som har ulike akustiske impedanser). Refleksjonene blir registrert av seismiske detektorer lokalisert på eller nær jordens overflate, i en vannmasse eller på kjente dybder i borehull og de resulterende seismiske dataene kan prosesseres for å tilveiebringe informasjon som har med plassering av reflektorene under jordens overflate og de fysiske egen-skapene til formasjonene under jordens overflate å gjøre.

Fagpersoner har lenge anerkjent viktigheten av å tilveiebringe ulike borehulls-målinger under forløpet av en boreoperasjon. Typisk vil slike målinger innbefatte slike data som vekten som påtrykkes borekronen, dreiemomentet som påtrykkes borestrengen, helling og asimutretningen til boreseksjonen som nå bores, borehulltrykk og temperaturer, boreslambetingelser og også formasjonsparametere inkludert, men ikke begrenset til, resistivitet og naturlig gammastråling fra berggrunnsformasjonene som gjennomtrenges. Til nå er de fleste av disse målingene blitt utført enten ved midlertidig å posisjonere spesielle måleanordninger i borestrengen eller ved periodisk å fjerne borestrengen og anvende passende kabelloggeverktøy.

I de senere årene har imidlertid boreteknologien avansert tilstrekkelig til at disse målingene nå kan foretas enkelt gjennom såkalt "måling under boring"- eller "MWD"-verktøy som er todelt koblet i borestrengen og betjenes under boreoperasjonen. Flerfoldige MWD-verktøy som for tiden er i kommersiell drift omfatter typisk en tykk-vegget rørformet enhet som rommer ulike sensorer og deres tilhørende måle-enkodingskretsløp som fortrinnsvis posisjoneres i borestrengen rett over borekronen for måling av betingelsene nær bunnen av borehullet. Disse kommersielle verktøyene anvender vanligvis en selektivt opererbar signalgiver som er samarbeidende anordnet i verktøykroppen for suksessivt å sende kodete måle-signaler gjennom boreslammet inne i borestrengen til overflaten, der signalene detekteres og registreres av passende overflateinstrumentering.

Et typisk kommersielt MWD-verktøy er anordnet som et multiseksjons verktøy som har ulike spesialmoduler som er plassert i hver sin innkapsling i tykkveggede beholdere og passende anordnet for sammenkobling i ulike kombinasjoner for sammensetning av et MWD-verktøy som er i stand til å skaffe tilveie en eller flere utvalgte målinger. De multiple seksjonene trenger både mekaniske og elektriske til-koblinger, slik som arrangementet i teknikkens stand vist i Figur 1. De illustrerte komponentene, kjent i teknikkens stand, omfatter sendere og sensorer for bestemmelse av nedihulls formasjonskarakteristikker. Teknikkens stand fremgangsmåter og anordninger inkluderer nedihulls verktøy som omfatter akustiske signal-sendere og sensorer for for eksempel å bestemme under-overflate formasjonshastighet idet verktøyet beveger seg gjennom formasjonen. Denne typen av målinger legger ikke tilrette for bestemmelse av en avbildning av under-overflate formasjons-reflektorer før borekronen har nådd frem til reflektorene.

US 6,477,112 B1 beskriver en fremgangsmåte for å øke oppløsningen av elastiske bølgehastigheter for en berggrunnsformasjon ved å isolere en bølgehendelse og å sammenligne denne med alle mottagerkombinasjoner på et akustisk loggeverktøy.

US 5,784,333 angir en fremgangsmåte for å estimere permeabiliteten i berggrunnsformasjoner ved å prosessere Stoneley-bølger fra et akustisk brønnhullslogge-verktøy.

US 4,672,588 vedrører en fremgangsmåte for fremvisning av akustisk brønn-loggingsdata.

US 4,982,381 er relatert til en fremgangsmåte og en anordning for innhenting og prosessering av signaler anskaffet i brønner, og særlig i horisontale brønner.

I US-patent nr. 6,088,294, Legget m. fl., fremvises en oppfinnelse som tilveiebringer et lukket-sløyfe system for boring av borehull. Systemet omfatter en borestreng med en borekrone og en nedihulls delanordning med en flerfoldighet av sensorer og måling-under-boring anordninger, et nedihulls datamaskinsystem og et toveis telemetrisystem for beregning av nedihulls fundamentgrenseinformasjon i forhold til nedihulls delanordningen. Nedihulls delanordningen omfatter et akustisk MWD-system som omfatter et første sett med akustiske sensorer for bestemmelse av formasjonens akustiske hastigheter i løpet av boringen av brønnen og et andre sett med akustiske sensorer som utnytter de akustiske hastighetene som ble målt av systemet for bestemmelse av fundamentgrensene rundt nedihulls delanordningen. Et datamaskinsystem er tilveiebrakt innenfor nedihulls delanordningen som prosesserer nedihulls sensorinformasjon og beregner de ulike parametrene av interesse, inn-befattet fundamentgrensene, under boring av brønnen. I en utførelsesform omfatter det første og andre settet (anordningene) med akustiske sensorer en sender- og en mottagermatrise, der senderen og noen av mottagerne i mottagermatrisen er felles for begge settene med akustiske sensorer. Hver mottager i mottagermatrisen kan videre innbefatte en eller flere individuelle akustiske sensorer. I en konfigurasjon er avstanden mellom senderen og den fjerneste mottageren i et av de akustiske sensor-settene vesentlig større enn avstanden mellom senderen og sentrum av mottagerne i det andre settet. Nedihulls datamaskinsystemet omfatter programmerte instruksjoner, modeller, algoritmer og annen informasjon, inkludert informasjon fra tidligere borede borehull, geologisk informasjon om formasjoner under overflaten og borehull borebanen. Den foreliggende oppfinnelsen er rettet mot å bestemme tilstøtende forma-sjonsgrenser til loggeverktøyet og ikke mot å se i forkant av verktøyet i boreretningen.

I en utførelsesform av Legget m fl. oppfinnelsen omfatter det akustiske systemet en akustisk sensoranordning for bestemmelse av den akustiske hastigheten til formasjonene som omgir nedihullsverktøyet, en andre akustisk sensoranordning for bestemmelse av den første fundamentinformasjonen (som for eksempel den akustiske reisetiden og/eller distansen) og en tredje akustiske anordning for bestemmelse av den andre fundamentgrenseinformasjonen uavhengig av den første fundamentgrenseinformasjonen. I tillegg kan den akustiske sensoranordningen definert av borekronen som sender og et passende antall med mottagere utnyttes til å bestemme de akustiske hastighetene og/eller fundamentgrenseinformasjonen. De multiple akustiske matriseanordningene tilveiebringer bestemmelse av fundamentgrenser inntil verktøyet mens verktøyet beveger seg tett ved berggrunnsformasjonen, men denne anordningen er upraktisk for billedliggjøring på forsiden av BHA i boringens retning.

US-patent nr. 6,084,826, med Legget som oppfinner, fremviser en oppfinnelse som tilveiebringer anordninger og fremgangsmåter for å tilveiebringe akustiske målinger eller "logger" av berggrunnsformasjoner som er gjennomtrengt av et borehull. Nærmere bestemt er oppfinnelsen rettet mot å tilveiebringe de akustiske målingene mens borehullet blir boret. Nedihulls anordninger omfatter en flerfoldighet av segmenterte sendere og mottagere som gjør det mulig for den utsendte akustiske energien å bli retningsfokusert i en retning i området fra rundt 0 grader til rundt 180 grader i forhold til borehullets akse. Nedihulls beregningsmessige muligheter og fremgangsmåter blir benyttet til å prosessere hele den akustiske bølgeformen registrert av en flerfoldighet av mottagere. Et toveis kommunikasjonssystem er også anvendt i den foretrukne utførelsesformen av oppfinnelsen.

Den fysiske anordningen og avfyringssekvensene til de segmenterte senderne i

Legget fremvisningen er slik at den akustiske energien kan rettes inn eller fokuseres inn i formasjonen i en forhåndsbestemt asimut og aksiell retning. Denne egenskapen til oppfinnelsen gjør det mulig for akustiske parametere å bli målt i utvalgte regioner i nærheten av nedihulls anordningen. Regioner som skal undersøkes kan velges ut i sanntid ved å sende kommandoer fra overflaten eller de kan alternativt forhånds-velges. Som et eksempel muliggjør segmenteringen av sendere målinger å bli fore-tatt foran borekronen og derigjennom tilveiebringe kritisk informasjon for boreren om formasjoner og strukturer som ennå ikke er trengt gjennom av borekronen. Perifieri-distansen mellom sendere muliggjør fokuseringen av utsendt akustisk energi i asimut for å bestemme distansen til tilstøtende fundamentgrenser i horisontal eller sterkt avbøyde brønner og derigjennom assistere boreren i å holde borekronen innenfor formasjonen av interesse. Det ville være fordelaktig å være i stand til å bestemme fundamenter i umiddelbar nærhet, eller foran borekronen, uten nødvendigvis å "dirigere eller fokusere" energien inn i formasjonen ved å anvende de multiple senderne som i Legget fremvisningen.

US-patent nr. 6,166,994, med Jeffryes som oppfinner, fremviser en fremgangsmåte for undersøkelse av en undergrunnsformasjon foran en borekrone som trenger gjennom formasjonen. En bunnhulls anordning blir senket ned i et borehull som er fylt av en væske. Anordningen omfatter en borekrone, en akustisk energikilde og en flerfoldighet av mottagere som er følsomme for akustisk energi. Når borekronen brukes blir akustisk energi utsendt fra kilden inn i væsken og formasjonen og derigjennom genererer en primær kompresjonsbølge som forplanter seg inne i væsken og sekundære kompresjonsbølger som forplanter seg inne i væsken som blir om-formet til kompresjonsbølger i den nedre enden av borehullet fra akustisk energi reflektert innenfra formasjonen. De primære kompresjonsbølgene blir detektert. Informasjon avledet fra detekterte primære kompresjonsbølger blir benyttet til å detektere de sekundære kompresjonsbølgene. De detekterte sekundære kompresjonsbølgene blir så evaluert for å tilveiebringe egenskaper fra formasjonen foran borekronen. I henhold til fremvisningen er en ulempe med fremgangsmåten at hendelsene i stor vinkel fra borekronen vil bli dempet. Det ville være fordelaktig å ha en fremgangsmåte og anordninger som er i stand til å avbilde egenskaper foran borekronen i en vinkel i forhold til boreretningen.

Fremgangsmåtene og anordningene til den foreliggende oppfinnelsen overvinner de foregående ulempene med teknikkens stand ved å tilveiebringe et integrert MWD-system som tilveiebringer forbedret seismisk avbildning, selv ved bruk av enkle sendere eller mottagere, i boreretningen.

SAMMENDRAG

Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte og et system ifølge patentkravene. Hovedtrekkene ved oppfinnelsen fremgår av de selvstendige krav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige krav. Det er tilveiebrakt en fremgangsmåte og et system for bruk av et akustisk loggeverktøy plassert i en borehullformasjon for bestemmelse av en karakteristikk av formasjonen. Loggeverk-tøyet har minst én kilde og minst én mottager. Seismiske data innsamles, en formasjonshastighet blir bestemt og en undersøkelsesvinkel blir utvalgt. Tidsskift blir utvalgt slik at kilden og mottageren fremtrer som å være samlokalisert på en utvalgt referansedybde og tidsskift anvendes på de seismiske dataene. Fremgangsmåten tilveiebringer avbildning av refleksjoner i undergrunnsformasjoner før boring inn i dem. Fremgangsmåten kan innbefatte kaskader av seismiske kilder for å forbedre signal-støy-forholdet. En eller flere kvadranter rundt hullbanen kan undersøke

ENKEL BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

Den foreliggende oppfinnelsen og dens fortrinn vil forstås bedre med referanse til de følgende detaljerte beskrivelsene og de vedlagte tegningene der: Figur 1 er en skjematisk oversikt over et MWD-verktøy i teknikkens stand; Figur 2 er en skjematisk oversikt over et boresystem i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen; Figur 3A illustrerer en retningsbestemt akustisk mottager; Figur 3B illustrerer på-siden-av-akse-lydbølger som treffer en retningsbestemt akustisk mottager; Figur 3C illustrerer et skjematisk eksempel på en akustisk mottagermatrise i et nedihulls miljø; Figur 4A illustrerer en skjematisk oversikt over et nedihulls seismisk innhentings-verktøy; Figur 4B illustrerer de relative posisjonsdataene til mottagerne for ulike typer datainnsamlere; Figur 4C illustrerer en skjematisk oversikt over tidsskifterelasjonsavvik i henhold til den foreliggende oppfinnelsen; Figur 5 illustrerer eksempler på datainnsamlere; Figur 6 illustrerer eksempler på datainnsamlere etter påtrykking av valgte tidsskift; Figur 7 illustrerer en nedihulls syntetisert seismisk matrise for å se foran borekronen; Figur 8 illustrerer en nedihulls syntetisert seismisk matrise som ser foran borekronen på siden av boreretningens akse; Figur 9 illustrerer en nedihulls syntetisert seismisk matrise som ser foran borekronen på avblendende reflektorer; Figur 10 illustrerer en nedihulls syntetisert seismisk matrise som ser foran borekronen og selektivt ser på siden av boreretningens akse mot en kvadrant; og Figur 11 illustrerer en nedihulls syntetisert seismisk matrise som retningsbestemt ser mot sider av borehullet.

Mens oppfinnelsen vil bli beskrevet i sammenheng med dens foretrukne utførelses-former, vil det være forståelig at oppfinnelsen ikke er begrenset til dette. Tvert imot er det hensikten å dekke alle alternativer, modifikasjoner og ekvivalenter som kan innbefattes innenfor ånden og rekkevidden til oppfinnelsen, som definert i de vedlagte kravene.

DETALJERT BESKRIVELSE AV DE FORETRUKNE UTFØRELSESFORMENE

Den foreliggende oppfinnelsen er en fremgangsmåte og et system for en nedihulls kilde med mottagere for bruk under boring, som er i stand til å avbilde foran boreanordningen, hvilket løser de ovenfor nevnte manglene ved vanlige fremgangsmåter. På denne måten gjør fremgangsmåten og anordninger til den foreliggende oppfinnelsen det mulig å bestemme seismiske bilder av reflektorer foran borekronen i og nær boreretningen. Andre fordeler med oppfinnelsen vil være lett forståelig for fagpersoner basert på den følgende detaljerte beskrivelsen. I den grad den detaljerte beskrivelsen gjelder en konkret utførelsesform eller en bestemt bruk av oppfinnelsen er det hensikten at dette skal være illustrerende og det skal ikke tolkes dit hen at det skal begrense oppfinnelsens rekkevidde.

Figur 2 viser et skjematisk diagram over et boresystem 10 som har en nedihulls anordning som omfatter et nedihulls sensorsystem og overflateanordninger i henhold til en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. Som vist omfatter systemet 10 et konvensjonelt boretårn 11 reist på et boredekk 12 som støtter et rotasjonsbord 14 som roteres av en drivmotor (ikke vist) i en ønsket rotasjonshastighet. En borestreng 20, som omfatter en borerørseksjon 22, strekker seg nedover fra rotasjons-bordet 14 inn i et borehull 26. En borekrone 50 festet til borestrengens nedihulls-ende smuldrer opp den geologiske formasjonen 23 når den roteres. Borestrengen 20 er koblet til et heiseverk 30 via en rotasjonsrørsammenføyning 21, svivel 28 og line 29 gjennom et system med trinser (ikke vist). Under boreoperasjoner åpnes helse-verket for å kontrollere vekten på borekronen og inntrengningshastigheten til borestrengen 20 inn i borehullet 26. Operasjonen av heisverket er godt kjent i fagområdet og er derfor ikke beskrevet i detalj her.

Under boreoperasjoner blir en passende borevæske (vanligvis referert til som "slam") 31 fra en slamtank 32 sirkulert under trykk gjennom borestrengen 20 av en slam-pumpe 34. Borevæsken 31 passerer fra slampumpen 34 inn i borestrengen 20 via en støtdemper 36, væskelinje og rotasjonsrørsammenføyningen 21. Borevæsken blir tømt ut i borehullbunnen 51 gjennom en åpning i borekronen 50. Borevæsken sirkulerer opp gjennom hullet gjennom den sirkulære åpningen 27 mellom borestrengen og borehullet 26 og blir tømt inn i slamtanken 32 via en returlinje 35. Fortrinnsvis blir ulike sensorer (ikke vist) passende utplassert på overflaten i henhold til kjente fremgangsmåter i teknikkens stand for å tilveiebringe informasjon om ulike borerelaterte parametere slik som væskestrømmens hastighet, vekt påtrykket borekronen, last på kroken og så videre.

En overflate kontrollanordning 40 mottar signaler fra nedihulls sensorer og anordninger via en sensor 43 plassert i væskelinjen 38 eller andre passende steder og prosesserer slike signaler i henhold til programmerte instruksjoner tilveiebrakt overflate kontrollanordningen. Overflate kontrollanordningen fremviser ønskede boreparametere og annen informasjon på et display/ en monitor 42 hvis informasjon utnyttes av en operatør for å kontrollere boreoperasjoner. Overflate kontrollanordningen 40 innbefatte en datamaskin, minne for lagring av data, data-registreringsanordning og andre periferianordninger. Overflate kontrollanordningen 40 omfatter også modeller og prosesserer data i henhold til programmerte instruksjoner og svarer på brukerkommandoer som legges inn med passende midler slik som med et tastatur. Kontrollanordningen 40 er fortrinnsvis tilordnet å aktivere alarmer 44 når visse usikre eller uønskede operasjonsbetingelser inntreffer.

I den foretrukne utførelsesformen av den foreliggende oppfinnelsen, er nedihulls boreanordningen 59 (også referert til som nedre del av borerøret eller "BHA") som omfatter de ulike sensorene og MWD-anordningene for å tilveiebringe informasjon om formasjonen 23 og nedihulls boreparametere koblet mellom borekronen 50 og borerøret 22.

Med referanse til Figur 2 omfatter BHA 59 også nedihulls sensorer og anordninger, i tillegg til de ovenfor beskrevne overflatesensorene, for å måle nedihulls parametere av interesse. Slike anordninger omfatter, men er ikke begrenset til, en anordning for å måle formasjonsresistiviteten nær borekronen, en gammastråleanordning for måling av formasjonens gammastråleintensitet, anordninger for bestemmelse av borestrengens helling og asimut og trykksensorer for måling av trykket i nedihulls borevæske. De ovenfor nevnte anordninger sender data til nedihulls-pulseren 134 som i sin tur sender dataene opp igjennom hullet til overflate kontrollanordningen 40. Den foreliggende oppfinnelsen utnytter fortrinnsvis en slampuls telemetriteknikk for å kommunisere data fra nedihulls sensorer og anordninger under boreoperasjoner. En signalomformer 43 som er plassert i slamforsyningslinjen 38 fanger opp slampulsene som følger dataene utsendt av nedihulls-pulseren 134. Omformeren 43 genererer elektriske signaler som svar på slamtrykkvariasjoner og sender slike signaler via en elektrisk leder 45 til overflate kontrollanordningen 40. Alternativt kan andre telemetri-teknikker slik som elektromagnetiske og akustiske teknikker eller en hvilken som helst passende teknikk utnyttes for å oppnå hensiktene med denne oppfinnelsen.

Fremgangsmåten og anordninger til den foreliggende oppfinnelsen legger tilrette for å produsere seismiske datasett som er relativt enkle og raske å implementere ved bruk av nedihulls verktøy som omfatter seismiske omformere. Ikke bare er oppfinnelsen i stand til å avbilde rett fremfor boreanordningen, langsmed borehullsaksen, men ved hjelp av enkle justeringer er vi i stand til å velge en undersøkelsesvinkel bort fra borehullsaksen. Den enkle justeringen for å endre undersøkelsesvinkelen medfører å regne om resultatene dataene uten nødvendigheten av å innhente nye data. Den presenterte oppfinnelses fremgangsmåte tilveiebringer syntetisering av lange mottagermatriser med prosessering som trenger enkle og raske algoritmer og er i stand til å avbilde fremfor boreanordningen i utvalgte undersøkelsesvinkler. Fremgangsmåten er rask nok til å muliggjøre bestemmelse av seismiske bilder av refleksjoner før boring gjennom disse reflektorene.

Tilveiebringelsesgeometrien for seismisk billeddannelse foran borehodet har lenge vært et problem når en brønn skal bores. Den bestemte geometrien til nedihulls seismiske datatilveiebringelsesanordningen er som anordninger i et langt, relativt tynt, borehull med svært liten åpning vinkelrett på boreretningen (bredde i forhold til retningen som vi ønsker å se i). En slik geometri er illustrert i Figur 3A for en retningsmottager som svarer til situasjonen til en retningsantenne eller "haglgevær-mikrofon". Retningsmottageren skiller mellom signaler 305 som kommer fra alle sektorer unntagen de som grovt sett kommer langs dens akse 311. Lyden som forplanter seg langs aksialretningen hindres ikke og blir mottatt av mikrofonen 303 i enden av "geværløpet". Som illustrert i Figur 3A, er mikrofonmottagerelementet 303 i enden av "geværløpet" eller en tilsvarende struktur 309. Geværløpskonfigurasjonen i

Figur 3A er vist oppskåret med slisser i siden av "geværløpet" 309.

Som illustrert i Figur 3B, idet utenom-akse lydbølger 308 møter på "geværløpet" 309, så vil de akustiske banelengdene til den innkommende bølgefronten 308 bli brukket opp av slisseinngangene 307. Hver bølgefront som passerer gjennom en slisse 307 ankommer mikrofonen ute av fase med sin nabo. Destruktiv interferens 313 er resul-tatet idet lyden kommer til sensoren 303, slik at utenom-akse lyd får dempet amplituden.

Utenom-akse intensiteten kan være reversert eller modifisert. For eksempel når vi fyller heliumgass inn i "haglgeværløpet", vil det indre løpets bølgehastighet øke slik at, for en bestemt utenom-akse vinkel, mikrofonen mottar alle signalene i fase. Som et alternativ til å reorientere mikrofonen kan akseptansevinkelen bli styrt utenom-akse ved å endre hastighetskontrasten mellom "haglgeværmikrofonens" innside og utside. Vi kan i virkeligheten styre følsomhetsvinkelen ved å justere ankomsttiden til lyden ved mikrofonen. Dette skaper konstruktiv interferens for lydbølgene for gitte vinkler og destruktiv interferens for lydbølger fra andre vinkler.

Figur 3C illustrerer et skjematisk eksempel på et mottageroppsett for fremgangsmåten og systemet til den foreliggende oppfinnelsen for situasjonen med å prosessere de mottatte dataene i nedihulls omgivelser. Den foreliggende situasjonen svarer til å plassere multiple mikrofoner 303 langs løpet 309 slik at signalene 308 blir mottatt i ulike fysiske posisjoner. Disse elektroniske signalene 308 blir så sendt gjennom et summasjonsnettverk 317 som har valgbare tidsforsinkelser for hver kanal og er videre avhengig av geometrien fra kilde til mottager, mottagergeometrien og hastigheten. På denne måten kan følsomhetsvinkelen enkelt velges ut og endres. I tilfellet med MWD kan utenom-akse styring og fokusering selektivt muliggjøres for det returnerende reflekterte seismiske signalet. Dataene (for eksempel sporings-registreringer) fra hver enkelt mottager blir forsinket relativt til hverandre med en størrelse som avhenger av den lokale formasjonshastigheten og utenom-akse vinkelen. Tilslutt blir alle traseene summert sammen, hvilket resulterer i et fokusert "se-fremover" bilde bestemt ut ifra de reflekterte seismiske bølgene.

Som et eksempel, kun av illustrasjonshensyn, av den foreliggende oppfinnelsen kan et nedihulls verktøy benytte i det minste en kilde og en flerfoldighet av mottagere (for eksempel en kilde og 8 mottagere) for å undersøke hastigheten til akustisk energi i formasjonene rundt boreanordningen og foran verktøyet i boreretningen. I akustisk logging i henhold til konvensjonell teknikkens stand, anvendes registrerte baner med en felles kilde i bestemmelsen av formasjonshastighet. Bare den akustiske energien som er avbøyd langs borehullformasjonsveggen er av interesse. Tidsskiftet (vanligvis betegnet "move-out" eller "step-out") mellom tilstøtende baner gir indikasjoner om formasjonshastigheten. Dette fungerer greit bare, hvilket er kjent blant aktører som er fagfolk, når formasjonen har en høyere akustisk bølgehastighet enn borehullvæsken. I tillegg kan det være nødvendig, ved hjelp av mekanisk filtrering, å dempe høy-hastighets bølger som forplanter seg langs selve verktøyet.

Illustrasjonen i Figur 4A viser eksempelvise relative posisjoner av kilde- og mottager-geometriposisjoner på et skjematisk eksempel på en nedihulls akustisk verktøy 427. Nedihulls akustisk verktøy 417 har et kildepunkt 402 og åtte mottagere 404. Fagpersoner vil forstå at fremgangsmåten og systemet til oppfinnelsen ikke er begrenset til et bestemt antall kilder eller mottagere eller et eller annen spesifikt forhold mellom kildene og mottagerne på verktøyet.

Idet ny formasjon blir boret inn i og seismiske data tilveiebrakt kan formasjonshastigheten beregnes ut ifra felleskilde innsamlinger. Felleskilde innsamlinger er en vanlig fremgangsmåte å tilveiebringe seismiske data. Felleskilde innsamlingen som kan tilveiebringes med nedihulls verktøyet 427 kunne være en registrering av åtte baner der de åtte mottagerne 404 har mottatt seismisk energi fra en kilde 402. Det vil forstås at en veldig liten avstand eller en hvilken som helst avstand kan benyttes.

Figur 4B illustrerer de relative skudd og mottagerposisjonene til et nedihulls verktøy 417 med en svært jevn avstand av illustrasjonsmessige hensyn. Ved å vise Zs aksen 401 kan vi se, når kilden og mottagerne er på en felles dybde, at vi plotter dem langs en 45 graders linje 405. Andre linjer illustrerer sett med felleskilde 409, felles for skyvning og felles midtpunkt 415, i tillegg til mottagerposisjonsakse 413 for bestemmelse av Zr.

Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer avbildning av seismiske refleksjoner som inntreffer bort fra og nærmere bestemt foran borekronen, langs og nær borekronens akse. Dette krever fokusering av kildeenergien i nedihulls retningen mens alle andre enn den mottatte reflekterte energien som beveger seg opp-hulls blir avvist. Ved å ha en konsistent kildesignatur som avfyres inn i samme type mottagere er det mulig å se dataene som om de kom fra en enkelt kilde og ble mottatt av en enkelt kilde. Ved matematisk å manipulere dataene i tid ved å velge passende tidsforsinkelser, kan vi gjøre det slik at dataene ser ut som om kilden og mottageren befinner seg på samme dybde. Tiden det tar å skifte en bane i tid ville være et tidsskifte At som korrigerer for refleksjonstiden for en kilde lokalisert på dybde Zs en mottager lokalisert på dybde Zr slik at det virker som om kilden og mottageren var lokalisert samme sted på en dybde Zo. Deretter, dersom bølgene ankom med en vinkel 9 i forhold til verktøyet, vil vi så erstatte formasjonshastigheten v med fase-

hastigheten —-—.

cos(Ø)

Figur 4C demonstrerer skjematisk avledningen av tidsskift som skal anvendes slik at kilden og mottageren opptrer samlokalisert. Når kilden og mottageren er hensikts-messig samlokalisert, vil reflektorene summere seg konstruktivt i stokkeprosessen både for på-akse og utenom-akse. De samlokaliserte kilde og mottagerpunktene blir syntetisert ved tidsskifting slik at de opptrer som illustrert i 420 i Figur 4C. Tiden tldnfra kilden 402 til reflektoren 407 er lik med distansen ( Zref -Z0) dividert med formasjonshastigheten, v. Tiden tidnsom energien bruker for å returnere fra reflektoren 407 til den samlokaliserte mottageren 404, er den samme beregningen, ( Zref- ZQ)/ v.

En vanlig situasjon for nedihulls seismiske data er illustrert i 430 i Figur 4C der en kilde 402 og en mottager ikke er samlokalisert. For å bestemme et tidsskifte for en utvalgt referansedybde Z0, i betydningen av samlokalisert kilde og mottager situasjon 420, er den virkelige tiden fra en kilde 403 til en reflektor 407 og tilbake til mottageren 404 kombinert med differansene fra den utvalgte dybden Z0. Tidsdifferansen fra den valgte referansen til kilden er Atdn. Tiden t2dnfra kilden 402 til reflektoren 407 er ( Zref - Zs)/ v. Tiden t2dnfra reflektoren til mottageren 404 er ( Zref - ZR) lv. Tidsdifferansen mellom mottageren og den valgte referansen er Atup. Tidsdifferansen mellom den valgte referansedybden og kilden blir sett som å være ktdn=('w„ -*!*,)■ Tidsdifferansen mellom den valgte referansedybden og mottageren blir sett som å være Atup = ( tlup - t2up). Tidsdifferansen som skal anvendes på den seismiske databanen blir så kombinasjonen av Atdnog Atup. Ut ifra dette kan man se

(Z +Z -2Z)

at A/0= Atdn+ At . Dette leder til A/0 = ^ - —. Som tidligere fastslått, dersom

v

bølgene ankommer i en vinkel 9 i forhold til verktøyet, kan vi erstatte formasjons-

hastigheten v med fasehastigheten —-—.

cos(Ø)

Tidsskiftene for stokking av dataene kan beregnes ut ifra den følgende ligningen:

(Z +Z -2Z )

A/0= ^ —cos(Ø). Dette tidsskiftet, A/0, er tilleggs tidsskiftet for en bane

v

som har sin kilde på dybde Zs, sin mottager på dybde ZR og referanse til Z0, en dybde der kilden og mottageren synes å være samlokalisert (en virtuell nullavstand). Vinkelen 9 er utenom-akse vinkelen som undersøkes og v er den lokale p-bølge formasjonshastigheten.

Operasjonelt kan et bredt omfang av kilde og mottagergeometrier benyttes. For eksempel kan verktøyet innbefatte en kilde og multiple mottagere eller multiple kilder og mottagere. Eksempelet på nedihulls verktøy 417 i Figurene 4A og 4B omfatter en kilde 402 og åtte mottagere 404. Dersom vi nøyaktig følger opp de innsamlede datadybdeposisjonene i forhold til hverandre, kan vi så benytte registreringene fra alle kilde og mottagerposisjonene til å syntetisere en lang matriseaktig 'antenne' som er fokusert foran borekronen. Vi er ikke begrenset til bare å se direkte langs borehullet. Vi kan danne en stråle i enhver retning i forhold til borehullsaksen ved passende å prosessere alle banene fra en serie av kildeaktiveringer og med passende valg av tidsforsinkelser. Ved tidsskifting og summasjon av hver bane i henhold til ligningen ovenfor kan vi simultant danne kildestrålen og fokusere mottagerstrålen. Fremgangsmåten og systemet til den foreliggende oppfinnelsen fordrer kunnskap til de lokale formasjonenes akustiske hastighet og de relative posisjonene til alle kilder og mottagere som er benyttet til syntetisering av matrisen. Som et resultat danner vi en lang virtuell kilde-mottager matriseaktig antenne.

Utsendelse av bølger inn i en formasjon og gripe tak i refleksjonene fra formasjonen ved bruk av den foreliggende oppfinnelsen kan kreve bruk av tre typer bane-grupperinger kalt samlinger eller seksjoner i tillegg: felles mottager 403, felles offset 407 og felles midtpunkt 415. Disse seksjonene kan syntetiseres ved å ta hver enkelt bane fra den passende felleskilderegistreringen 409. Videre er det viktig at lokalise-ringen av nedihulls innhentingsverktøyene er nøyaktig kjent for hver felleskilde- registrering 409. Ellers kan det være at den kalkulerte bane-til-bane "step-out" ikke er nøyaktig nok til å syntetisere og derigjennom fokusere kilde og mottagersignaler.

En fremgangsmåte for nøyaktig å bestemme dybden til en nedihulls boreanordning er fremvist i US-patentsøknad nr. 10/167,332 med inngivelsesdato 11. juni 2002 av

Dubinskym. fi. tilordnet innehaveren av den herværende oppfinnelsen og i sin helhet innlemmet her som referanse. Et eksempel på et nedihulls verktøy som kan benyttes med fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelsen er illustrert i Figur 4D, Baker-Hughes INTEQ logging-under-boring verktøy. Dette verktøyet blir referert til som "Acoustic Properties eXplorer (APX)" 440. APX verktøyet omfatter seismiske kilder og seismiske sensorer 450. Figur 5 illustrerer et utvalg av hvordan de ulike felles seksjonene opptrer for en reflektor direkte foran borekronen. Datasamlingene som hentes inn er som regel felles kilde 409 seksjoner selv om andre innhentingssamlinger er mulige avhengig av innhentingsutstyr og datalagring. Alle disse formene for samlinger kan syntetiseres ved å reorganisere dataene. Som illustrert i Figur 5 kommer tidlig ankomst signal-pulser fra den avbøyde akustiske bølgen som beveger seg langsetter borehullet. I Figur 5 er linje 411 en referanselinje som markerer den omtrentlige plasseringen der den avbøyde energien vil ankomme på samlingsseksjonene 409, 403, 407 og 415. De senere ankommende signalpulsene er refleksjoner som ankommer langs referanselinjen 419. I prinsippet ville alle signalene som er registrert bli utnyttet i prosesseringen. Av de fire seksjonstypene 409, 403, 407 og 415 bruker fremgangsmåter i henhold til teknikkens stand bare felleskilde 409 seksjoner for å bestemme den lokale formasjonshastigheten. Formasjonshastigheten kan bestemmes direkte ut ifra felles offset seksjon 407 ved bruk av refraksjonsankomsten 411. I fremgangsmåter i henhold til teknikkens stand opphører registrering før betydningsfulle refleksjoner kan ankomme fordi bare den avbøyde ankomsten var ønskelig. I tillegg har ingen teknikkens stand bruk blitt gjort av de tre typene av syntetiserte seksjoner for å se foran borekronen i et nedihulls miljø.

Som illustrert i Figur 6 vil, med passende tidsskifting, refleksjonshendelsene 419 inntreffe samtidig og summere eller stable seg opp til å fremskaffe en sterk reflektert seismisk hendelse. De tidlig avbøyde hendelsene 419 blir sklidd i ulik grad for hver bane og deres sammenlagte respons vil dempes som et resultat av destruktiv interferens på grunn av skjevt plassert energi. Liten avstand mellom registrerte data kan tilveiebringe forbedret bidrag til oppstablede seksjoner på grunn av forbedret signal støyforhold (SNR). Imidlertid vil, uansett hvor mange baner som benyttes, refleksjonshendelsene fortsatt stable seg opp for passende tidsskiftede data mens refraksjonshendelsen dør ut.

For seismisk å se foran borekronen med nedihulls seismiske innhentingsverktøy, er de akustiske kildene og mottagerne nødvendigvis arrangert langs borehullet. Bruk av et akustisk verktøy kan være upraktisk fordi boreanordninger er ganske korte sammenlignet med den seismiske bølgelengden. Imidlertid kan de ønskede matrisene syntetiseres med dataprosessering ut ifra de oppsamlede registreringene tilveiebrakt under inkrementene bevegelser av det relativt korte boreverktøyet. Figur 7 illustrerer en MWD syntetisert matrise 701 i forhold til plasseringen 703 av dataene som vil være i fase med bruk av passende tidsforsinkelsesdataskifting. Dataene er fokusert på skiven 703. Skivens kant 703 vil ikke være "hard", men vil bli mer "sløret" eller mindre fokusert mot utsidekanten til av skiven 703. Den MWD syntetiserte seismiske matrisen 701 er illustrert i Figur 7 til å ha alternative mottagere 709 og sendere 707 selv om andre arrangementer kan være ekvivalente, avhengig av verk-tøyinnhentingsgeometrier eller valg av dataprosesseringsparametere. Som illustrert i Figur 7 er skiven 703 definert med vinkelen i forhold til matrisens retning som en vinkel 711. For avbildning direkte foran boreanordningen er vinkelen 711 tilnærmet lik 0 og derfor er cosinus til vinkelen tilnærmet lik 1.

Ved å utnytte egenskapen med aksial fasehastighet på bølgen som forplanter seg på skrå i forhold til borehullet, kan vi undersøke formasjonen langsetter utenom-aksen i sirkelformede ringer og ikke bare avbildning av arealet direkte foran borekronen. Dette innebærer at i en gitt vinkel vil den konstruktive interferensen opptre på energier som returnerer fra hvor som helst på ringen. Denne ringen er definert av lengden på matrisen og amplituden til de returnerende energiene. Jo kortere bane-lengde, fra ringens sentersirkel, desto sterkere signal og den ytre kanten vil være minst sterk. Figur 8 illustrerer geometrien til avbildende forovervendte ringer 821 med den syntetiserte seismiske matrisen 701. En syntetisert matrise 701 med alternerende mottagere 709 og sendere 707 kan benyttes til å fokusere seismisk energi som returnerer til matrisen 701 fra ringene 821 langs en vinkel 811 til matrisen. Vinkelen 811 heller mer mot matriseaksens retning enn den i Figur 7 skive 703 vinkel 711 og hellingen mot aksialretningen øker mens vinkelen 811 øker. Figur 9 illustrerer skjematisk de returnerende energiene 905 fra en del av et sett med ringer, for eksempel fra et område med et formasjonsplan 907 som har en dip som ikke er normalt på boreretningen. De returnerende energiene 905 er en illustrasjon for å vise den skjeve innfallsvinkelen til energien mot den syntetiserte matrisen 701. Modellering og/eller kvadraturmottagere kan benyttes for å bestemme hvilken kvadrant energien kommer fra.

Figur 10 illustrerer at med kvadraturmottagere, eller mottagere segmentert rundt

aksen til loggeverktøyet eller BHA, vil det være mulig å velge eller beregne en ringdel 1001 av ringene 821 for å tilveiebringe en mulighet til å avbilde i en utvalgt retning og sammenligne denne avbildningen med en i annen utvalgt retning. Dette blir gjort ved å prosessere og omberegne dataene, ikke ved å tilegne seg dem om igjen.

Figur 11 illustrerer at mens vinkelen (811 i Figur 8) åpner seg mot 90 grader kan vi begynne å se rundt borehullet. Kvadratur vil da gjøre det mulig for oss å bestemme en side-seende matrise vinkelrett på borehullet i en hvilken som helst retning for å gjøre det mulig å avbilde reflektorer som i det vesentlige er parallelle med hullbanen. Ringdelene 1001 ligger da vinkelrett på den syntetiserte matrisen 701.

Fremgangsmåten og anordningene til den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer rask prosessering og omhyggelig manipulasjon av tidsskift og passende rotasjon av kvadraturdata til å legge tilrette for bestemmelse av flerfoldige avbildninger fra ett datasett og på denne måten å opplyse et større område i en ønsket retning. Den foreliggende oppfinnelsen muliggjør tolkning av disse datasettene i tid eller dybde for å kunne foreta hurtige borebeslutninger for å oppnå større verdi fra reservoarer på grunn av forbedret hullbaneplassering hvilket resulterer i mer effektiv reservoar-utnyttelse.

Seismisk energi kan forbedres langs borehullets akse ved å igangsette kaskader av kildene. For eksempel kan et nedihulls verktøy innbefatte en flerfoldighet av kilder som blir avfyrt i sekvens slik at den seismiske energien fra hver av kildene danner en samlet og dirigert bølgefront. Kaskadene av seismiske kilder gir en retningsformet bølgefront i borekronens retning. Dette forbedrer signal til støyforholdet ved å tillate et høyere amplituderefleksjonssignal fra formasjoner foran borekronen.

Denne oppfinnelsen omfatter bruken av akustiske data generert og mottatt nedihulls der hensikten med registreringen er å prosessere dataene på en slik måte at man kan se direkte foran borekronen, langsetter borekronens akse eller, avhengig av pro-sesseringsalgoritmen, på et område rundt borekronen i en vinkel bort fra borestreng- aksen. Kjernen i den nye ideen er den relativt enkle prosesseringsfremgangsmåten som blir benyttet på dataene.

Registreringssystemet, som kan være et nedihulls lydverktøy eller en modifisert versjon av et registreringsverktøy, registrerer akustiske data i mange dybder, i små inkrementer, for å danne en stor serie med målinger ut ifra et mye lavere antall mottagere og utforme en syntetisk matrise. Prosesseringsrekkefølgen utnytter det faktum at signalene kommer fra en repeterbar kilde slik at dataene kunne være ekvivalent med et meget høyt antall med mottagere som registrerte samtidig fra én kilde. Dette er ekvivalent med en miniseismisk oversikt med kilden nedihulls istedenfor på overflaten og som beveger seg nedihulls med samme takt som mottagerne.

Fremgangsmåten og anordningene til denne oppfinnelsen bruker en prosesserings-rekkefølge som muliggjør fellesdybde punktsamling for å forbedre signal til støy forholdet (SNR) for det reflekterte akustiske feltet direkte. I tillegg blir et tidsskifte kalkulert og anvendt på dataene for hvert fellesdybdepunkt det vil si skifter alle data tilbake til en felles kildedybde før samling igjen. Dette forbedrer videre det reflekterte bølgefeltet og kan gjøres før noen slags forsterkning blir iverksatt. Denne dobbelte samlingen muliggjør for ønskede signaler å få mye større SNR og muliggjør direktivitet i "rådataene".

Som en oppsummering blir tidsforsinkelsene bestemt ved bruk av ligningen

(Z +Z -2Z)

At0= ^ - —cos(Ø), der A/0er det additive tidsskiftet for en bane som har sin

v

kilde ved Zs, sin mottager ved ZRog referert til null forskyvning ved Z0. 9 er utenom-akse vinkelen til undersøkelsen og v er den lokale p-bølgehastigheten. Denne bestemmelsen av tidsskiftet gjør det mulig for prosessen å bestemme vinkelen eller direktiviteten der dataene er samlet konstruktivt referert fra borekronens akse. Alle andre data fra ikke valgte vinkler lider av destruktiv interferens og forbedrer på denne måten signal til støyforholdet ytterligere. Dette kan sees på som å være en koaksial sirkulær ring definert ut ifra det inklusive dybdeområdet til dataene og vinkelen fra boreaksen. Bestemmelsen av formasjonshastigheten i nærheten av kilde-mottager offset er også påkrevd. Denne prosesseringen kan gjøres nedihulls eller de råe eller prosesserte dataene kan sendes opphulls. Det resulterende datasettet kan prosesseres på en tilsvarende måte som et VSP datasett og et bilde av formasjons-refleksjoner kan utformes.

Fremgangsmåten og anordningene til den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer høyoppløselige avbildninger av refleksjonshendelser foran eller i en vinkel i forhold til den planlagte og den virkelige borebanen. Når bilder kan bestemmes foran borekronen kan borebanen modifiseres for bedre utnyttelse av reservoarene. Tolkning av disse bildene kan gjøre det mulig å foreta borebeslutninger med mye større sikkerhet om hva som er i ferd med å bli boret eller nærhet til hendelser som boreren forsøker å unngå.

Innhentingsmaskinvaren kan enkelt modifiseres av fagpersoner for å oppnå data-innhentingsverktøykonfigurasjonene som er fremvist her. Lavere frekvens, høyere amplitude kilder med reduserte verktøykroppbølger er fordelaktig. Kaskader eller tidsforsinket avfyring av kildene forbedrer retningsegenskapene i retningen til borehullet for å muliggjøre kildedata med høyere amplitude. Segmentering av mottagerne på innhentingsverktøyet kan ledsages av passende tidsskifter for hver enkelt mottager som muliggjør aktiv "stråleforming" av det avbildede området til "over", "under" og "til siden" og kan muliggjøre atskillige bilder ut ifra ett datasett for å fremheve muligheten til å tolke nedihulls miljøet.

På denne måten tilveiebringer fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelsen bestemmelse av bilder foran borekronen og nær boreaksens retning. Fagpersoner vil forstå at fremgangsmåten og anordningene beskrevet her kan praktiseres inkludert men ikke begrenset til utførelsesformene arrangert her. Videre bør det forstås at oppfinnelsen ikke skal begrenses urimelig til det foregående som er fremsatt med illustrerende hensikter. Ulike modifikasjoner og alternativer vil være åpenbare for fagpersoner uten å avvike fra den virkelige rekkevidden til oppfinnelsen som definert i de følgende kravene.

Claims (17)

1. Fremgangsmåte for å bestemme en egenskap ved en berggrunnsformasjon (23) ved bruk av et akustisk loggeverktøy i en BHA- eller bunnhullsanordning (59) i et borehull (26) i nevnte berggrunnsformasjon (23), hvor fremgangsmåten omfatter følgende trinn: (a) å benytte minst én sender (402, 707) i nevnte akustiske loggeverktøy for å generere akustiske signaler inn i nevnte formasjon (23) på en første dybde i nevnte bunnhullsanordning (59); (b) å benytte en flerfoldighet av mottagere (404, 709) på nevnte loggeverktøy for å motta akustiske signaler, idet nevnte flerfoldighet av mottagere (404, 709) er plassert aksialt med avstand fra den minst ene sender (402, 707); (c) å gjenta trinn (a) og (b) på i det minste en tilleggsdybde i nevnte bunnhullsanordning (59); (d) å sortere nevnte signaler på nevnte første dybde og den minst ene tilleggsdybde inn i det minste en av: (i) en felles mottagersamler, (ii) en felles skiftsamler og (iii) en felles midtpunktsamler, som gir omsorterte signaler; og (e) å prosessere nevnte omsorterte signaler for å tilveiebringe en akustisk avbildning eller bilde som skråner i forhold til borehullets (26) akse.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den minst ene sender (402, 707) omfatter en flerfoldighet av sendere (402, 707).

3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, videre omfattende trinn med sekvensielt å avfyre nevnte flerfoldighet av sendere (402, 707) i borehullets aksialretning i henhold til tidsforsinkelser som er valgt ved bruk av en formasjonshastighet.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor i det minste en av nevnte flerfoldighet av mottagere (404, 709) omfatter segmenterte mottagere (404, 709).

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor prosesseringstrinnet videre omfatter bestemmelse av en hastighet ut ifra en felles kildeinnsamler.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor prosesseringstrinnet videre omfatter utvelgelse av i det minste en kvadrant ut fra borehullets (26) akse.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor prosesseringstrinnet videre omfatter definisjon av tidsskift i henhold til en avbildningsretning som skråner i forhold til borehullets (26) akse.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvor tidsskift, At0, bestemmes i henhold til (Z+Z-2Z) At0=— - —cos(Ø), der Zser kildedybden; ZRer mottagerdybden; Z0er v den valgte referansedybden; v er formasjonshastigheten; og 9 er undersøkelses-vinkelen.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor prosesseringstrinnet videre omfatter utvelgelse av et sett med tidsskift, slik at den minst ene sender (402, 707) og den minst ene mottager fremtrer samlokalisert på en utvalgt referansedybde.

10. System for bestemmelse av en egenskap ved en berggrunnsformasjon (23) ved bruk av et akustisk loggeverktøy på en BHA- eller bunnhullsanordning (59) i et borehull (26) i nevnte berggrunnsformasjon (23), hvor systemet omfatter: (a) minst én sender (402, 707) i nevnte akustiske loggeverktøy, som er innrettet for generering av akustiske signaler inn i nevnte formasjon (23) på en dybde i nevnte bunnhullsanordning (59); (b) en flerfoldighet av mottagere (404, 709) på nevnte loggeverktøy, som er innrettet for mottak av akustiske signaler ved en flerfoldighet av borehullets (26) dybder, der nevnte flerfoldighet av mottagere (404, 709) er skilt fra hverandre aksialt fra den minste ene sender (402, 707); og (c) en prosessor som er innrettet for sortering av nevnte akustiske signaler mottatt ved nevnte flere dybder; karakterisert vedat prosessoren er innrettet for: (A) sortering av nevnte akustiske signaler mottatt ved nevnte flerfoldighet av dybder inn til i det minste en av: (i) en felles mottagersamler, (ii) en felles forskyvningssamler og (iii) en felles midtpunktsamler, som gir eller fører til omsorterte signaler; og (B) prosessering av nevnte omsorterte signaler for å tilveiebringe en akustisk avbildning eller bilde som skråner i forhold til borehullets (26) akse.

11. System ifølge krav 10, hvor den minst ene sender (402, 707) omfatter en flerfoldighet av sendere (402, 707).

12. System ifølge krav 11, hvor nevnte flerfoldighet av sendere (402, 707) avfyres sekvensielt i borehullets (26) aksialretningen i henhold til tidsforsinkelser utvalgt ved bruk av en formasjonshastighet.

13. System ifølge krav 10, hvor i det minste en av nevnte flerfoldighet av mottagere (404, 709) omfatter segmenterte mottagere (404, 709).

14. System ifølge krav 10, hvor prosessoren er innrettet for bestemmelse av en formasjonshastighet ut ifra en felles kildesamler.

15. System ifølge krav 10, hvor prosessoren er innrettet for definisjon av en flerfoldighet av tidsskift i henhold til en avbildningsretning som skråner i forhold til borehullets (26) akse.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, hvor prosessoren er innrettet for bestemmelse (Z +Z -2Z) av nevnte tidsskift, At0, som bestemmes i henhold til At0= — —cos(Ø), der v Zser kildedybden; ZRer mottagerdybden; Z0er den valgte referansedybden; v er formasjonshastigheten; og 6 er undersøkelsesvinkelen.

17. System ifølge krav 10, hvor prosessoren er innrettet for bestemmelse av et sett med tidsskift, slik at den minst ene sender (402, 707) og den minst ene mottager (404, 709) fremstår samlokalisert på en utvalgt referansedybde.